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Os preços do petróleo fecharam em alta de quase 3% nesta segunda-feira, apesar de o grupo produtor Opep+ ter mantido seus planos de aumento da produção, após incêndios florestais em província produtora de petróleo do Canadá ameaçarem a oferta e novas ameaças tarifárias do presidente Donald Trump pesarem sobre o dólar norte-americano. Os contratos futuros do petróleo Brent fecharam em alta de US$1,85, ou 2,95%, a US$64,63 por barril. O petróleo West Texas Intermediate dos EUA subiu US$1,73, ou 2,85%, a US$62,52. Os incêndios florestais na província canadense de Alberta, produtora de petróleo, afetaram cerca de 7% da produção total de petróleo do país até segunda-feira, de acordo com cálculos da Reuters. Pelo menos duas operadoras ao sul do centro industrial de Fort McMurray evacuaram os trabalhadores de suas instalações no fim de semana e interromperam a produção por precaução. eldquo;Os incêndios florestais em Alberta estão agora começando a se infiltrarerdquo;, disse John Kilduff, sócio da Again Capital, em Nova York. Também apoiando os preços, o dólar dos EUA caiu nesta segunda-feira, devido a preocupações de que as novas ameaças tarifárias de Trump possam prejudicar o crescimento e estimular a inflação. Uma moeda norte-americana mais fraca torna as commodities cotadas em dólar, como o petróleo, menos caras para os compradores que usam outras moedas. (Reuters)

Em um bate-papo exclusivo com o Estradão, Marcelo Gallao, diretor de desenvolvimento da Scania Brasil, fez um panorama realista sobre os caminhos das tecnologias alternativas ao diesel no transporte de cargas pesado no País. Segundo o executivo, a viabilidade de novas soluções energéticas no Brasil passa diretamente pela infraestrutura existente e pelas características regionais de cada mercado. Além disso, Gallao aponta que hoje, entre as alternativas disponíveis, o gás natural veicular (GNV) e o biometano se destacam em regiões próximas a centros urbanos ou áreas agrícolas, como granjas, usinas sucroalcooleiras e aterros sanitários. Já o biodiesel ganha força em áreas produtoras de grãos e esmagadoras de soja. Crescente presença do gás Desde 2019, quando a Scania lançou sua linha a gás, o cenário mudou significativamente. eldquo;Na época, era como pregar no deserto. Porém, hoje, temos uma rede de postos estruturada, corredores dedicados e mais de 1.500 caminhões a gás vendidos, com previsão de ultrapassar 2.000 unidades até o fim deste anoerdquo;, diz. Ademais, sobre o transporte elétrico, Gallao reconhece seu potencial energético superior. Mas pondera que o grande desafio está na distribuição de energia no Brasil, que exige investimentos bilionários e de longo prazo. Era do híbrido vai chegar em pesados Dessa forma, para ele, nos próximos anos, o elétrico ganhará espaço em nichos específicos. Como entregas urbanas e operações de curta distância em áreas metropolitanas. Enquanto veículos híbridos e tecnologias como o REx (Range Extender) podem ser soluções intermediárias. Nesse sentido, a Scania apresentou, em parceria com a DHL na Europa, um modelo da gama G elétrico com tração 6x2, Mas transformado em veículo elétrico de alcance estendido (EREV, na sigla em inglês). O que na prática, trata-se de um caminhão híbrido. Seja como for, a conclusão de Gallao é que o futuro do transporte vai ser diversificado e regionalizado. Ou seja, com tecnologias convivendo de acordo com a infraestrutura disponível e as demandas locais. eldquo;O mundo inteiro é heterogêneo. E, no Brasil, não será diferente. Vamos ter gás, biodiesel, elétrico e híbrido, cada um ocupando seu espaçoerdquo;, completa. O futuro será regionalizado Dentro da realidade brasileira, considerando infraestrutura, viabilidade econômica e ambiental, quais são hoje as alternativas reais ao diesel? Marcelo Gallao: Olhando para o Brasil de forma pragmática e realista, temos duas alternativas principais. Ou seja, o gás natural veicular e o biodiesel. Dentro do gás, o biometano se destaca, principalmente em regiões próximas a centros urbanos ou onde há granjas, propriedades agrícolas e aterros sanitários. Nessas áreas, a produção