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A Raízen comunicou nesta segunda (21/8) que recebeu a certificação ISCC CORSIA Plus (do programa de compensação de carbono da aviação internacional) que comprova que seu etanol cumpre os requisitos para produção de combustível sustentável de aviação (SAF, em inglês). Emitido pela Organização da Aviação Civil Internacional (Icao), o selo atesta o baixo teor de carbono do produto no seu ciclo de vida, entre outros pontos. Com a certificação do biocombustível produzido no Parque de Bioenergia Costa Pinto em Piracicaba (SP), a Raízen se torna a primeira produtora de etanol do mundo no Corsia. Produzido a partir de matéria-prima renovável, o SAF é capaz de reduzir cerca de 80% o volume total de emissões de gases de efeito estufa em comparação ao combustível fóssil de aviação. Atualmente, a única rota de SAF comercial é a HEFA, que utiliza óleos e gorduras vegetais. Mas a expectativa é que a rota Alcohol to Jet (ATJ) endash; processo que converte etanol em SAF endash; comece a ganhar escala nos próximos anos. Primeiras certificações em 2023 A Icao começou a certificar os primeiros lotes de combustíveis de aviação sustentáveis pelo Corsia em junho de 2023. Foram nove lotes, totalizando 1.542 toneladas, a partir de resíduos, produzidos pela ECOCHEM (China), Neste (Holanda) e WorldEnergy (Estados Unidos). Parceria com a Embraer Em julho de 2022, Embraer e Raízen assinaram uma carta de intenções para desenvolver a cadeia de produção de SAF. Entre as intenções, a Embraer irá se tornar a primeira fabricante de aeronaves a consumir SAF que poderá ser distribuído pela Raízen, produtora de bioenergia. Em nota, a Embraer afirma que o uso da tecnologia é parte fundamental da sua estratégia para neutralizar a pegada de carbono das operações até 2040, uma vez que mais de 60% das emissões nas operações da empresa (escopo 1) decorrem do uso de querosene de aviação em ensaios e voos de produção. A fabricante brasileira de aeronaves quer chegar a 2030 com misturas de SAF representando 100% do seu consumo de combustível no Brasil.

Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) espera concluir, em 2025, todas as regulamentações previstas na atual agenda regulatória (2022-2023) para o setor de gás natural. A diretoria do órgão regulador aprovou, na semana passada, a atualização da agenda com novidades: incluiu, no documento, as discussões sobre os critérios para definição de gasodutos de transporte e o Programa de Redução de Concentração de Gás Natural (gas release). A previsão, aliás, é que a avaliação da proposta de gas release seja o último item a ser concluído na agenda do gás. De acordo com o calendário proposto pela ANP, o tema deve ir a consulta pública somente em 2025 e ser publicado em outubro do mesmo ano. A ANP atualizou os itens prioritários: Para 2023, espera concluir a revisão das regulações sobre a distribuição de gás natural liquefeito (GNL), gás natural comprimido (GNC) e a simplificação dos procedimentos para contratação de capacidade dos gasodutos de transporte. O que mais fica para 2023: Estudos preliminares sobre a ampliação da capacidade de gasodutos; sobre a autonomia e independência no transporte; sobre as tarifas de transporte; Previsão de início dos trabalhos sobre códigos comuns de acesso; AIR, minuta e início de consulta pública sobre acesso de terceiros interessados às infraestruturas essenciais de gás. Cronograma até 2025 A agenda regulatória do gás, na ANP, é bem ampla. Confira, a seguir, a previsão de conclusão de cada item: Distribuição de GNL: Revisão da portaria 118/2000 que trata da distribuição de GNL a granel e construção, ampliação e operação dessas centrais de distribuição. Previsão de conclusão atual: agosto/2023 (mantida a previsão anterior); Distribuição de GNC: revisão da Resolução 