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A revisão dos termos do contrato de exportação do gás boliviano ao Brasil, recém-negociada entre Petrobras e a YPFB, tende a abrir espaço para que empresas privadas importem mais gás do país vizinho. Esses agentes, porém, devem continuar a enfrentar, em 2024, a concorrência da Argentina pela oferta declinante de gás da Bolívia. Com o crescimento da produção interna na Argentina, havia a expectativa de que o país vizinho reduzisse sua demanda por gás boliviano e que a YPFB direcionasse volumes maiores de sua oferta para os comercializadores privados, no Brasil, a partir do ano que vem. A situação na Argentina, porém, mudou. O atraso na licitação das obras de reversão do fluxo do Gasoduto Norte endash; que levará gás de Vaca Muerta à região Norte da Argentina endash; ameaça os planos do país de declarar a independência da importação de gás da Bolívia no inverno de 2024, como prometido pelo presidente anterior, Alberto Fernández. O governo recém-empossado de Javier Milei decretou esta semana situação de emergência energética na Argentina até o fim de 2024. O governo quer abrir caminho para uma revisão das tarifas endash; em linha com a promessa de campanha de atrair investimentos com a redução dos subsídios no setor. Mas ainda não há uma definição sobre o Gasoduto Norte. O despacho de gás firme da Bolívia para a Argentina já não está mais garantido para 2024 e a exportação passará a ser feita, em sua totalidade, na modalidade interruptível a partir de meados do ano. O discurso, na YPFB, é de que todo o gás que se deixe de exportar para a Argentina será realocado no Brasil. O sócio-diretor da Gas Energy Latin America, Álvaro Ríos, acredita, no entanto, que a flexibilização dos compromissos entre YPFB e Petrobras abre caminho para que a estatal boliviana volte a colocar o mercado argentino no radar. eldquo;O gás boliviano ainda vai ser muito necessário na Argentinaerdquo;, avalia Ríos, ex-ministro de Hidrocarbonetos na Bolívia. eldquo;Há espaço para a importação de gás na modalidade interruptível [pelos comercializadores privados] no Brasil, mas a Bolívia está muito limitada na ofertaerdquo;, complementou. O que mudou no contrato entre Petrobras e YPFB A Petrobras informou, na semana passada, que o novo aditivo com YPFB mantém o volume máximo de importação de 20 milhões de m³/dia, mas com eldquo;maior flexibilização dos compromissos firmeserdquo; de acordo com a sazonalidade e disponibilidade da oferta. A flexibilização dos compromissos firmes de entrega e recebimento garante, segundo a estatal brasileira, o fornecimento eldquo;em equilíbrio contratual para as empresaserdquo; e possibilitará à Bolívia vender volumes adicionais para outros importadores brasileiros. Ríos explica que o que está em jogo é a flexibilização das penalidades para ambas as partes: do lado da Petrobras, existe a cláusula de take-or-pay: a regra estabelece um volume mínimo de gás que deve ser retirado, para não pagamento de penalidades; do lado da YPFB, existe a cláusula de deliver-or-pay: caso o fornecedor não entregue o volume previamente solicitado pelo comprador, paga uma multa proporcional aos volumes não fornecidos. Segundo Ríos, o novo aditivo formaliza um comportamento de entrega e retirada que já vinha acontecendo ao longo do ano. Os detalhes sobre as penalidades são mantidos em confidencialidade. De acordo com dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), entre os meses mais críticos, entre maio e setembro, a entrada de gás boliviano na malha da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) foi, em média, da ordem de 13 milhões de m3/dia endash; patamar distante do teto estabelecido em contrato. eldquo;YPFB e Petrobras já haviam flexibilizado no dia a dia, agora está formalizadoehellip; Há uma conveniência mútua nesse acordo. Dá condição de apoiar a Argentina. A Bolívia hoje tem