NOTÍCIAS

Os preços do petróleo atingiram máximas de várias semanas nesta segunda-feira, impulsionados por um dólar norte-americano mais fraco, enquanto os investidores aguardavam notícias das negociações comerciais entre Estados Unidos e China em Londres, na esperança de que um acordo pudesse impulsionar as perspectivas econômicas globais e, consequentemente, a demanda por combustível. Os contratos futuros do petróleo Brent subiram 0,9%, a US$67,04 por barril. Durante a sessão, o índice de referência subiu para US$67,12 por barril, o maior valor desde 28 de abril. O petróleo West Texas Intermediate dos EUA (WTI) subiu 1,1%, para US$65,29. O contrato atingiu US$65,38 por barril durante a sessão, o maior valor desde 4 de abril. Um dólar norte-americano mais fraco deu algum apoio aos preços do petróleo, com o índice do dólar caindo 0,3%, tornando o petróleo mais barato para os detentores de outras moedas. Na semana passada, o Brent subiu 4% e o WTI subiu 6,2%, já que a perspectiva de um acordo comercial entre os EUA e a China aumentou o apetite pelo risco para alguns investidores. eldquo;Grande parte desse avanço parece ser tecnicamente orientado e essas altas podem facilmente diminuir sem novas manchetes altistaserdquo;, disseram analistas da empresa de consultoria em energia Ritterbusch and Associates em uma nota. eldquo;Muita atenção será dada às negociações comerciais entre os EUA e a China.erdquo; (Reuters)

A conta de energia elétrica dos brasileiros subiu 177% em 15 anos. A tarifa saltou de R$ 112 por megawatt hora (MWh), em 2010, para R$ 310 o MWh em 2024. Nesse período, o índice de inflação foi de 122%. Assim, em termos reais (descontada a inflação), a alta chega a 45%. A tarifa de energia elétrica dos brasileiros atendidos pelas distribuidoras aumentou 177% em 15 anos, saltando de R$ 112 por megawatt-hora (MWh), em 2010, para R$ 310 o MWh, em 2024. Nesse mesmo período, o índice de inflação avançou 122%. Ou seja, a tarifa teve um aumento real (acima da inflação) de 45% no período. Detalhe: o valor inclui o preço da energia, acrescido das bandeiras tarifárias vigentes a cada ano, sem os encargos e o custo da distribuição e da transmissão, que encarecem ainda mais o preço final para o consumidor. Esse quadro pode mudar depois da Medida Provisória n.º 1.300, editada pelo governo federal, que reforma o setor elétrico brasileiro e estabelece a abertura do mercado livre para todos os consumidores a partir de dezembro de 2027. Isso significa que a partir dessa data qualquer cidadão poderá escolher de onde comprar sua energia elétrica, a exemplo do que ocorre hoje com as grandes empresas. Para esses clientes, a conta é bem mais baixa porque os contratos são de longo prazo e embutem o efeito da concorrência do mercado. Em comparação com o aumento de 177% da tarifa de energia para os consumidores do mercado cativo (das distribuidoras), o preço médio do mercado livre aumentou 44%, bem abaixo do índice de inflação. O valor subiu de R$ 102 o MWh, em 2010, para R$ 147, em 2024, segundo levantamento da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel). A explicação para a tarifa elétrica no mercado regulado ser mais cara se deve a vários motivos. Entre eles, a indexação de longo prazo, reservas de mer Preço médio da energia elétrica no mercado livre tem alta de 44% desde 2010, mostra estudo cado que obrigam a contratação de energia de determinadas fontes, decisões políticas sobre o custo da energia ou expansão da geração, mas também riscos indevidamente transferidos ao consumidor, como o risco hidrológico. eldquo;Contratar energia elétrica indexada à inflação por 30 anos é um fardo para o consumidor, sobretudo num país que têm inflação nos patamares do Brasilerdquo;, explica o presidente executivo da Abraceel, Rodrigo Ferreira. Um exemplo, segundo ele, está na energia contratada das hidrelétricas estruturantes do Rio Madeira, cujos valores resultantes dos leilões foram baixos, mas, com a atualização inflacionária no período, essas tarifas já custam mais que o preço praticado no mercado livre de energia. eldquo;Esse modelo