41/2007. Previsão de conclusão atual: novembro/2023 (previsão anterior: agosto de 2023); Interconexão e interoperabilidade de gasodutos de transporte: Elaboração de resolução nova. Previsão de conclusão atual: abril de 2025 (previsão anterior: novembro de 2023); Ampliação de gasodutos de transporte: Revisão da resolução 37/2013, com critérios para caracterização da ampliação da capacidade. Previsão de conclusão atual: março de 2025 (previsão anterior: julho de 2023); Autonomia e independência dos transportadores: Elaboração de ato normativo. Previsão de conclusão atual: abril de 2025 (previsão anterior: fevereiro de 2024); Comercialização e carregamento: Revisão, para unificação das resoluções 52/2011 e 51/2013, e adequação de normas a novas disposições. Previsão de conclusão atual: julho de 2025 (previsão anterior: julho de 2024) Tarifas de transporte: Revisão de critérios para cálculo das tarifas e receitas; definição de procedimento para aprovação das propostas de tarifas; e diretrizes para repasse de receita entre os transportadores interconectados. Previsão de conclusão atual: dezembro de 2024 (previsão anterior: janeiro de 2024); Códigos comuns de acesso: Ato normativo com diretrizes para elaboração conjunta de códigos comuns de acesso ao sistema de transporte pelos diferentes agentes. Previsão de conclusão atual: setembro de 2025 (previsão anterior: setembro de 2024); Serviço de transporte: Revisão da Resolução 11/2016 que regulamenta a oferta de serviços pelos transportadores; a cessão de capacidade contratada sob a modalidade firme; a troca operacional de gás; a aprovação e o registro dos contratos de serviço de transporte; e a promoção das chamadas públicas para contratação de capacidade. Previsão de conclusão atual: setembro de 2025 (previsão anterior: novembro de 2024); Acesso às infraestruturas essenciais: Novo ato normativo que regulamenta o acesso não discriminatório e negociado de terceiros às infraestruturas essenciais. Previsão de conclusão atual: maio de 2024 (previsão anterior: dezembro de 2023); Simplificação e padronização dos procedimentos de contratação de capacidade: Objetivo de dar celeridade às chamadas públicas. A ANP, inclusive, considera dispensar a obrigatoriedade desses processos para contratos firmes de gasodutos existentes. Previsão de conclusão atual: outubro de 2023 (previsão anterior: julho de 2023); Autorização de instalações de movimentação: Revisão da Resolução ANP nº 52/2015, que trata da construção, ampliação e operação de instalações de movimentação de petróleo, seus derivados, gás natural, inclusive GNL, biocombustíveis e demais produtos regulados pela ANP. Previsão de conclusão atual: maio de 2025 (previsão anterior: abril de 2024) Critérios para definição de gasodutos de transporte: Regulação da Nova Lei do Gás (14.134/2021). Previsão de conclusão atual: julho de 2024 (não constava na agenda anterior) Análise de Impacto Regulatório (AIR) para eventual programa de gas release: Avaliação de proposta de programa para a liberação progressiva de gás natural por parte de agente da indústria com participação relevante, a fim de evitar a concentração de mercado. Previsão de conclusão atual: outubro de 2025 (não constava na agenda anterior); Qualidade do gás natural: Revisão da Resolução 16/2008, com a especificação do gás comercializado no país. Previsão de conclusão atual: julho de 2024 (previsão anterior: novembro de 2023); Controle da Qualidade de Biometano: Revisão e consolidação das Resoluções ANP nº 886/2022 e nº 906/2022, que estabelecem as regras para aprovação do controle da qualidade e a especificação do biometano oriundo de aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto e resíduos agrossilvopastoris e comerciais. Previsão de conclusão atual: julho de 2024 (previsão anterior: novembro de 2023).