menos produção e o Brasil não está necessitando de todo o volume [contratual]erdquo;, comentou Ríos. A depender do ritmo de envio de gás boliviano ao Brasil, as importações do país vizinho pela Petrobras podem se estender para além de 2025, quando se encerra o contrato com a YPFB. Procurada, a Petrobras esclareceu que o eldquo;contrato permanece com o modelo de contratação de bloco de gás, sendo o prazo de vigência prorrogado automaticamente até a entrega integral dos volumes pactuadoserdquo;. O fato de o mercado brasileiro conviver com uma hidrologia favorável e um consumo industrial errático facilitaram a revisão dos compromissos contratuais, segundo fontes. Esta, aliás, não é a primeira flexibilização das penalidades entre Petrobras e YPFB. No ano passado, as duas companhias já haviam negociado ajustes nesse sentido. No inverno de 2022, a YPFB cortou parcialmente as exportações para a Petrobras para realocar volumes extras no mercado argentino endash; que buscava alternativas para reduzir sua dependência dos preços recordes de gás natural liquefeito (GNL). Como sua produção de gás declinante, a Bolívia não conseguiu atender ao aumento da demanda argentina e, ao mesmo tempo, manter o envio de gás ao Brasil nos mesmos níveis. A YPFB resolveu, então, aproveitar oportunidades mais vantajosas no mercado argentino. Agentes que possuem contrato com a YPFB veem como positivos os efeitos da revisão dos termos do contrato da estatal boliviana com a Petrobras sobre a abertura do mercado no Brasil. As fontes relatam, sob a condição de anonimato, contudo, que a relação comercial do lado boliviano é pragmática: entre a Argentina e os traders privados no Brasil, leva o gás quem pagar mais. No mercado brasileiro, o principal cliente da YPFB é a Petrobras, mas a estatal boliviana vem, nos últimos anos, se aproximando de comercializadores privados. Na prática, contudo, esses contratos pouco têm sido acionados, por falta de disponibilidade de molécula da Bolívia, relatam fontes do setor. A YPFB possui alguns contratos interruptíveis com empresas que se dispõem a pagar mais que a petroleira estatal pelo gás boliviano. Comercializadoras como Tradener e Delta chegaram a conseguir importar gás interruptível do país vizinho em 2022, mas enfrentaram dificuldades para manter as remessas este ano. Além delas, também possuem contratos do tipo como a YPFB empresas como a MDC e a Blueshift. Outra cliente dos bolivianos é a Âmbar Energia, do grupo Jeamp;F, que opera a termelétrica Cuiabá (MT) e assinou recentemente contrato com a Copel para aquisição da usina de Araucária (PR) endash; térmica que está conectada ao Gasbol. É uma candidata natural a buscar mais gás na Bolívia. Bolívia descobre mais gás Esta semana, a YPFB anunciou a descoberta de 230 bilhões de pés cúbicos de gás (BCF) no poço Churumas-X2, localizado em Tariquía, Tarija. A estatal boliviana solicitou a declaração de comercialidade do campo. A redução dos investimentos em exploração na Bolívia, ao longo de anos, cobra o seu preço hoje: o país vive dificuldades de repor suas reservas. No início do ano, a Wood Mackenzie publicou um relatório em que projeta um declínio da produção mais rápido do que o esperado no país vizinho. A consultoria estima que o Brasil pode não dispor mais de gás boliviano ao fim da década. E destacou que, na virada da década, a Bolívia pode passar a ser importador de gás, se não houver sucesso exploratório no país. O presidente da Bolívia, Luis Arce, chegou a afirmar este ano que a produção de gás natural do país eldquo;chegou ao fundoerdquo;. A produção da estatal YPFB caiu de 59 milhões de m³/dia para 37 milhões de m³/dia em nove anos. A atual gestão da YPFB conduz desde 2021 um plano para aumentar as reservas, que inclui a execução de 42 projetos exploratórios. O programa foi anunciado depois que a estatal não teve nenhuma nova perfuração durante todo o ano de 2020.

