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Sancionada em outubro de 2024 pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva, a nova Lei do Combustível do Futuro deve aumentar em breve o teor de etanol anidro na gasolina. Atualmente, o percentual do derivado da cana-de-açúcar na gasolina comum é de 27%, onde 18% é o valor mínimo. Mas, a novidade são os valores definidos na Lei, que mudam: agora, o mínimo de etanol passa a ser de 22%, e o teto, de 35%. Originalmente, o limite era de 30%, mas os parlamentares decidiram por elevar o percentual. Entretanto, de início, o aumento da mistura será de 30%, conforme aprovado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) em dezembro (veja aqui). Assim, a nova gasolina endash; chamada de eldquo;E30erdquo; endash; pode chegar às bombas dos postos de abastecimento já em abril. Mas a mudança não acontecerá da noite para o dia. O combustível passará ainda por testes que serão realizados entre janeiro e fevereiro pelo Instituto Mauá de Tecnologia (IMT), em São Paulo. Tais testes serão patrocinados por produtores de etanol. E servirão de base para o MME recomendar a nova mistura ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Já o relatório final com os resultados será entregue até o fim de fevereiro. E a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) vai conduzir os testes de estabilidade do E30. IMT vai testar gasolina com 30% de etanol na mistura Os testes do IMT contemplarão ensaios de pista, de partida a frio, medições de emissões, aquisição de veículos e análise complementar de dados via sistema OBD (On-Board Diagnostics, em inglês). Conforme o engenheiro Rogério Gonçalves, diretor de combustíveis da Associação Brasileira Engenharia Automotiva (AEA), os ensaios com a nova gasolina vão avaliar diferentes aspectos. eldquo;Os testes que vão acontecer correspondem a três categorias: dirigibilidade, onde testam-se os efeitos no automóvel, como a partida a frio e a condução do veículo; compatibilidade de materiais, onde se mede corrosão e resposta de materiais elastoméricos, injeção e afins; e emissões. Alguns efeitos já são esperados. Por exemplo, o aumento do etanol na gasolina comum resultará em uma queima mais limpa no escape, bem como acarretará mudanças no consumo dos veículos. É o que explica Gonçalves: eldquo;Com a adição de etanol na mistura (3%), o motorista pode sentir diferença na autonomia total do veículo, que pode baixarerdquo;, afirma o diretor da AEA. Modelos importados ou antigos terão de ser adaptar Quanto ao impacto geral da nova Lei na frota brasileira, Rogério Gonçalves alerta para o prazo de implementação da medida, estipulado até abril. eldquo;Montadoras nacionais podem sim testar seus modelos a tempo. Mas os veículos importados podem levar mais tempo até estarem aptos a rodar com a nova gasolinaerdquo;, pontua o engenheiro. O mesmo vale para carros mais antigos, que também devem passar por testes. Mas o diretor da AEA alerta: eldquo;Achar modelos velhos com sistemas de injeção mais arcaicos pode atrasar o processo de testeerdquo;. Por fim, é preciso entender o impacto da nova gasolina na redução de emissões, que, afinal, é um dos pilares da criação da Lei do Combustível do Futuro. Por isso, resta agora aguardar os resultados práticos dos testes, e entender se as mudanças vão encarecer o combustível e aumentar o consumo e os gastos com o carro. *O Jornal do Carro entrou em contato com o IMT para entender como serão os testes, mas o Instituto se encontra em período de recesso e não respondeu aos questionamentos da redação. (Artigo por Rodrigo Tavares)

Se me perguntassem qual foi a grande novidade no setor de energia em 2024, responderia, sem titubear, que foi o petróleo. Depois de ser tão demonizado, o petróleo voltou aos holofotes exercendo o seu papel da principal fonte de energia tanto do ponto de vista da geopolítica como uma energia que continua sem substituta. Na geopolítica, o petróleo financia e continua a financiar a Rússia na guerra contra a Ucrânia. Apesar das várias tentativas de embargo, isso não impediu a Rússia de encontrar saídas para o seu petróleo, seu diesel e o gás natural. O Brasil mesmo passou a ter como seu principal fornecedor de diesel a Rússia. A Opep voltou a ter papel de destaque no cenário internacional, bem como os Fundos Árabes no financiando de inúmeros