A Transpetro planeja se internacionalizar e o primeiro passo nessa direção será dado ainda este ano. Em entrevista exclusiva ao Estadão/Broadcast, o presidente da companhia, Sérgio Bacci, revela que está perto de assinar o primeiro memorando de intenções internacional para fornecer os serviços que já presta no Brasil para a Petrobras e mais de 170 clientes. Com a iniciativa, o executivo visa aumentar a receita da empresa com novos negócios. Para tanto, criou uma gerência com esse foco ligada diretamente à presidência, enquanto também acelera a retomada dos estaleiros brasileiros com uma licitação de 25 navios, prevista para janeiro. eldquo;Quero ampliar o leque da Transpetro para além da Petrobras. Tem algumas coisas acontecendo. A Margem Equatorial começa no Brasil, mas passa pela Guiana, Guiana Francesa, Suriname. Esses países não têm know how (experiência) com exploração e produção de petróleoerdquo;, afirmou. A ida para o Suriname está ligada às grandes descobertas de petróleo e gás natural daquele país na Margem Equatorial, região ainda desconhecida na parte brasileira por falta de licença ambiental para exploração, mas que pode servir de aprendizado para a Transpetro, assim como para a Petrobras, que abriu as portas para a subsidiária. eldquo;A Petrobras começou essa conversa com o Suriname para fazer uma parceria e conseguimos uma agenda com o chanceler do Suriname, que esteve recentemente em Belém (Cúpula da Amazônia)eldquo;, informou. Bacci explica que o Suriname não tem nenhuma expertise em exploração de petróleo e gás, assim como em logística. Por isso, vai precisar montar uma infraestrutura com a contratação de serviços, como o de tancagem (armazenamento de fluidos em tanque), e a construção de dutos e navios. eldquo;É apenas um memorando de entendimentos, mas temos uma boa perspectiva porque o Suriname não tem experiência. Nós somos o maior operador logístico da América Latinaerdquo;, disse Bacci, cujas conversas seguem com a estatal local, a Surinameersquo;s National Energy , Oil and Gas Company (Staatsolie). A assinatura do memorando está inicialmente prevista para setembro. Segundo ele, a entrada no Suriname deve abrir também as portas para a vizinha Guiana, que também explora a Margem Equatorial. eldquo;A Guiana já está operando, tem a Shell, a Exxon, já está um pouco mais avançado que o Suriname, mas, se conseguimos operar no Suriname, as portas começam a se abrirerdquo;, avaliou. Bacci afirmou que faz agora o caminho inverso do que ocorria na Transpetro no governo anterior, que estava sendo enxugada para ser vendida. O objetivo é ampliar o alcance da empresa, mas consciente de que a atuação deve se restringir à América do Sul. eldquo;Na América do Sul, a Transpetro é a maior empresa de logística, vamos aproveitar esse know how que temos para buscar negócioserdquo;, disse. Ship to ship Para aumentar os ganhos, a estatal também quer reduzir custos. Para isso, planeja aumentar as operações ship to ship (transferência de óleo e gás de um navio para outro), que pode economizar até 30% dos custos com os portos. eldquo;Na baía de Todos os Santos, no prazo de um mês já fizemos seis operações ship to ship. Nesses quase oito meses (de governo), fizemos 326 operações no Brasil, todas exitosas e sem nenhum litro de vazamento, sem nenhum problema de segurançaerdquo;, disse. Além da economia, a atividade também ajuda a liberar espaço nos portos, já que, para fazer a operação de transferência de combustível ou petróleo, utiliza-se apenas um berço do porto (e não dois, como seria necessário) ou nenhum, se a operação for realizada em alto-mar. Outra operação que vem ganhando força são as ship to barge (navios para barcaça). eldquo;Estamos fazendo também ship to barge, essa é uma operação que começamos em Itacoatira, em Belém/Manaus. Possivelmente, em breve, teremos contrato com uma empresa que traz combustível da América do Sul, do Peru, para levar para os Estados Unidos em uma barcaça oceânica, estamos em negociaçãoerdquo;, informou. Navios Bacci, que atuou anos à frente do Sindicato Nacional da Construção Naval (Sinaval), quer colocar em prática tudo o que cobrou durante anos das autoridades: a construção de navios no Brasil apoiada em regras de conteúdo nacional. Para isso, vem conversando com a Casa Civil para levar adiante, de preferência nos estaleiros brasileiros, a encomenda de 25 navios anunciados pela Petrobras dentro do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), lançado no último dia 11 pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva, no Rio de Janeiro. eldquo;Não será a qualquer preço e não será a qualquer prazo. Vou trabalhar no sentido de agilizar a construção no Brasil. Temos o decreto que o presidente Lula assinou