O governador do Rio de Janeiro, Cláudio Castro, sancionou nesta quinta-feira (21/12) a Lei 10.254/23, que regulamenta o poder de polícia, em especial ambiental, sobre a exploração de petróleo e gás em território fluminense. Na prática, a legislação cria uma taxa de fiscalização para a atividade que será cobrada mensalmente a partir de abril de 2024. A nova lei, publicada no Diário Oficial, estabelece a Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás (TFPG). O tributo deverá ser pago todos os meses pelas operadoras e tem o valor de 10 mil UFIRs (R$ 43.329) por área de concessão. O valor será corrigido anualmente, sempre em 1º de janeiro, seguindo a variação da a Unidade Fiscal de Referência do Estado do Rio de Janeiro (UFIR/RJ). A taxa valerá para empresas com contratos de concessão, partilha ou cessão onerosa. O Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), principal representante do setor no país, criticou a sanção da lei, afirmando que recebeu com eldquo;surpresa e preocupaçãoerdquo; a notícia. Afirmou que representa eldquo;grave retrocessoerdquo; e que pode afetar os investimentos futuros do setor no estado. Veja a íntegra do comunicado no fim da reportagem. Redução da taxa A medida prevê uma redução de até 80% do valor da taxa para blocos e campos de exploração em determinadas situações: blocos onde ainda não houve iniciado a atividade perfuração em campos de pequenas produções em campos maduros em produção em campos marginais (que não se encontram mais no auge da viabilidade econômica) em campos sem registro de queima ou perda extraordinária de gás natural no ano anterior em campos que a reinjeção de gás natural seja de até 30%. A lei, contudo, aponta uma exceção: quando se tratar de área concedida que pague participação especial, sob contrato de partilha ou cessão onerosa, o valor da taxa não poderá ser reduzido, devendo ser aplicado 100% do valor. A legislação define que o poder de polícia sobre a atividade de exploração e produção de petróleo e gás é do Instituto Estadual do Ambiente (Inea), em relação ao controle, registro, monitoramento, avaliação e fiscalização das atividades da indústria petrolífera. A taxa deve ser destinada integralmente à atividade fiscalizatória, incluindo os custos com órgãos e entidades públicos. Em contrapartida, as empresas estarão isentas da Taxa de Controle e Fiscalização Ambiental (TCFARJ), que tem valor bem mais baixo, na faixa dos R$ 5 mil. A matéria prevê o pagamento de juros de mora e multa caso as petroleiras não cumpram o pagamento da taxa conforme regulamentado. No caso de empresas que usarem documentos falsos ou com autenticação falsa estarão sujeitas à multa de 150% do valor da taxa devida. Indústria critica a taxa O IBP considerou eldquo;grave retrocessoerdquo; a nova taxa, ressaltou que uma tentativa anterior foi declarada incostitucional pelo STF e que pode afetar a atratividade do Rio de Janeiro. Veja a íntegra da nota enviada à epbr: eldquo;O Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) recebe com surpresa e preocupação a sanção da eldquo;Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gáserdquo; (TFPG) pelo governo do Estado do Rio de Janeiro, que representa grave retrocesso nas políticas direcionadas ao setor e trará impactos negativos na atividade de exploração e produção de óleo e gás no estado. Ao chancelar a cobrança de mais uma TFPG, o governo estadual avaliza medida já declarada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal e que milita contra a competitividade do próprio estado fluminense, com potencial para reduzir a atratividade do Rio de Janeiro e a priorização de investimentos em projetos de óleo e gás para outros Estados que não possuem essa taxa. Vale ressaltar que as empresas do setor já são grandes contribuintes para o estado do Rio de Janeiro. Somente em 2022, o estado e municípios do Rio de Janeiro receberam cerca de Re#65284; 27 bilhões em royalties da indústria do petróleo, segundo dados da FIRJAN. Além disso, são os investimentos do setor que fazem o estado do Rio de Janeiro o maior produtor de petróleo do país, com 87% da produção nacional e estimativa de chegar a 91% em 2025. Nesse sentido, o IBP lamenta a decisão do Governador e ressalta que a instituição da TFPG poderá afetar a atratividade do Rio de Janeiro como destinatário de futuros investimentos, com reflexos na geração de emprego e renda em diversos municípios com grande prejuízo para o desenvolvimento local.erdquo;

O comércio ganhou um presente de Natal neste dezembro. O faturamento do varejo nas duas primeiras semanas de mês saltou 14% na comparação com o mesmo período do ano anterior, segundo a Rede, empresa de eldquo;maquininhaserdquo; e outros meios de pagamentos do Itaú Unibanco. Segundo os dados, houve avanço de 11% no comércio físico e de 26% no e-commerce. O número de transações também cresceu, avançando 16% emdash; sendo um alta de 13% nas transações físicas e de 27% no varejo online. O tíquete médio das compras foi de R$ 91,83, sendo que no e-commerce o valor ficou em R$ 79,70, e no físico, em R$ 96,24. Como de praxe, os setores que puxam a alta são relacionados às festas de fim de ano e às férias de janeiro: hotelaria (crescimento 35,2%), lojas de departamento (30,7%), alimentos especializados (30,2%), decoração e eletrodomésticos (25,4%) e companhias aéreas (20,8%). A Rede analisou as vendas realizadas entre 1º e 17 de dezembro.