de contratação de longo prazo, suportado pelas distribuidoras em nome dos consumidores, foi importante em determinado momento do País, mas atualmente não é mais eficiente e muito menos necessário, e deixa uma herança maldita para os consumidores.erdquo; DIFERENÇA. Outro ponto importante é a energia de Itaipu, Angra 1 e 2 e energia de reserva, cujo preço é elevado. Todo esse montante de eletricidade é vendido para as distribuidoras e repassado para os consumidores cativos, diz o professor da UFRJ Nivalde de Castro, coordenador-geral do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel). Se comparar com o preço final da conta de luz, que inclui encargos e o custo de transmissão e distribuição, o preço no mercado livre pode ser até 35% menor que o do mercado cativo, das distribuidoras. ebull; A abertura do mercado de energia elétrica é apontada por especialistas como uma alternativa para conter a alta de preços na tarifa dos consumidores atendidos pelas distribuidoras. O pesquisador da Fundação Getulio Vargas Energia, Paulo Cunha, defende a abertura do mercado livre, com todos os cuidados necessários. eldquo;Quando você liberaliza o mercado, você traz a possibilidade de competição. É um elemento importante porque é a possibilidade de você trazer eficiência econômica. A abertura do mercado vai dar para os consumidores a possibilidade de escolha. Isso, na minha visão, é positivo.erdquo; Ele alerta, no entanto, que não são operações triviais. Tanto que a medida provisória do governo endash; que estabelece a abertura do mercado livre para todos os consumidores endash; cria um elemento importante nesse processo de abertura, que é o Supridor de Última Instância, o SUI. O diretor-presidente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE), Alexei Vivan, afirma que a abertura do mercado de energia elétrica vem sendo aguardada há tempos, mas ele também alerta que é preciso tomar alguns cuidados importantes. Um deles é a garantia de adimplência desses novos consumidores livres de pequeno porte, com regras para a comercialização varejista. Além disso, a regulamentação tem de ser minuciosa em relação à figura do SUI. É ele que assumirá e representará os consumidores em caso de quebra da comercializadora varejista. Por fim, diz o executivo, é preciso garantir a sustentabilidade da concessionária de distribuição. eldquo;Ela é o tripé de sustentação de todo o setor elétrico e estará ameaçada se os impactos não forem bem mensurados e a migração dos consumidores para o mercado livre resultar em aumento da tarifa dos consumidores que permanecerem cativos, o que poderá causar inadimplência na distribuiçãoerdquo;, diz Vivan. Segundo ele, é essencial que os consumidores que optarem por se tornar livres escolham comercializadoras varejistas sérias, com reputação e solidez financeira. SUBSÍDIOS. De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), até este mês, os subsídios do setor elétrico somam mais de R$ 16 bilhões, que representam, em média, 14,88% da tarifa dos consumidores residenciais. Desse valor, R$ 5,7 bilhões se referem ao incentivo dado à geração distribuída, aquela produzida pelos próprios consumidores, como a energia solar. Outros R$ 5,4 bilhões vão para fontes incentivadas (descontos concedidos para estimular projetos de energia renovável). O restante vai para subsídios à energia da Região Norte e para tarifa social, entre outros. eldquo;Muitos subsídios e encargos são compulsoriamente imputados às tarifas do mercado regulado. Essa é a causa principal para a conta ser tão altaerdquo;, diz o professor da UFRJ Nivalde de Castro. Com a abertura do mercado e migração de mais pessoas para o mercado livre, uma das preocupações é como será rateada essa conta. Esse é um dos alertas das empresas de distribuição, que temem os custos e ineficiências que ficam para trás a cada vez que um consumidor vai para o mercado livre ou para a geração distribuída (GD). INÍCIO. O mercado livre de energia surgiu em 1995, mas as primeiras operações de comercialização só começaram efetivamente em 1998, limitados a grandes consumidores