para discutir a questão da nacionalização e estamos conversando com a Casa Civil para ver como nos inserimos nesse processo para agilizar a construção desses navioserdquo;, disse. A ideia do executivo é lançar em janeiro do ano que vem a licitação de três lotes com navios dos tipos Gaseiro (gás/7 mil toneladas), Panamax (até 50 mil toneladas) e Aframax (até 80 mil toneladas). Ele diz ver total condição de construção dos navios no Brasil. Para deixar o processo transparente, vai levar todas as etapas ao Tribunal de Contas da União (TCU) e à Controladora Geral da União (CGU). A concentração em lotes, segundo Bacci, tem por objetivo dar economicidade de escala para os estaleiros. eldquo;A indústria naval não pode errar de novo. Outro erro talvez não tenha recuperação. Eles estão muito conscientes porque isso pode custar muito caro ao Paíserdquo;, ressaltou Bacci, referindo-se aos problemas enfrentados no setor pelos indícios de corrupção na Operação Lava a Jato. Alguns estaleiros, como o Eisa e o Mauá, no Rio de Janeiro, por exemplo, estão em recuperação judicial e podem ficar fora do processo. No entanto, Bacci aponta pelo menos cinco estaleiros que teriam condições de competir, separados ou em consórcio, da oferta que será lançada pela companhia, com pré-qualificação prevista para ocorrer até outubro: EAS; Promar; Enseada Paraguassú; Ecovix e Wilson Sons. eldquo;Se eu tiver cinco propostas disputando os três lotes já estarei satisfeitoerdquo;, disse, destacando que quem ganhar um lote não poderá disputar outro, mas que os estaleiros podem fazer parcerias para agilizar a construção. eldquo;Não tenho a menor dúvida de que dá para fazer aqui no Brasilerdquo;, afirmou. Ele reconhece, porém, que isso não será suficiente para recuperar a indústria naval brasileira, abatida pela Operação Lava jato, mas prevê possíveis encomendas também da Marinha para fomentar o setor. eldquo;O sistema Petrobras não vai resolver os problemas da indústria naval, mas vai começar a impulsionar a indústria naval e, com a Marinha ajudando, começamos a fazer a indústria naval andar de novo e começar a ser competitivaerdquo;, disse, reforçando que a indústria precisa de segurança no longo prazo. eldquo;Não dá para ser um soluço ou um voo de galinha. Tem que ter encomendas de longo prazo, uma demanda de pelo menos 15 anos. Aí, sim, a indústria naval pega no tranco, como foi com os barcos de apoioerdquo;, disse Bacci. Entre 2003 e 2015, segundo o executivo, o País construiu mais de 250 navios de apoio ao setor de petróleo e gás e chegou a ser o segundo maior construtor desse tipo de embarcação no mundo, perdendo apenas para a Noruega. eldquo;Podemos sim ser competitivoserdquo;, concluiu Bacci.

A exploração de um campo de petróleo no parque nacional Yasuní, coração da Amazônia equatoriana, será suspensa. A questão foi votada em referendo durante a eleição deste fim de semana e o eldquo;simerdquo; (para interromper a atividade) foi a escolha de 59% dos eleitores, mostrou a apuração do Conselho Nacional Eleitoral nesta segunda-feira, 21. Foi a primeira vez que a população de um país decidiu nas urnas o futuro de uma operação petrolífera que já estava em curso. Os equatorianos responderam a seguinte pergunta: eldquo;você concorda que o governo deve manter o petróleo, conhecido como bloco 43, indefinidamente no subsolo? Sim ou nãoerdquo;. Com o resultado da consulta popular, toda atividade relacionada à extração de petróleo nesse campo em questão deve ser interrompida de forma progressiva e ordenada no prazo de até um ano. O governo também fica proibido de firmar novos contratos de exploração. Com 58 mil barris por dia, o bloco corresponde a 11% de toda produção de petróleo do Equador. Com a vitória do eldquo;simerdquo; no referendo, o governo estima perdas de US$ 16,4 bilhões (R$ 81,8 bilhões) em 20 anos. As estimativas contemplam ainda um custo de US$ 500 milhões para desmantelar as instalações que foram construídas a um custo de US$ 2 bi. O parque Yasuní é considerado pela Unesco uma eldquo;reserva da biosferaerdquo;, um instrumento de conservação que preza pelo uso sustentável de recursos. O chamado bloco 43 corresponde a 0,08% da área total do parque e não é o único campo de exploração por lá, mas virou um símbolo da luta contra as mudanças climáticas. Por isso, o referendo é considerado uma vitória histórica para os ambientalistas. eldquo;É a primeira vez que um país decide defender a vida e deixar o petróleo debaixo da terra. É uma vitória histórica para o Equador e para o planetaerdquo;, declarou o grupo ambientalista Yasunidos, que promoveu o referendo, na rede social X (antes Twitter). A reserva de 2,7 milhões de hectares, que inclui o parque de mesmo nome, é considerada uma das