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Os jornais estão lotados de textos sobre o aumento da produção de petróleo no mundo. Mas também estão lotados de aspas de líderes mundiais prometendo aumentar subsídios em energias renováveis para investir na transição energética. A conjuntura pode parecer contraditória, mas analistas explicam que não é bem assim. A produção dos dois, tanto petróleo quanto energias de baixo carbono, vem crescendo, mas a quantidade disponível da segunda ainda não é capaz de substituir o primeiro. Ainda mais em um mundo em guerra, onde a segurança energética passou a ser mais importante que a transição energética. Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), até 2028 a demanda por petróleo vai crescer 1% em relação à produção do ano passado, o que representa 5,9 milhões de barris a mais por dia no mundo. De acordo com relatório da entidade divulgado neste mês, a produção global de petróleo neste ano será de 101,7 milhões de barris por dia (mb/d). É muito petróleo; é a maior quantidade já vista. E em 2028 a demanda será de 105,7 milhões de barris por dia. Para se ter uma ideia, no passado a indústria de petróleo emitiu 11 bilhões de toneladas de gases de efeito estufa na atmosfera. Em comparação, todo o Brasil emitiu 2,3 bilhões. Os investimentos globais em exploração, extração e produção de petróleo e gás devem atingir ainda neste ano seus níveis mais altos desde 2015, crescendo 11% ao ano para US$ 528 bilhões (R$ 2,6 trilhões). Ao mesmo tempo, o investimento em energias sustentáveis bateu recorde em 2022 endash;segundo a própria AIE, foram US$ 1,7 trilhões (R$ 8,25 trilhões). E deve seguir batendo recorde. Na COP28, por exemplo, mais de cem países se comprometeram a triplicar a capacidade instalada de energias renováveis no mundo até 2030, alcançando cerca de 11 mil gigawatts. Além disso, a AIE estima que a produção global de petróleo começará a cair na próxima década, embora analistas apontem que o ritmo dessa queda ainda é incerto. As razões para a aceleração da demanda atual por esse combustível fóssil passa principalmente por Ásia (lê-se China e Índia) e mercados emergentes. Mais especificamente, as indústrias petroquímicas e aéreas são as principais responsáveis pelo aumento. A AIE prevê, por exemplo, que apenas América do Norte e Europa reduzirão suas demandas até 2028, tendo decréscimos de 0,8% e 0,6% respectivamente. A primeira deve chegar até o final desta década consumindo 23,5 mb/d e a segunda, 14,3 mb/d. Já a Ásia aumentará sua demanda em 2,4% (41,3 mb/d), a África em 2% (4,8 mb/d), a América do Sul e Caribe em 1,5% (7,2 mb/d) e o Oriente Médio em 1,3% (9,8 mb/d). "A Índia é um país que está crescendo a taxas muito altas e é um grande importador de energia; eles importam 80% do petróleo que consomem. Esse é o motivo, por exemplo, pelo qual em 2019 o consumo de petróleo estava na faixa de 100 mb/d e hoje nós estamos na faixa de 102 mb/d, podendo chegar em 2025 com 104 mb/d", diz Roberto Ardenghy, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás. Segundo um relatório de junho da AIE, a indústria petroquímica será a principal responsável pelo aumento da demanda de petróleo até a próxima década. A agência prevê que os insumos químicos representarão 2,3 mb/d e cerca de 40% do crescimento total da demanda por petróleo de 2022 a 2028. A China vem instalando novas plantas petroquímicas em seu território e o país representará 51% de toda a nova capacidade de olefinas e 48% do consumo incremental de matérias-primas de olefinas à base de petróleo até 2028. "Isso terá um impacto significativo na distribuição da atividade petroquímica e no consumo de petróleo para matéria-prima ao longo do nosso período de previsão", reporta o relatório. As indústrias aéreas, navais e automobilísticas também pressionam pela produção de petróleo, ainda que venham fazendo esforços para aumentar sua eficiência energética e possibilitar o uso de combustíveis sustentáveis. Até por isso, o uso de petróleo para combustíveis de transporte está previsto para entrar em declínio após 2026. Guerra destacou segurança energética "O mundo precisa de energia porque sem energia não há crescimento econômico. E, antes da pandemia, havia a ideia de que seria possível fazer uma transição energética muito rapidamente", diz Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura. "Mas, da pandemia até agora, o mundo teve uma crise sanitária (Covid-19), uma crise geopolítica (guerras na Europa e no Oriente Médio) e uma crise econômica (juros altos) e chegou-se à conclusão de que para fazer a transição energética não basta estar preocupado com sustentabilidade; é necessário também estar preocupado com a segurança e confiabilidade de abastecimento." A segurança e a confiabilidade, segundo ele, hoje ainda vem principalmente do petróleo, do gás e do carvão endash;combustíveis fósseis que movimentam a economia há anos. O Brasil é um dos que compraram essa ideia. De acordo com a Empresa de Pesquisa Energética, a produção de petróleo no país deve atingir seu pico em 2029. Mas o prazo pode se estender por décadas se o governo obter autorização para explorar a margem equatorial endash;o MME trata o assunto como prioridade, apesar dos riscos que uma eventual exploração no local traria para a região amazônica. Os analistas apontam que é justamente devido à possibilidade de expandir as áreas de exploração de petróleo que ainda não é possível cravar quando a demanda por petróleo, de fato, começará a cair de forma drástica. "A tendência atual é que os fósseis todos continuem. Em algum momento, essa expansão dos fósseis vai chegar ao seu limite; no caso do petróleo, até o início da próxima década. Mas quando a curva vai declinar vai depender da economia política e da tecnologia; hoje isso é totalmente incerto", afirma Eduardo Viola, professor de relações internacionais do Instituto de Estudos Avançados da USP e da FGV. Ele aponta que o lobby político da indústria petrolífera em todo o mundo continua. Só no Brasil, por exemplo, o valor dos subsídios dados a produção e consumo de energias fósseis subiu 20% em 2022. Na Europa, os subsídios, principalmente para petróleo, também aumentaram desde a Guerra da Ucrânia. Em meio a aparentes contradições, Pires sintetiza: "O petróleo é protagonista há 150 anos, não é possível mudar um negócio desse estalando o dedo."