com demanda elevada, acima de 10 mil kWh. Em todo esse tempo, foram vários os entraves no meio do caminho. No início, o mercado enfrentou uma enxurrada de ações judiciais sobretudo por causa da elevada inadimplência entre as empresas, o que culminou na criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), responsável pelo registro e contabilização dos contratos de compra e venda. Em setembro de 2022, o Ministério de Minas e Energia publicou uma portaria (50/2022) que eliminou os limites mínimos para que consumidores de alta tensão endash; com conta acima de R$ 10 mil mensais endash; entrassem para o mercado livre a partir de janeiro de 2024. Até então somente poderiam participar desse mercado consumidores com demanda superior a 500 quilowatts (kW). Isso provocou um boom de adesão ao mercado livre. LIVRE ESCOLHA. As vantagens desse mercado estão na liberdade de escolher o fornecedor de energia e negociar livremente os preços e as quantidades por um determinado período, o que dá mais previsibilidade nos custos. Em tempos de descarbonização, o consumidor também pode optar pelo tipo de energia que será usada, se solar, eólica ou hídrica. Por outro lado, pode haver volatilidade de preços em momentos de maior estresse de geração ou alta demanda. Mas, nesse caso, especialistas afirmam que é possível se precaver e criar estratégicas para diminuir os riscos. ebull;

O corte no preço da gasolina anunciado pela Petrobras no início da semana ainda não chegou integralmente aos postos, apontam pesquisas da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis) e da ValeCard. Segundo a agência, o preço médio da gasolina no país caiu apenas R$ 0,02 por litro na semana, para R$ 6,25 por litro. Dados compilados pela ValeCard mostram que, entre domingo (1º) e quinta-feira (6), o preço médio do combustível só teve queda em dez estados emdash;em apenas três deles, superior a R$ 0,05. Ao anunciar o reajuste, na segunda (2), a Petrobras estimou repasse de R$ 0,12 por litro ao preço final pago pelo consumidor, bem superior ao verificado nesta primeira semana após o primeiro corte no preço da gasolina no ano. Nas últimas semanas, governo e a estatal reforçaram críticas à revenda de combustíveis por suposta demora nos repasses de cortes de preços. A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, chegou a pedir que consumidores pressionem donos de postos a baixar os preços. Logo após o anúncio do corte na gasolina esta semana, o Paranapetro, sindicato dos postos do Paraná, divulgou nota dizendo que a velocidade do repasse depende das empresas distribuidoras de combustíveis. "Em reduções recentes do diesel, as principais distribuidoras não repassaram a baixa na íntegra", afirmou o Paranapetro, responsabilizando outra etapa da cadeia de venda de combustíveis emdash;Magda se referia a demora no repasse dos três cortes no preço do diesel quando reclamou dos postos. Segundo dados mais recentes da ANP, porém, as distribuidoras baixaram seu preço em R$ 0,37 por litro desde o pico de R$ 5,72 atingido no início de fevereiro. A queda acumulada nos postos foi de R$ 0,39 desde o pico de R$ 6,47 no fim daquele mês. O ritmo de queda desacelerou esta semana: de acordo com a pesquisa da ANP, o diesel S-10 foi vendido pelos postos brasileiros pelo preço médio de R$ 6,05 por litro, queda de apenas R$ 0,01 em relação à semana anterior. Outro combustível em queda é o etanol hidratado, devido ao início da moagem da safra de cana-de-açúcar. Esta semana, segundo a ANP, o litro do produto foi vendido, em média, a R$ 4,24, R$ 0,03 a menos do que na semana anterior. São R$ 0,15 a menos do que o pico atingido em meados de fevereiro. A redução do preço da gasolina tem grande impacto na inflação, já que o combustível é o produto com maior peso no IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Amplo), referência para a definição da política monetária do país. Segundo o economista André Braz, da FGV (Fundação Getúlio Vargas), caso o repasse estimado pela Petrobras seja atingido, a queda da gasolina terá um impacto negativo de 0,10 ponto percentual no IPCA.