áreas mais ricas em biodiversidade no mundo. São mais de 2.000 espécies de árvores e arbustos e centenas de espécies de animais. O parque contribui para a captura de carbono, que devolve para atmosfera como oxigênio e o vapor de água que abastece as fontes hídricas. Além disso, é lar de comunidades indígenas, algumas isoladas. A extração no bloco 43 começou em 2016. Antes disso, foram anos marcados por intensos debates e por um esforço fracassado do então presidente Rafael Correa, que tentou fazer a comunidade internacional pagar uma compensação equivalente a R$ 18 bilhões ao Equador para evitar a exploração do petróleo nesse campo do parque Yasuní. A estatal Petroecuador, que opera o bloco 43 desde o início, anunciou que vai eldquo;cumprir integralmenteerdquo; a decisão popular, eldquo;em absoluto respeito deste processo democráticoerdquo; assim que o resultado for proclamado oficialmente. Aqui no Brasil, a disputa sobre exploração de petróleo na Foz do Amazonas opõe o Ministério Meio Ambiente à pasta de Minas e Energia e a Petrobras. Em maio, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) negou o pedido de licença da empresa estatal para explorar petróleo na bacia marítima a 500 km da foz do Rio Amazonas. A justificativa é que falta uma Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS), que pode levar anos para ser concluída. No início do mês, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva disse que a decisão do Ibama de negar a licença para a Petrobras explorar petróleo na Foz do Amazonas não é definitiva. eldquo;O estudo do Ibama disse que não era possível (a exploração na região), mas não é definitivo porque eles apontam falhas técnicas que a Petrobras pode corrigirerdquo;, declarou em entrevista a rádios da Amazônia. Referendo sobre mineração O futuro do bloco 43 não foi a única questão sobre o meio ambiente que o Equador decidiu levar para votação popular. Em paralelo, o país também fez uma consulta para evitar a mineração em seis pequenos povoados rurais de Quito, de cerca de 20.000 habitantes. O eldquo;simerdquo; para proteger a floresta do Chocó Andino, que faz parte das sete reservas da biosfera no Equador e é considerado o pulmão de Quito, venceu com 68% dos votos. (AFP e EFE)

Após o aumento dos combustíveis pela Petrobras na semana passada, a estimativa para a inflação oficial, medida pelo IPCA, em 2023, voltou a subir, de 4,84% para 4,9% - mesma mediana de um mês atrás. Para 2024, que tem maior peso nas decisões do Comitê de Política Monetária do Banco Central (Copom) atualmente, houve manutenção da expectativa em 3,86%. Há um mês, a mediana era de 3,90%. O Boletim Focus ainda mostrou manutenção da expectativa para 2025, que agora tem peso minoritário nas decisões do Copom. A projeção permaneceu em 3,5%, repetindo a mediana de quatro semanas antes. No horizonte mais longo, de 2026, a estimativa também continuou em 3,5%, mesma mediana de um mês antes. As estimativas do Boletim Focus continuam acima da meta. Para 2023, a mediana agora voltou a se distanciar do teto da meta (4,75%) e indica estouro do objetivo a ser perseguido pelo BC pelo terceiro ano consecutivo, depois de 2021 e 2022. Nos outros anos, as expectativas estão dentro do intervalo, mas superam o alvo central de 3%. Rumo da Selic A expectativa para taxa Selic no fim de 2023 continuou a se orientar pela sinalização dada pelo Copom de que pretende repetir o passo de corte de juro em 0,5 ponto porcentual nas próximas reuniões do colegiado, segundo o Focus. A mediana para a Selic no encerramento deste ano continuou em 11,75%. Para o término de 2024, houve manutenção em 9%. Há um mês, as estimativas eram de 12% e 9,5%, respectivamente. No início do mês, o Copom optou por iniciar o ciclo de afrouxamento monetário com uma queda de 0,5 ponto porcentual dos juros básicos, o que surpreendeu parte do mercado, que apostava majoritariamente em uma queda mais eldquo;parcimoniosaerdquo;, de 0,25 ponto. Na ata, o Banco Central reforçou que pretende seguir nesse ritmo nas próximas reuniões e acrescentou que é pouco provável uma aceleração do passo. Da mesma forma, na semana passada, o presidente do BC, Roberto Campos Neto, disse que a barra é alta tanto para acelerar quanto para baixar o ritmo de afrouxamento monetário. Além disso, a ata afirmou que o comitê concluiu que há necessidade de manter a política monetária ainda contracionista pelo horizonte relevante eldquo;para que se consolide a convergência da inflação para a meta e a ancoragem das expectativaserdquo;. O Boletim Focus ainda mostrou que a projeção para a Selic no fim de 2025 continuou em 8,5%, de 9% quatro semanas atrás. Já a projeção para a Selic no fim de 2026 permaneceu em 8,5%, ante 8,63% de um mês antes.