O consumidor que está optando pelo etanol neste final de ano tem grande vantagem em relação aos que utilizam gasolina. Nos cálculos da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), o preço médio nacional do etanol valia, na semana de 10 a 16 deste mês, 62,6% do da gasolina. Esses cálculos, no entanto, dependem muito da região. Em Mato Grosso, estado que vem ampliando em muito a produção de etanol de milho, o litro do combustível de cereal ou de cana-de-açúcar valia apenas 56,8% do provindo de petróleo. Em São Paulo, principal produtor de etanol de cana-de-açúcar, a paridade é de 61,6%, tornando também o etanol uma boa opção para o consumidor. Na capital paulista, o preço do etanol vale 61% do da gasolina, o melhor patamar de preços dos últimos 62 meses, conforme acompanhamento semanal da Fipe (Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas). Uma tabela indica que toda vez que o etanol tiver uma paridade de 70% ou inferior, em relação ao valor da gasolina, é vantajosa a utilização do combustível derivado da cana ou do milho. Acima desse percentual, a vantagem vai para a gasolina. Essa tabela indicativa, no entanto, é bastante discutível, uma vez que estaria defasada devido à evolução dos carros. Com o avanço da tecnologia, há indicações de que a paridade a favor do etanol possa chegar ou até superar os 75% nos novos modelos de carros. O Distrito Federal e oito estados estão com uma paridade igual ou inferior a 70%. Outros nove têm uma taxa que supera 70% e vai até 75%. Com base em dados da ANP, a Unica (União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia) estima que, ao rodar 300 km, o consumidor de etanol poderá economizar R$ 25, em Mato Grosso, e R$ 15, em São Paulo, em relação aos que usam gasolina. O ganho leva em consideração os preços atuais dos dois combustíveis. Na média do Brasil, o ganho é de R$ 14. Evandro Gussi, presidente da Unica, diz que, enquanto o mundo paga caro com suas políticas de redução de emissões de poluentes, os brasileiros têm a chance de proteger o meio ambiente economizando. "O consumo de etanol tem atributos ambientais, não polui e ajuda no combate ao aquecimento", afirma o executivo. Dependendo do volume de combustível consumido, o proprietário do veículo poderá economizar a pizza da semana, afirma. O Brasil avança também na produção de etanol provindo do milho. Hoje, 20% do etanol produzido vêm desse cereal, que é semeado logo após a colheita de soja. Assim como o combustível derivado da cana, o proveniente do milho também é sustentável, afirma Gussi. O Congresso deverá discutir no início do próximo ano o aumento da mistura de etanol anidro na gasolina para 30%. A medida vai melhorar a performance da gasolina, e a demanda maior pelo etanol não causará nenhuma dificuldade ao setor produtivo, na avaliação do presidente da Unica. O país tem potencial para duplicar a produtividade da cana nos próximos anos. Estão chegando novas variedades com produtividade que supera de 30% a 40% as atuais, segundo ele. Além disso, o novo sistema de plantio da cana, por meio de sementes, vai elevar a produtividade e liberar mais áreas para a produção. Atualmente, 8% das áreas dos canaviais são destinadas a viveiros de mudas. Do lado do milho, a industrialização do produto no mercado interno permite ganhos com a agregação de valor, tanto na produção do combustível como na de derivados do cereal. O país deverá optar por menos exportação e mais valor agregado, diz o executivo. A produção de cana-de-açúcar, conforme os dados mais recentes da Conab (Companhia Nacional de Abastecimento), atingirá o recorde de 678 milhões de toneladas nesta safra, 11% acima do volume da anterior. Essa evolução da produção ocorre mesmo com uma redução da área de plantio para 8,35 milhões de hectares. Clima favorável e investimentos na produção levaram a esse patamar recorde, segundo a Conab. O rendimento médio nacional das lavouras sobe para 81,1 toneladas por hectare. Na região Sudeste, atingirá 85 toneladas, permitindo uma produção 12% superior à de 2022/23. Na avaliação da Conab, os preços do mercado externo estão favoráveis para o açúcar, cuja produção subirá para 46,9 milhões de toneladas, 27% a mais do que na safra anterior. Já a produção de etanol de cana vai a 28 bilhões de litros, 5,5% a mais do que no período anterior. A de milho sobe 36%, atingindo 6,1 bilhões de litros, nos cálculos do órgão federal. A safra de milho vem mostrando um ritmo crescente nos últimos anos. Os produtores destinam o verão para a soja e o inverno para o milho. A safra 2023/24, no entanto, está cercada de muitas incertezas. Houve atraso e replantio na cultura da soja, e as condições climáticas podem não ser favoráveis para o milho. O produtor ainda tem incertezas sobre o quanto plantar.