A ANP disponibilizou o Painel Dinâmico de Monitoramento de Metanol. A ferramenta tem como objetivo tornar públicos os dados que a Agência utiliza para fazer o acompanhamento das movimentações desse tipo de solvente e identificar possíveis indícios de desvio do produto para fins irregulares (como, por exemplo, para a adulteração de combustíveis). Internamente, esses dados já eram utilizados para controle do mercado e para subsidiar o planejamento das ações de fiscalização da ANP. Com a publicação do painel, a Agência dá transparência aos dados e permite que os próprios agentes econômicos e a sociedade também auxiliem na fiscalização desse mercado. Entre os usos permitidos para o metanol no Brasil, um dos principais é sua utilização como insumo na produção de biodiesel, que é uma atividade regulada pela ANP. Os produtores de biodiesel correspondem a 52% de todo o consumo de metanol no país. O restante é utilizado em outras indústrias não reguladas pela Agência, como a produção de formol, de resinas, de preparação de madeiras e compensados. Assim, a ANP tem realizado o cruzamento de dados de aquisição de metanol por produtores de biodiesel com os de produção desse biocombustível, para verificar se os volumes estão compatíveis. A proporção média de metanol adquirido pelo mercado foi de 12% em relação ao volume produzido de biodiesel. O painel mostra, dessa forma, o volume adquirido de metanol por cada agente econômico, sua produção de biodiesel no mesmo período e a porcentagem correspondente entre ambos os volumes. A ferramenta permite ainda o acompanhamento de séries temporais desses dados. Essa é mais uma medida da ANP no controle do uso do metanol no país, buscando identificar possíveis desvios já no início da cadeia de abastecimento. Esse esforço se soma a outros ao longo da cadeia, como maior controle no momento de avaliar e deferir licenças de importação (uma vez que todo o metanol utilizado no Brasil é importado), acompanhamento de movimentação de produtos por meio de notas fiscais e declarações dos agentes, o Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC) e as ações de fiscalização em campo. Com base nesses dados, a ANP já vem tomando medidas como negar licenças de importação e abrir de processos administrativos para apurar indícios de irregularidades na comercialização do metanol endash; tanto relacionados a produtores de biodiesel com volumes incompatíveis entre aquisição de metanol e produção do biocombustível, quanto a distribuidores de solventes com suspeitas de fornecer o produto para usos não permitidos. Acesse o Painel Dinâmico de Monitoramento de Metanol: https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/paineis-dinamicos-da-anp/painel-dinamico-da-logistica-do-monitoramento-do-metanol.