de biometano já tem maturidade. Todavia, o biodiesel ganha força em regiões produtoras de grãos, como o Mato Grosso, onde há esmagadoras de soja e produção local de biodiesel. O País é muito heterogêneo. Então, o que funciona para o Sul e Sudeste não necessariamente funciona para o Centro-Oeste ou Norte. Cada região vai se adaptar com a alternativa mais viável. Evolução da infraestrutura Como você avalia a evolução da infraestrutura para o gás no Brasil, de 2019 para cá? Marcelo Gallao: Em 2019, falar de caminhão a gás no Brasil era quase pregar no deserto. Em outras palavras, existia pouca infraestrutura, poucos postos, e um mercado cético. Todavia, de lá pra cá, a tecnologia se provou viável, e trabalhamos em parceria com a rede de postos para criar corredores de abastecimento. Hoje, temos um cenário bem mais maduro. Existem postos de alta vazão em corredores estratégicos, ligando o Sul ao Nordeste, com uma média de um posto a cada 400 km. Cidades como São Paulo, Rio de Janeiro, Seropédica, e regiões de Santa Catarina, Paraná e Rio Grande do Sul têm projetos robustos de biometano. Dessa forma, até o fim de 2025, devemos ultrapassar 2.000 caminhões a gás vendidos. Esse número mostra claramente a maturidade da solução. E em relação ao transporte elétrico? Qual é a realidade brasileira nesse segmento? Marcelo Gallao: O elétrico tem uma eficiência energética imbatível. Porém, o grande desafio está na infraestrutura de distribuição de energia elétrica. Não adianta só gerar mais energia, é preciso levá-la até os pontos de consumo. E isso exige investimentos bilionários, de longo prazo, que não são viáveis apenas pela iniciativa privada. Esse desafio não é só brasileiro. Europa, Ásia e América do Norte enfrentam o mesmo problema. Mas no Brasil, nos próximos cinco anos, veremos elétricos principalmente em nichos muito específicos. Como distribuição urbana, bebidas, última milha. Ou seja, onde a autonomia de 200 a 250 km atende bem. Fora desses nichos, não há ainda viabilidade para transporte pesado elétrico em larga escala. Híbridos em veículos pesados Os híbridos podem ser uma solução de transição viável? Marcelo Gallao: Sim, principalmente os híbridos leves e médios, que combinam um motor a combustão com um módulo elétrico. Isso permite reduzir consumo e emissões sem depender exclusivamente da infraestrutura elétrica. No Brasil, o híbrido flex a etanol faz ainda mais sentido, pois aproveita o etanol, que já é amplamente disponível. Essa tecnologia deve crescer bastante no transporte urbano e regional. O que leva a crer que os caminhões pesados elétricos ainda são inviáveis para operações rodoviárias? Marcelo Gallao: Hoje, sim. Os pesados elétricos são caros, com baterias que ainda ocupam muito espaço, são pesadas e limitam a autonomia. A solução que começa a ganhar espaço é o modelo eldquo;Rexerdquo;. Ou seja, um caminhão essencialmente elétrico, mas com um pequeno motor a combustão que funciona como gerador para recarregar as baterias em rota. Ele aumenta a autonomia sem precisar de uma infraestrutura tão robusta de recarga. Na Europa, há discussões e legislações que obrigam caminhões a mudarem para modo zero emissão ao entrarem em áreas urbanas. Se isso vier a acontecer no Brasil, essa tecnologia pode ganhar espaço. Todas as tecnologias vão conviver Pensando no médio e longo prazo, qual deve ser o mix de tecnologias no transporte de carga brasileiro? Marcelo Gallao: O Brasil não terá uma solução única. Vamos ter um mix regionalizado de tecnologias. Dessa forma, em regiões próximas a geração de energia elétrica, o elétrico tende a dominar, principalmente no transporte urbano. Onde houver disponibilidade de gás natural ou biometano, essa será a alternativa mais competitiva. Em áreas agrícolas, o biodiesel será protagonista. E o diesel continuará sendo importante, especialmente em rotas longas, onde a infraestrutura de outras alternativas ainda não chega. A grande certeza é que todas essas tecnologias vão coexistir. Dessa forma, nenhuma vai eliminar a outra. Cada uma atenderá sua aplicação específica, e isso não é um atraso, é a realidade de um País continental e heterogêneo como o nosso.