O Brasil, com sua vasta produção agropecuária e agroindustrial e importante matriz elétrica renovável, tem nas mãos um potencial significativo para liderar a transição energética global, com os gases do futuro: hidrogênio e biometano. A integração desses gases eldquo;verdeserdquo; podem representar uma oportunidade única para descarbonizar setores intensivos em emissões, como a indústria e o transporte pesado, além de impulsionar a reindustrialização sustentável do país. A eletrificação terá papel central na transição energética, mas como alerta a Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês), desenvolver a infraestrutura de gás verde será igualmente crucial. O Comitê sobre Mudanças Climáticas do Reino Unido também reconhece que tanto o biometano quanto o hidrogênio de baixo carbono serão necessários para atingir o net zero. Ambos os gases possuem uma grande vantagem: sua produção descentralizada, que não depende de grandes infraestruturas de escoamento, como gasodutos, para seu consumo final. Em comum, eles também podem ajudar a descarbonização do gás natural, com pequenas adições de um ou de outro, ou de ambos, na rede. Algo que já vem sendo estudado no Brasil, no caso do hidrogênio, e que já está estabelecido, no caso do biometano, por meio da Lei do Combustível do Futuro (CF). O CF visa, entre outras coisas, fomentar a conexão de plantas de biometano com as redes de distribuição e transporte de gás natural, e descarbonizar o setor de gás natural, a partir de 2026, com a adição de 1% do biocombustível ao gás produzido ou importado emdash; percentual será acrescido, de forma gradativa, até atingir os 10% de volume. Além do papel de reduzir a pegada de carbono da economia, em substituição gradativa aos fósseis, esses gases podem trazer maior independência, no longo prazo, à importação de gás natural e à volatilidade de preços internacionais. Afinal, seriam 100% brasileiros. Pensando na segurança energética e na redução das emissões, a União Europeia, por exemplo, já possui políticas para facilitar o acesso de gases renováveis e com baixo teor de carbono emdash; como hidrogênio e biometano emdash; à rede existente, eliminando as tarifas das conexões transfronteiriças e reduzindo as tarifas nos pontos de injeção. Para criar mais espaço para gases limpos no mercado europeu, os contratos de longo prazo de gás natural também não poderão ser prorrogados para além de 2049. São alguns pontos que o Brasil poderia se inspirar, levando em conta, obviamente, fatores como acessibilidade e modicidade tarifária. Hidrogênio a partir de biogás Para além da coexistência, o biogás também pode ser uma matéria-prima importante para a produção de hidrogênio de baixo carbono, via reforma, ou, até mesmo, com pegada de carbono negativa, se sua produção estiver associada a captura e armazenamento de carbono (CCS), conhecida como BECCS (bioenergia com CCS). A produção do hidrogênio a partir do biogás também teria capacidade de aumentar ainda o portfólio e a flexibilidade das usinas de biogás, diversificando os produtos energéticos e, portanto, os potenciais mercados dessas usinas. Como aponta a Cedigaz, a esperada utilização do hidrogênio como energético também surge com uma nova saída para o biometano, seja por meio da injeção na rede e seu uso em refinarias, seja pela reforma do biomentano em unidades descentralizadas de reforma de metano a vapor. Atualmente, o Brasil produz cerca de 4,6 bilhões de metros cúbicos de biogás por ano, o que representa apenas 3,3% do potencial estimado de 84,6 bilhões de metros cúbicos anuais. Essa capacidade é derivada principalmente de resíduos agropecuários e agroindustriais, posicionando o país como um dos potenciais líderes globais na produção de biogás. O biometano (CH4), além de matéria-prima, também poderia ser um carregador de hidrogênio, podendo se aproveitar das infraestruturas existentes para seu transporte, inclusive de longas distâncias. Concorrente do hidrogênio? Por outro lado, biometano e hidrogênio também podem ser considerados concorrentes. Na avaliação de alguns agentes do mercado, por exemplo, o biometano representaria para o Brasil o que o hidrogênio verde é para a Europa: uma molécula-chave na transição energética, com a vantagem de aproveitar a infraestrutura de