ANP realizou ontem (20/12) o Workshop de Monitoramento do Abastecimento, com participação presencial de agentes econômicos regulados e transmissão pelo canal da Agência no YouTube, para acompanhamento de qualquer interessado. O objetivo do evento foi apresentar as novas ferramentas desenvolvidas pela ANP para facilitar o monitoramento do abastecimento, os fluxos logísticos e os eventuais impactos nos estoques de combustíveis no país. Os novos painéis foram criados a partir dos dados diários de estoques que a ANP passou a receber diariamente por força da Resolução ANP nº 868/2022 e pela movimentação informada mensalmente pelos agentes regulados. Na abertura do workshop, o Diretor da ANP Daniel Maia Vieira ressaltou a importância das trocas entre regulador e agentes regulados. eldquo;Com esse encontro, pretendemos, de forma transparente, direta e aberta, prestar contas a respeito de algumas ações executadas ao longo de 2023, e também mostrar um pouco do que se pretende fazer no próximo ano, possibilitando que recebamos diretamente dos agentes sua percepção a respeito das nossas entregas e formas de atuarerdquo;. O Diretor também destacou que, na regulação do segmento de abastecimento, a Agência busca sempre novas formas de simplificar e agilizar processos, mas sem abrir mão da necessidade de garantir a segurança das instalações. Segundo ele, um dos maiores desafios é na atividade de autorizações, que demanda a realização de vistorias. eldquo;Sabemos da necessidade de celeridade nessa atuação, mas também entendemos nosso papel associado à segurança dessas instalações. Só em 2023, foram mais de 21 mil análises em relação a postos revendedores de combustíveis e mais de 18 mil análises, tendo sido autorizados mais de 4.500 postos e 8 mil revendas de GLP ao longo do anoerdquo;, informou. No início do evento, foram apresentadas as áreas da ANP que cuidam dos processos e regulação relacionadas ao abastecimento nacional, bem como as medidas que a Agência vem tomando para aprimorar seus procedimentos. Em seguida, os técnicos apresentaram as ações e ferramentas para monitoramento dos estoques de combustíveis e acompanhamento dos fluxos logísticos no mercado de abastecimento, bem como medidas específicas relacionadas ao controle e fiscalização do uso do metanol no país, evitando o desvio desse solvente para usos irregulares. Duas das ferramentas apresentadas no workshop foram publicadas no site da ANP, permitindo o acompanhamento dos dados pelo mercado e pela sociedade: o Painel Dinâmico da Logística do Abastecimento Nacional de Combustíveis e o Painel Dinâmico de Monitoramento de Metanol.

servidor da ANP Luiz Henrique Bispo assume, no dia 22/12, como diretor substituto da Agência. Ele ficará responsável pela Diretoria 4, em função do final do mandato de Cláudio Jorge de Souza, que termina em 21/12. A convocação foi publicada hoje (21/12) no Diário Oficial da União (DOU). Estão vinculadas à Diretoria 4 as superintendências de Infraestrutura e Movimentação (SIM), de Defesa da Concorrência (SDC), de Exploração (SEP) e de Avaliação Geológica e Econômica (SAG). Bispo é servidor de carreira da ANP e ocupa o cargo de superintendente de Segurança Operacional. Ele faz parte da lista tríplice de servidores designados pelo Presidente da República em decreto publicado em 28 de janeiro de 2022 para atuarem como substitutos em diretorias vagas, conforme determina a Lei 9.986, de 2000, com redação dada pela Lei Geral das Agências (Lei nº 13.848, de 25 de junho de 2019). Bispo permanecerá no cargo até 31/1/2024, data em que se encerra a vigência da lista tríplice atual, podendo ainda deixar o cargo antes dessa data, caso tome posse novo diretor que exercerá mandato fixo, mediante indicação e nomeação pelo Presidente da República, após aprovação pelo Senado Federal. Segundo a Lei 9.986/2000, com redação dada pela Lei Geral das Agências (Lei nº 13.848/2019), devem ser selecionados três nomes entre os servidores das agências reguladoras, ocupantes dos cargos de superintendente, gerente-geral ou equivalente hierárquico, para atuarem como substitutos em caso de vacância na diretoria do órgão. Para cada vaga na lista, a Agência deve indicar três nomes, para escolha e designação pelo Presidente da República. A nova lista tríplice que substituirá a que expira em 31/1/2024 aguarda a aprovação pelo Presidente da República