A estatal Petrobras vai emitir R$ 3 bilhões em debêntures simples, segundo fato relevante publicado na sexta-feira (30), em que informa o pedido de registro da oferta para distribuição pública dos títulos. Cerca de um terço dos recursos obtidos na operação deve ser usado para elevar a capacidade de processamento e escoamento de gás natural proveniente de um polo do pré-sal, segundo consulta do Valor ao material enviado pela companhia à Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Tratam-se de títulos não conversíveis em ações, em até três séries, de espécie quirografária, da oitava emissão da companhia. A oferta seguirá rito de registro automático, com dispensa de análise prévia. As debêntures terão seus valores atualizados pelo IPCA e os juros remuneratórios equivalentes a uma taxa prefixada a ser definida em procedimento de coleta de intenções para a definição do preço final (eldquo;bookbuildingerdquo;). Para ler esta notícia, clique aqui.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou nesta sexta-feira, 30, bandeira tarifária vermelha patamar 1 para o mês de junho, com cobrança adicional de R$ 4,46 a cada 100 kW/h (quilowatt-hora) consumidos. A perspectiva cresceu ao longo deste mês e já estava prevista, conforme mostrou o Estadão/Broadcast. Como motivo para o acionamento, a agência reguladora apontou para o cenário de afluências para as hidrelétricas abaixo da média em todo o País e consequente redução da geração dessas fontes, em relação ao mês anterior. Com isso, há um aumento nos custos de geração devido à necessidade de acionamento de fontes de energia mais onerosas, como as usinas termoelétricas. A arrecadação via bandeira tarifária paga os custos adicionais. Desde fevereiro houve piora nas expectativas de chuva. Além do risco hidrológico (GSF), outro gatilho para o acionamento da bandeira mais cara no ano passado foi o aumento do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) emdash; valor calculado para a energia a ser produzida em determinado período. Desde dezembro passado a bandeira tarifária permanecia verde, com as condições favoráveis de geração de energia no País durante o período chuvoso. Contudo, a previsão de geração de energia proveniente de hidrelétrica piorou, a Aneel acionou bandeira amarela para maio. Lucas Paiva, engenheiro elétrico e Sócio-Fundador da Lead Energy, menciona as chuvas abaixo da média histórica no outono e inverno, especialmente nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, que concentram cerca de 70% da capacidade de armazenamento de água do país. Além disso, ele acrescenta que há redução gradual dos níveis de armazenamento, que devem cair de 69% em abril para 55% até outubro, de acordo com relatório divulgado com base em dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

A Comissão de Constituição e Justiça da Assembleia Legislativa da Bahia analisa o projeto de lei enviado pelo governador Jerônimo Rodrigues (PT), que concede perdão parcial de créditos tributários de ICMS a empresas que atuam nas áreas de extração, refino e processamento de petróleo e gás natural, o PL 25.826/2025. O texto, enviado com pedido de urgência, autoriza a remissão de até 50% dos débitos acumulados até o ano passado, além da redução de 90% em multas e juros moratórios. Se o projeto for aprovado, empresas com débitos inscritos ou não em dívida ativa serão beneficiadas, desde que paguem os valores não perdoados até o dia 28 de novembro deste ano e desistam de ação judicial, embargos ou recursos administrativos relacionados aos débitos. Segundo Jerônimo, a proposta busca eldquo;pacificar conflitos tributários, reforçando o compromisso do estado com o gerenciamento de recursos e o desenvolvimento econômicoerdquo;. A iniciativa é baseada em convênios firmados no Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz). O governador considera que a proposta tem efeito reparador e pode consolidar entendimentos fiscais e estimular a permanência de grandes investimentos na Bahia. De acordo com ele, a medida eldquo;proporciona segurança jurídica ao setor, ao mesmo tempo em que garante a arrecadação de parte substancial dos créditos em disputaerdquo;. O projeto ainda estabelece que a lista de contribuintes beneficiados será publicada no Diário Oficial do estado ou no site da Secretaria de Estado da Fazenda.