Os contratos futuros do petróleo fecharam em queda nesta quinta-feira (21), após altas consecutivas impulsionadas pelos temores de disrupções na oferta global por conta de questões geopolíticas. A alteração de rotas no Mar Vermelho é o destaque para o avanço nos preços, no entanto, analistas ponderam que os conflitos em curso na região podem não ter impactos muito significativos nos mercados globais. Ainda hoje, Angola anunciou sua saída da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), o que expõe as divergências no grupo, e amplia as dificuldades para coordenar cortes e controlar os preços globais por parte do cartel. Na New York Mercantile Exchange, o WTI para fevereiro fechou em baixa de 0,44% (US$ 0,33), a US$ 73,89 o barril. Na Intercontinental Exchange (ICE), o Brent para o mesmo mês caiu 0,39% (US$ 0,31), a US$ 79,39 por barril. Para a Capital Economics, o reencaminhamento de navios comerciais para longe do Mar Vermelho ocorreu num momento de perturbação do transporte marítimo noutras partes do mundo, mas é pouco provável que altere o padrão geral de queda da em 2024. eldquo;Esperamos que o recente aumento dos preços do petróleo se prove temporárioerdquo;, avalia. Edward Mair, analista da Marex, aponta também que os conflitos no Mar Vermelho parecem ter se reduzido no radar de , com a fiscalização dos Estados Unidos na região surtindo o efeito desejado. Quanto à Opep, o ministro de Recursos Minerais, Petróleo e Gás de Angola, Diamantino Azevedo, afirmou que as ideias e contribuições angolanas já não mais eldquo;surtiam os efeito desejadoserdquo; dentro do cartel. No final de novembro, o país reclamou da sua cota de produção atribuída pela Opep, de 1,11 milhão de barris por dia (bpd), considerada insuficiente. Nos últimos meses, Arábia Saudita vinha pressionando por cortes mais intensos na produção, apesar da resistência da delegação africana, desacordo que também era manifestado pela Nigéria. No fim, a Opep e aliados (Opep+) firmaram cortes de 2,2 milhões de bpd até o primeiro trimestre de 2024. (Estadão Conteúdo)

A Petrobras assinou um acordo com a Enauta nesta quinta-feira (21/12) para a venda dos campos de Uruguá e Tambaú, em águas profundas no pós-sal, localizados na Bacia de Santos. A venda foi fechada por US$ 35 milhões e inclui 100% das concessões. O acordo prevê também a extensão do contrato de afretamento do FPSO Cidade de Santos com a Modec, previsto para terminar em janeiro de 2024. A unidade está instalada em lâmina dersquo;água de aproximadamente 1.300 metros e tem capacidade de produção de 25 mil barris de óleo e 10 milhões de metros cúbicos diários de gás natural. O desinvestimento foi iniciado em setembro de 2021, ainda durante o governo de Jair Bolsonaro. O presidente Lula é contrário à venda de ativos da Petrobras. Em nota divulgada hoje, a Petrobras afirmou que a decisão pela venda é resultado eldquo;de um processo de gestão ativa do portfólioerdquo;. Segundo a estatal, os campos representam hoje menos de 1% da produção operada pela empresa na Bacia de Santos e, por isso, têm baixa aderência estratégica ao portfólio. De janeiro a setembro de 2023, Uruguá e Tambaú produziram 5,4 mil barris/dia de petróleo e 353 mil m³/dia de gás em média. eldquo;A transferência dos ativos para um novo operador representa uma alternativa ao seu descomissionamento, com perspectiva de extensão de sua vida produtiva, ao mesmo tempo em que possibilita à Petrobras direcionar seus investimentos no segmento de Eeamp;P em ativos mais aderentes à estratégia da companhia, que envolve dentre outros a descarbonização crescente das operaçõeserdquo;, disse a empresa em nota. Do valor total da operação, US$ 3 milhões foram pagos pela Enauta hoje e US$ 7 milhões serão pagos no fechamentos da transação. Outros US$ 25 milhões dizem respeito a pagamentos contingentes, que dependem das cotações futuras do Brent e de eventos relacionados ao desenvolvimento dos ativos.

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;