gás já existente. Isso porque a digestão anaeróbica é uma tecnologia madura e pronta para uso, que transforma resíduos orgânicos em biometano, ao contrário do hidrogênio, cuja produção em larga escala e infraestrutura ainda enfrentam desafios técnicos e econômicos. Um exemplo concreto disso é o projeto da Yara no Brasil, que produz amônia verde a partir do biometano, criando um insumo essencial para fertilizantes com pegada de carbono reduzida. Entretanto, a própria companhia já admitiu que possui planos de produção de amônia verde, em larga escala no Brasil, a partir do hidrogênio produzido via eletrólise com energia renovável. É importante destacar que, até mesmo na Europa, apesar dos esforços e subsídios importantes para a produção de hidrogênio verde, o biometano vem se mostrando uma solução mais viável no curto prazo. A dificuldade para projetos de hidrogênio de larga escala saírem do papel e de ganharem volume e competitividade suficiente para destravar a demanda estão fazendo com que o biogás ganhe mais atenção. Mesmo governos que apostaram pesadamente no hidrogênio, como o da Itália, começaram a redirecionar recursos para acelerar o biometano. Recentemente, a Itália realocou 640 milhões de euros, originalmente dedicados ao hidrogênio, para o desenvolvimento do biometano, reconhecendo sua maturidade tecnológica e impacto imediato. Os recursos são parte do Fundo da União Europeia para reestruturação econômica após a pandemia de covid-19. Uma eldquo;escolha pragmáticaerdquo;, sublinhou o texto italiano, que permitirá eldquo;acelerar a produção de biometano, um gás renovável obtido a partir de resíduoserdquo;. Injeção na rede Mesmo com os desafios no presente, nos gasodutos do futuro, talvez gás natural, hidrogênio e biometano façam parte de um mesmo blend. O Ceará, que foi pioneiro na produção e distribuição de biometano, hoje se posiciona como um dos maiores hubs de hidrogênio verde do país, e enxerga, no futuro, a combinação de ambos os gases. A Cegás, distribuidora do estado, inclusive, estuda a utilização de biometano para a produção de hidrogênio limpo e vê ambos fazendo parte da sua rede de distribuição. Um estudo investigou os efeitos da inserção de hidrogênio no gás natural e no biometano em um sistema de distribuição canalizado no Brasil, com o objetivo de avaliar sua viabilidade na transição energética e na redução das emissões de CO2. Foram considerados dois cenários. Com a mistura de hidrogênio com biometano e com gás natural, com base nas normas da ANP para análise das propriedades do gás. Os resultados indicam que a incorporação de até 3% de hidrogênio no biometano e até 11% no gás natural é tecnicamente viável, respeitando os critérios de qualidade estabelecidos. A injeção de biometano e hidrogênio na rede de gás natural seria, portanto, uma estratégia eficaz para reduzir as emissões de carbono. Segundo pesquisas do Instituto Avançado de Tecnologia e Inovação (Iati), a mistura de hidrogênio ao gás natural e ao GLP também traria mais competitividade ao mercado, uma vez que hidrogênio tem um poder calorífico muito elevado, o que melhora a combustão do gás natural. Industrialização interiorizada A produção descentralizada de biometano e hidrogênio também permite a instalação de unidades industriais em regiões afastadas dos grandes centros urbanos, reduzindo a dependência de infraestruturas tradicionais como gasodutos. Essa descentralização favoreceria a interiorização da indústria, promovendo o desenvolvimento regional e aproveitando os recursos locais de biomassa e energia. Na Europa, a Associação Europeia de Biogás (EBA) participa do projeto TITAN, que explora uma tecnologia inovadora de produção de hidrogênio por meio do craqueamento e reforma a seco do biogás, com foco em pequenas usinas remotas. Esse modelo também poderia ser replicado no Brasil e se somar a outras soluções já em andamento. Produção de combustíveis avançados A sinergia entre esses dois vetores também se manifesta na produção de combustíveis avançados, como o SAF (combustível sustentável de aviação), combinando o CO2 biogênico da digestão anaeróbica com hidrogênio renovável. Um exemplo é o projeto do Grupo Mele, no Paraná, que espera exportar bio-syncrude emdash; um substituto sintético sustentável do petróleo bruto