investimentos mundo afora. De certa maneira, estamos vivendo um revival dos tempos dos choques do petróleo dos anos 1970 e 1980 com os petrodólares. Ainda no campo da geopolítica, vivemos a criação da chamada Opep+ que tem como principal parceiro a Rússia. A guerra trouxe o petróleo para mais de U$ 100/barril ocasionando uma inflação energética e com isso a volta dos investimentos em exploração e produção de petróleo. A volta do crescimento da produção americana de shale oil, e o Brasil e a Guiana tornando-se protagonistas na oferta de óleo, seguraram os preços em torno dos U$ 80/barril, aliados à frustração do crescimento da economia chinesa. Do ponto de vista da substituição desse chamado ouro negro por fontes mais limpas, a missão está se mostrando bem mais lenta do que todos imaginavam. E a pandemia e a guerra Rússia/Ucrânia trouxeram duas lições: as fontes renováveis não conseguiram trazer segurança de abastecimento, e definitivamente a segurança alimentar está diretamente correlacionada à segurança alimentar. E o que esperar para 2025? A meu ver, o protagonismo do petróleo permanece e vai frequentar mais ainda os debates e as primeiras páginas da imprensa com a eleição de Donald Trump. Afinal, durante a campanha, junto com o slogan Make America Great Again, o outro slogan mais badalado foi Drill Baby Drill. Isso poderá nos levar a preços mais baixos do barril, mas Trump está visualizando que petróleo mais barato significa inflação mais baixa, o que irá facilitar a sua política de proteção tarifária a produtos americanos. De toda forma, acreditamos que o mundo ainda vai precisar de muito petróleo e o fato é que tivemos poucas grandes descobertas nos últimos anos. Só o Brasil que poderá continuar tendo protagonismo com a Margem Equatorial, e agora a Guiana, e isso tem levado a anúncios como a Joint Venture entre Shell e Equinor para recuperação da produção no Mar do Norte. E mais uma vez aquele país pobrinho que fica aqui perto do Brasil com o seu novo presidente e seu pragmatismo tem tudo para manter a sua liderança no setor de energia e petróleo na cena mundial. (Opinião por Adriano Pires)

Os contratos futuros de petróleo fecharam em alta nesta sexta-feira (3), dando continuidade a alta do começo do ano, e encerando uma semana de ganhos para a commodity. Os riscos geopolíticos e a potencial influência para a oferta vem dando forças aos preços, enquanto o mercado busca entender qual deverá ser o impacto da administração do presidente eleito dos Estados Unidos, Donald Trump, para o setor. Neste quadro de incertezas, persiste ainda a dúvida sobre a influência dos estímulos chineses à economia local. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para fevereiro fechou em alta de 1,13% (US$ 0,80), a US$ 73,96 o barril, enquanto o Brent para março, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), avançou 0,76% (US$ 0,58), a US$ 76,51 o barril. Na semana, houve alta de 4,76% e 3,15%, respectivamente. O número de poços e plataformas de petróleo em atividade nos EUA caiu 1 na semana, a 482, de acordo com informações da Baker Hughes, empresa que presta serviços ao setor. Trump prometeu aumentar a produção nacional de petróleo, uma medida que normalmente forçaria a queda dos preços. Mas o maior impacto poderá advir da sua política externa, que poderá causar o efeito oposto. Trump disse que aumentará a aplicação de sanções ao Irã, o que reduziria o fornecimento global. Alguns analistas também esperam que ele vise as exportações da Venezuela e da Rússia. Todos já enfrentam várias formas de sanções petrolíferas por parte dos EUA, mas algumas dessas sanções incluem exceções. Em outros casos, a fiscalização tem sido irregular, dizem os analistas. eldquo;Os principais riscos ascendentes são sanções muito mais amplas e mais fortes da administração Trumperdquo; e outras questões internacionais, escreveu Leo Mariani, analista da Roth MKM, na sexta-feira. O Irã tem exportado mais de 1,5 milhões de barris de petróleo por dia este ano, mais do dobro dos níveis de 2019. As sanções contra o Irã e outros países podem retirar do mercado até um milhão de barris de petróleo por dia, analistas da RBC Capital Markets preveem. Os fundamentos do mercado ainda não são bons, o que significa que o petróleo poderá não manter a sua tendência de alta por muito tempo. A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) está