Com sete reajustes consecutivos nos últimos 39 dias, o litro da gasolina vendida pelas refinarias privadas está custando, em média, 11,7% mais do que o comercializado pela Petrobras (PETR4), uma diferença de R$ 0,34. O diesel S-10 também está acima do preço da estatal, em média 9,8%, totalizando cerca de R$ 0,37 a mais por litro. O levantamento é do Observatório Social do Petróleo (OSP), e mostra que as refinarias privadas têm promovido aumentos sucessivos dos combustíveis nas últimas seis semanas, no período entre 13 de julho e 19 de agosto. A única exceção à regra foi a 3R Petroleum, gestora da Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC), no Rio Grande do Norte, privatizada em junho, que reduziu o preço da gasolina na semana retrasada, mas voltou a aumentar na semana passada. A Acelen, que controla a Refinaria de Mataripe, na Bahia, detém o maior aumento acumulado da gasolina nas seis semanas seguidas, de 25,6%, o equivalente a R$ 0,66 por litro. A Ream, no Amazonas, reajustou o preço em 24,9%, elevando o litro em R$ 0,67. Na 3R Petroleum, a alta da gasolina foi de 23,2%, subindo R$ 0,61 por litro. Em relação ao diesel S-10, a recordista de aumento no preço no período foi a Ream, com a marca de 32,9%, representando R$ 1,06 a cada litro do combustível. O reajuste da Acelen foi de 32,2%, o equivalente a R$ 0,99 por litro de diesel. A 3R não produz S-10. Para o diretor da Federação Nacional dos Petroleiros (FNP) e do Sindipetro PA/AM/MA/AP, Bruno Terribas, o fim do PPI (preço de paridade de importação) não foi suficiente para viabilizar combustíveis a preços mais justos. eldquo;Várias outras medidas são necessárias para que o preço ao consumidor final faça jus à vantagem de termos uma estatal com tamanha relevância mundial no setor de petróleo e gáserdquo;, declarou em nota. Entre as iniciativas fundamentais, o dirigente cita a urgência do retorno da Petrobras ao setor de distribuição, além de investimentos e reestatização do parque de refino. eldquo;Os estados do Amazonas, Bahia e Rio Grande do Norte estão à mercê de monopólios regionais privados formados com a compra das refinarias, que foram entregues pela gestão anterior do governo federal. E quem mais sofre com isso é a população dessas regiões, que paga preços ainda mais abusivos pelo combustívelerdquo;, afirmou. Custo de vida Com o aumento na semana passada, o preço da gasolina nas refinarias da Petrobras subiu para R$ 2,93. O valor atual é R$ 0,44 menor, ou 14,9% inferior ao praticado pela Ream, que vende o litro a R$ 3,37. A RPCC cobra R$ 3,22 pela gasolina endash; uma diferença de R$ 0,29 (9,9%) em relação ao preço da Petrobras. A Refinaria de Mataripe vende o litro a R$ 3,24, ou seja, R$ 0,31 mais caro do que a gasolina da estatal, ou mais 10,4%. O diesel da Petrobras teve uma alta de R$ 0,78 e passou a custar R$ 3,80. Enquanto isso, a Ream cobra R$ 4,29 e Mataripe, R$ 4,06 o litro, uma diferença de R$ 0,49 (12,8%) e R$ 0,26 (6,8%), respectivamente, em comparação ao preço praticado pela estatal. Segundo o economista Eric Gil Dantas, do OSP e do Instituto Brasileiro de Estudos Políticos e Sociais (Ibeps), a Petrobras consegue vender combustíveis mais baratos do que as concorrentes privadas por ser uma empresa integrada e estatal, que não considera somente a maximização do lucro para definir o seu preço, exercendo grande influência no custo de vida da população. eldquo;A gasolina sozinha representa cerca de 5% do IPCA (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo), já o diesel tem um efeito disseminador em quase todos os itens da cesta de bens e serviços calculadas pelo IBGE. Quando temos uma estatal que pode cobrar menos do que a concorrência privada, isso se reflete em índices de preços menores, resguardando o poder de compra da população e até mesmo impedindo a subida dos gastos públicos, que crescem quando o Banco Central aumenta a Selic para combater a inflaçãoerdquo;, afirmou Dantas. (Estadão Conteúdo)