emdash; para produção de SAF em refinarias na Alemanha. A ideia é transformar o biogás oriundo dos resíduos da suinocultura em biometano e combiná-lo ao hidrogênio verde, obtido por eletrólise da água e reforma do biogás para produção do syncrude. A Sanepar, empresa de saneamento do Paraná, também estuda, junto à alemã Graforce, uma tecnologia de produção de hidrogênio verde a partir do biometano gerado em estações de tratamento de esgoto. A tecnologia inovadora permite a obtenção de carbono elementar, um material com alto valor agregado e aplicação em biofertilizantes. Na Áustria, a Graforce foi responsável pela a primeira planta em escala do mundo a gerar hidrogênio por meio da plasmólise do metano. A plasmólise é um processo termoquímico que utiliza plasma para quebrar as moléculas de metano (CH4), em hidrogênio (H2) e carbono sólido (C) emdash; sem a emissão direta de dióxido de carbono (CO2). São alguns dos muitos exemplos da sinergia industrial do biometano e o hidrogênio. O Brasil tem a oportunidade única de utilizar e desenvolver simultaneamente biometano e hidrogênio de baixo carbono para descarbonizar sua matriz, interiorizar a sua indústria e fortalecer sua soberania energética. Entretanto, a adoção desses gases para a substituição gradual dos fósseis dependerá de ganho de escala e volume e competitividade dos preços, que poderá ser alcançada com a precificação de carbono em um mercado regulado, por exemplo.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, voltou a defender o aumento imediato da mistura obrigatória de etanol e biodiesel. eldquo;A minha defesa é que seja retomada a discussão do B15 e do E30 no Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)erdquo;, disse Silveira ao Broadcast Agro nos bastidores do Fórum Econômico Brasil-França, em Paris. A política de ampliação da mistura dos biocombustíveis está prevista na lei do combustível do futuro. Para o etanol, o governo avalia o aumento da mistura obrigatória do anidro à gasolina tipo C dos atuais 27% para 30%, enquanto no biodiesel, o porcentual mínimo do óleo vegetal ao óleo diesel deve passar de 14% para 15%. A expectativa do ministro é que ambas elevações das misturas sejam avaliadas e deliberadas na próxima reunião do CNPE. eldquo;Até julho, teremos a reunião. Se não for no fim de junho, será em julhoerdquo;, acrescentou Silveira. Ainda não há data prevista para o encontro do colegiado. Em relação ao etanol, Silveira lembrou que os estudos feitos com o combustível comprovaram a viabilidade técnica do aumento para o E30. eldquo;Há todas condições para que entre no próximo CNPE. É uma medida importante para reduzir o preço da gasolinaerdquo;, observou o ministro. Segundo Silveira, com a adoção do E30, o Brasil se tornaria independente de importação. eldquo;Isso pode fazer com que o parâmetro de composição de preço da gasolina mude no Brasil. E como trabalhamos focados em redução de preços, o E30 só tem fatores positivoserdquo;, afirmou o ministro. eldquo;Estou fazendo essa defesa dentro do governo para que o E30 entre na próxima reunião do CNPE pelos aspectos sociais e econômicos positivoserdquo;, relatou Silveira, mencionando apoio do Ministério da Fazenda para o tema. Safra de soja dá condições para mudança na mistura Sobre o mandato de 15% de biodiesel, Silveira disse que há eldquo;todas as condiçõeserdquo; para o aumento da mistura voltar à discussão no CNPE. eldquo;Os preços estão reduzidos porque houve uma safra robusta de soja no Brasilerdquo;, justificou o ministro. O aumento da mistura de biodiesel ao diesel de 14% para 15% estava previsto para março deste ano, conforme resolução anterior do CNPE. O governo, contudo, manteve o porcentual mínimo obrigatório em 14%, alegando preços elevados do óleo de soja. Recentemente, representantes da indústrias de biocombustíveis se reuniram com Silveira para pedir a retomada do cronograma da mistura do biodiesel ao diesel. *A jornalista viaja a convite da Associação Brasileira das Indústrias Exportadoras de Carnes (Abiec)