apoiando o mercado petrolífero ao manter fora do mercado uma produção equivalente a mais de cinco milhões de barris endash; muito mais do que a quantidade total de petróleo que o Irã produz. O cartel planeja devolver alguns desses barris ainda neste ano, dependendo das condições do mercado. Ao mesmo tempo, a demanda chinesa está caindo devido ao abrandamento econômico e à crescente adoção de veículos elétricos. eldquo;O aumento da oferta em 2025, em um contexto de fraco crescimento da procura, provavelmente criará uma pressão descendente nos preços, especialmente quando a Opep começar a reduzir os seus cortes de ofertaerdquo;, escreveu Henning Gloystein, diretor de energia, clima e recursos do Eurasia Group. *Com informações Dow Jones Newswires.

Os preços do petróleo fecharam em forte alta nesta quarta-feira (2), primeiro dia útil do ano, com o otimismo pela demanda impulsionado pelo discurso anual de Ano Novo do líder chinês Xi Jinping na terça-feira (31). A China é o maior importador de petróleo do mundo. Xi disse que a economia do país está em eldquo;uma trajetória ascendenteerdquo;, embora ele também tenha notado eldquo;desafios de incertezas no ambiente externoerdquo; em 2025. Apontou ainda que a China irá implementar mais políticas proativas para promover o crescimento em 2025. Ao final dos negócios, o petróleo Brent avançou 1,93%, para US$ 73,13 o barril, enquanto o WTI ganhou 1,73%, a US$ 75,93.

A ANP divulgou hoje (02/01) o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de novembro de 2024, que traz os dados consolidados da produção nacional. A produção total (petróleo + gás natural) foi de 4,301 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Com relação ao petróleo, foram extraídos 3,310 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 1,3% na comparação com o mês anterior e redução de 10% em relação ao mesmo mês de 2023. A produção de gás natural em novembro foi de 157,64 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d). Houve queda de 0,8% frente a outubro de 2024 e de 2,8% na comparação com novembro de 2023. Pré-sal A produção total (petróleo + gás natural) no pré-sal, em novembro, foi de 3,385 milhões de boe/d e correspondeu a 78,7% da produção brasileira. Esse número representa um aumento de 1,2% em relação ao mês anterior e redução de 5,6% na comparação com o mesmo mês de 2023. Foram produzidos 2,631 milhões de bbl/d de petróleo e 119,87 milhões de m³/d de gás natural por meio de 154 poços. Aproveitamento do gás natural Em novembro, o aproveitamento de gás natural foi de 96,1%. Foram disponibilizados ao mercado 50,73 milhões de m³/d e a queima foi de 6,21 milhões de m³/d. Houve aumento de 73,4% na queima, em relação ao mês anterior, e de 69,4% na comparação com novembro de 2023. O principal motivo para o aumento da queima de gás foi o comissionamento da FPSO Marechal Duque de Caxias, no Campo de Mero. Origem da produção No mês, os campos marítimos produziram 97,4% do petróleo e 83,9% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foram responsáveis por 89,24% do total produzido. A produção teve origem em 6.432 poços, sendo 501 marítimos e 5.931 terrestres. Campos e instalações No mês de novembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor, registrando 775,54 mil bbl/d de petróleo e 38,66 milhões de m³/d de gás natural. Já a instalação com maior produção foi a FPSO Guanabara, na jazida compartilhada de Mero, com 184.263 bbl/d de petróleo e 12,04 milhões de m³/d de gás. Sobre o Boletim da Produção de Petróleo e Gás Além da publicação tradicional em .pdf, é possível consultar os dados do boletim de forma interativa utilizando a tecnologia de Business Intelligence (BI). A ferramenta permite que o usuário altere o mês de referência para o qual deseja a informação, além de diferentes seleções de períodos para consulta e filtros específicos para campos, estados e bacias. Variações na produção são esperadas e podem ocorrer devido a fatores como paradas programadas de unidades de produção em função de manutenção, entrada em operação de poços, parada de poços para manutenção ou limpeza, início de comissionamento de novas unidades de produção, dentre outros. Tais ações são típicas da produção de petróleo e gás natural e buscam a operação estável e contínua, bem como o aumento da produção ao longo do tempo.