A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) pediu à Procuradoria Federal junto à ANP para adotar as eldquo;medidas judiciais cabíveiserdquo; de modo a obrigar a Petrobras a abandonar de forma permanente e cuidar do arrasamento de poços órfãos, perfurados por ela no passado. A agência havia buscado uma negociação com a companhia, mas diante da falta de consenso, já cogitava mover a ação desde 2024, como antecipado pela agência eixos. A Petrobras havia se oferecido para cuidar dos serviços, desde que as despesas fossem, ao menos parcialmente, ressarcidas pela União. Oferta rejeitada pela ANP. Em 2024, a Procuradoria Federal junto à ANP já havia sinalizado à diretoria que a ação tem fundamento. Os casos estão espalhados pelo Brasil e a judicialização vinha sendo apontada como a saída para lidar com os passivos. eldquo;A Petrobras persiste em inobservar as decisões da agência, não cabendo alternativa senão a propositura de ação judicial para compelí-la ao efetivo cumprimento das resoluções exaradas pela diretoria colegiadaerdquo;, diz a agência em um dos processos administrativos, envolvendo perfurações em Alagoas. Para a ANP, portanto, a Petrobras é responsável pelo abandono dos poços, independente de não ter assinado contratos para os campos após a abertura do mercado, em 1998. Conta para isso o princípio da legislação brasileira, do poluidor-pagador. Isto é, o agente responsável pelo impacto ambiental, independente de se tratar de um acidente ou não, fica responsável pela restauração do dano, ainda que ele seja compatível com a atividade econômica. Independe da existência de dolo. Em 2024, a agência retomou com mais afinco os processos internos para dar destinação e responsabilidade ao que, na prática, são milhares de poços perfurados pela Petrobras há décadas. Um parecer da PF/ANP, obtido pela eixos em novembro do ano passado, apontava a via judicial como eldquo;último recursoerdquo;, tanto pelos custos do processo quanto pela demora do litígio e risco de decisão contrária aos interesses da agência. A solução negociada, contudo, era apontada como preferível e possível na visão da PF/ANP: eldquo;tanto diante dos seus custos [de uma ação judicial], como sua conhecida demora na resolução definitiva do litígio, além do risco de prevalecimento de tese distinta da defendida pela agênciaerdquo;. Petrobras: poços foram elsquo;abdicadosersquo; A Petrobras diferencia os termos eldquo;órfãoserdquo; e eldquo;abdicadoserdquo;, alegando se tratar de poços que não tiveram intervenção destinada a Eeamp;P ou foram devolvidos à União à época da Rodada Zero. Segundo os documentos internos da agência, a Superintendência de Segurança Operacional (SSO) considerou não haver amparo para o uso do termo eldquo;poço abdicadoerdquo; e que a Petrobras não era mero eldquo;órgão de execuçãoerdquo; do governo, mas uma empresa responsável pelas suas atividades. Diz ainda que a Petrobras teve vantagens decorrentes da perfuração dos poços, seja pela produção ou obtenção de informações sobre as bacias sedimentares brasileiras, erdquo;com a intenção de obter somente o bônus da atividade e transferir o ônus a terceiroserdquo;. Os campos que a Petrobras escolheu continuar explorando tiveram seus direitos e obrigações ratificados por meio dos chamados eldquo;contratos da Rodada Zeroerdquo;. Os que são questionados junto à ANP não tiveram essa ratificação, o que não configura, segundo a agência, isenção de responsabilidade. Impasse sobre responsabilidade e ressarcimento Em um dos caso, a Petrobras quer o ressarcimento referente aos serviços de coleta, remoção, armazenamento temporário e destinação final de resíduos sólidos no entorno dos poços e da zona de amortecimento nos Lençóis Maranhenses. O valor referente ao serviço é de R$ 506 mil. Nesse caso, a empresa cumpriu a notificação voluntariamente e sem questionar junto ao Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade (ICMBio), órgão ambiental que faz a gestão dos parques nacionais. De acordo com a ANP, a agência só foi comunicada após a questão ter sido solucionada com o ICMBio. Só então, houve o pedido de ressarcimento. Documento da SSO/ANP ainda levanta a possibilidade de a real pretensão da Petrobras ser firmar o entendimento quanto ao abandono de poços, uma vez que o valor da operação não representa gasto significativo para a empresa.