Se o governo de Luiz Inácio Lula da Silva (PT) levar à frente a proposta de elevar a alíquota da Participação Especial sobre os contratos de campos de petróleo com grande produção - para substituir o aumento do Imposto sobre Operação Financeira (IOF), que vem encontrando grande resistência -, deve se preparar para uma chuva de ações na Justiça como ocorreu na implantação do Imposto sobre Exportação de Petróleo, no início do atual governo, em 2023. Mesmo alertado pela indústria, o governo pagou para ver e hoje se vê sob o risco de uma dívida de mais de R$ 6 bilhões, disse ao Estadão/Broadcast o presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás Natural (IBP), Roberto Ardenghy. eldquo;Nós pedimos que eles retirassem porque era flagrante a ilegalidade do imposto de exportação. Eles mantiveram uma Medida Provisória (MP), cobraram durante 6 meses, mas não tiveram coragem de renovar e a MP caducouerdquo;, acrescentou Ardenghy. Para evitar que a situação se repita, o IBP enviou na noite de sexta-feira, 6, carta aos ministérios de Minas e Energia, Fazenda e Casa Civil com parecer técnico sobre a medida, que ainda não foi oficializada. No domingo, 8, o ministro da Fazenda, Fernando Haddad, se reunirá com líderes partidários para fechar um pacote de propostas alternativas ao IOF - e, nos bastidores, o que se comenta é que o aumento da Participação Especial seria uma dessas medidas. Para Ardenghy, porém, a solução mais eficaz para o governo seria acelerar os leilões de petróleo e a venda de áreas não licitadas do pré-sal - esta última tramitando na forma de Projeto de Lei no Congresso -, o que poderia gerar cerca de R$ 15 bilhões, a metade da quantia que o governo persegue para fechar suas contas. No caso da Participação Especial, alertou o executivo, o problema é se a decisão do governo, ainda não oficializada, incidir nos contratos já celebrados. O imposto é uma compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural para campos de grande volume de produção. No primeiro trimestre de 2025, o valor total arrecadado foi de R$ 8,7 bilhões, sendo metade para a União; 40% para quatro estados produtores (Rio, São Paulo, Amazonas e Espírito Santo) e o restante para 21 municípios. Parecer Segundo o ex-procurador da República, professor Titular de Direito Constitucional da UERJ e mestre e doutor em Direito Público pela UERJ, Daniel Sarmento, o governo se arrisca a ferir três pontos constitucionais se mexer nos contratos antigos de petróleo. Além disso, a alíquota da Participação Especial condiciona o preço que o investidor pagou pela área, que poderia ser outro valor se a empresa soubesse que a alíquota iria mudar. eldquo;Se mexer em contratos anteriores, fere a Constituição. De um lado, fere a proteção do direito adquirido e ato jurídico perfeito; do outro, a frustração da confiança legítima; e em terceiro, afeta também o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, porque você impõe ônus adicional a concessionárias e o governo não tem como compensarerdquo;, explicou Sarmento. eldquo;Fazer incidir a majoração sobre os contratos anteriores é uma questão jurídica bastante simples, porque claramente não pode. A Constituição brasileira protege o direito adquirido e o ato jurídico perfeito, ou seja, o governo pode aumentar para novos contratos, mas não pode querer que isso incida sobre contratos anterioreserdquo;, adicionou. Insegurança jurídica Ardenghy e Sarmento ressaltaram que mexer em contratos já firmados gera uma situação de insegurança jurídica. eldquo;Nossos projetos são de longuíssimo prazo: compra o campo e só vai produzir daqui a oito, dez anos. Estabilidade regulatória ao longo da vida do contrato é fundamental para atrair investimentoserdquo;, destacou Ardenghy. Representante das petroleiras que atuam no Brasil, o executivo teme pela insegurança jurídica que uma mudança como essa traria para o setor, às vésperas de mais um leilão de áreas de petróleo e gás natural, em 17 de junho. Dois leilões de áreas do pré-sal estão previstos para este ano. eldquo;Se você colocar mais áreas em licitação e, ao mesmo tempo, indicar que vai aumentar a Participação Especial, tirará a atratividade dessas áreas. É como se você estivesse dando com uma mão e tirando com outra. Qualquer mudança da Participação Especial, mesmo que daqui para frente, vai prejudicar a atratividade dos leilõeserdquo;, diz Ardenghy. Ele aponta também que o setor de petróleo já tem uma carga pesada de impostos, pagando cerca de 69% - ou o equivalente a dois de três barris produzidos.