Um grupo de cinco associações ligadas a diferentes elos da cadeia do gás natural endash; incluindo produtores, transportadoras, termelétricas e o setor de biogás endash; enviou uma carta ao presidente Lula (PT) pedindo o veto aos trechos da regulamentação da reforma tributária que incluem o gás natural (e biometano) no regime monofásico. O documento foi assinado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP); Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip); Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás); Associação Brasileira Geradoras Termelétricas (Abraget); e a Associação Brasileira do Biogás (ABiogás). Na visão do grupo, a monofasia contraria o interesse público ao engessar o desenvolvimento de novos negócios e uso do gás como insumo industrial; e, no caso da geração de energia elétrica, criar um eldquo;cenário de provável bitributaçãoerdquo;. Gás não tem mesmo risco de sonegação fiscal A carta cita que o regime monofásico é eldquo;adequado e recomendávelerdquo; para combustíveis líquidos, porque evita a sonegação e a pirataria num setor que envolve milhões de contribuintes finais. Mas não para o gás. eldquo;Já no caso do gás natural inexiste o risco de evasão fiscal e de elsquo;piratariaersquo;, uma vez que sua comercialização e movimentação ocorre através de sistemas de gasodutos contínuos e herméticos, de fácil controle e fiscalizaçãoerdquo;, cita a carta. O documento também lembra, como precedente, que a Lei Complementar 192/2022, que estabeleceu a monofasia do ICMS para os combustíveis líquidos excluiu o gás. As entidades acrescentam, ainda, que excluir o gás natural processado e o biometano do regime monofásico de tributação não representará redução de arrecadação. Setor tentou barrar monofasia do gás no Congresso O texto do PLP 68/2024, aprovado no Congresso no fim de 2024, inclui o gás natural processado, biometano e o gás natural veicular (GNV) no regime especial para combustíveis endash; ou seja, o recolhimento do IBS e CBS no início da cadeia produtiva, com alíquotas uniformes em todo o território nacional. O regime monofásico está dentro do espírito da reforma tributária, de buscar a simplificação e a transparência do sistema fiscal. Ao longo da tramitação do projeto no Congresso, porém, os segmentos de downstream e os produtores de gás construíram um consenso de que o modelo de incidência em um único elo da cadeia pode ser prejudicial. O pleito foi, posteriormente, endossado pelas distribuidoras de gás canalizado (representadas pela Abegás) e pela Abiogás. A percepção, entre os agentes, é de que o modelo monofásico é incompatível com a complexidade do mercado regulado de distribuição do gás. Além disso, pode potencializar o acúmulo de créditos, sobretudo em virtude de diferenças de carga fiscal e de utilização de insumos desonerados, como energia elétrica e fertilizantes, e de seu eventual estorno.