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As importações de diesel pelo Brasil cresceram 4,6% em março ante o mesmo mês de 2024, para 1,31 bilhão de litros, com demanda aquecida do agro, menor produção de refinarias brasileiras e preços da Petrobras acima do mercado externo, informou a consultoria StoneX, com base em dados publicados pelo governo. A expectativa é que as compras externas se mantenham aquecidas, nos próximos meses, em meio às previsões de um aumento na produção de grãos e um crescimento das atividades econômicas no Brasil, adicionou o analista de Inteligência de Mercado da StoneX Bruno Cordeiro. "O resultado positivo das internalizações ocorre em um cenário de demanda aquecida por diesel B -- com o processo de colheita de soja e o escoamento do grão aos terminais de exportação aumentando a busca por fretes pelas vias rodoviária e ferroviária -- e uma produção menor de diesel A pelas refinarias brasileiras", disse Cordeiro. Nos dois primeiros meses do ano, a produção total de derivados de petróleo no país caiu 4,4%, enquanto a de diesel retraiu 5%. As importações em março também foram favorecidas por um cenário em que a Petrobras vendeu o insumo por vários dias por preços acima da paridade de importação. "Nós vimos uma janela aberta para importação ao longo de boa parte do mês, o que contribuiu para o aumento do volume internalizado", disse Cordeiro à Reuters. O cenário culminou com a decisão da Petrobras de cortar em 4,6% o valor médio do diesel vendido a distribuidoras para R$3,55 por litro, a partir de 1º de abril, no primeiro corte de valores deste combustível desde dezembro de 2023. No acumulado do primeiro trimestre, as importações de diesel alcançam 3,67 bilhões de litros, marcando aumento de 15,2% frente ao realizado no mesmo período do ano passado. Com a queda do preço do petróleo após guerra tarifária precipitada pelos Estados Unidos, os preços da Petrobras voltaram a ficar acima da paridade, favorecendo importações. Dentre os principais fornecedores, a Rússia não só permaneceu como principal, como também ampliou sua participação frente a fevereiro, indo de 45% para 69% do volume total, enquanto os Estados Unidos mantiveram a sua participação, com 22% mercado, segundo dados compilados pela StoneX. "No geral, a atratividade financeira do produto russo segue beneficiando o aumento do volume entregue ao Brasil, segundo principal destino das vendas do combustível pelo país do Leste Europeu", pontuou Cordeiro. O analista destacou ainda que países como Emirados Árabes Unidos, Arábia Saudita e Omã, que em fevereiro representaram cerca de 34% do volume total importado pelo Brasil, deixaram de enviar cargas em março, com a Índia assumindo parte dessa participação, ampliando para 9% a sua participação. GASOLINA No caso da gasolina, entretanto, as importações pelo Brasil seguiram em queda, com retração de 58,8% em março, ante o mesmo período de 2024, para 120 milhões de litros, com aumento da produção do insumo no país e uma recuperação lenta do consumo de combustíveis leves. "Ao contrário que se observa para o diesel, a produção doméstica do combustível leve continuou avançando, atingindo 4,9 bilhões de litros nos primeiros dois meses do ano (+1,7% a.a) -- o que correspondeu a 95% da demanda por gasolina A no período (compatibilizando com os dados de vendas da ANP)", disse a analista de Inteligência de Mercado da StoneX Isabela Garcia. "Além disso, a demanda doméstica por gasolina C se recupera lentamente, limitada pela estagnação do consumo de combustíveis leves como um todo." Com isso, as importações acumuladas no primeiro trimestre caíram 28,3%, para 641 milhões de litros, segundo os dados compilados pela StoneX. "As importações podem seguir pressionadas em meio a desaceleração esperada do consumo em meio a maior oferta de etanol hidratado no centro-sul", disse Garcia, adicionando que com as refinarias domésticas mantendo a produção de gasolina A elevada e o aumento de mistura obrigatória de etanol anidro na gasolina ainda sem data definida para ocorrer, devem contribuir para limitar as importações do combustível. (Reuters)

A safra de cana-de-açúcar 2025/26 iniciou no Centro-Sul do Brasil iniciou com os preços do açúcar e do etanol em alta, informa Centro de Estudos Avançados em Economia Aplicada (Cepea) da Esalq/USP. A temporada, que começou oficialmente em 1º de abril, deve registrar uma moagem de 612 milhões de toneladas de cana, apenas 1,4% abaixo de 2024/25, segundo a consultoria Datagro. Após caírem por quatro semanas consecutivas, os preços dos etanóis hidratado e anidro abriram a primeira semana oficial de moagem da nova safra 2025/26 em movimento de recuperação. Entre 31 de março e 4 de abril, o indicador Cepea/Esalq do hidratado fechou em R$ 2,7398 por litro (líquido de ICMS e PIS/Cofins), alta de 0,31% frente ao da semana anterior. Para o anidro, o avanço foi de 2,63%, para R$ 3,1591 por litro. Segundo pesquisadores do Cepea, a demanda por etanol esteve um pouco mais aquecida no mercado paulista e também em outros Estados do Centro-Sul do Brasil. Alguns players comentaram que a proximidade dos feriados prolongados da Páscoa e de Tiradentes em abril tendem a aquecer as compras e, com isso, distribuidoras buscaram repor seus estoques. Agentes de usinas, por sua vez, estiveram firmes nos valores pedidos por novos lotes, seja por conta dos estoques reduzidos e/ou pela ocorrência de chuva, que paralisou pontualmente a colheita, ainda conforme o Cepea. Açúcar Em relação ao açúcar cristal branco, pesquisas do Cepea mostram que os preços médios estiveram mais firmes no mercado spot de São Paulo na primeira semana oficial da safra 2025/26, interrompendo o movimento de queda observado ao longo de março. De 31 de março a 4 de abril, a média do indicador Cepea/Esalq foi de R$ 140,25 a saca de 50 quilos, alta de 1,21% em relação à do período anterior. Segundo o Cepea, o suporte veio da maior frequência das vendas envolvendo o açúcar de melhor qualidade, que continuou sendo ofertado a preços firmes. Ainda não foram registradas vendas do cristal produzido nesta nova temporada. Os volumes captados pelo Cepea foram reportados como lotes remanescentes da safra passada.

Com a iminência do anúncio do decreto regulamentador da Lei 15.082/2024, ao se examinar a estruturação do RenovaBio, sua finalidade e forma de governança, verifica-se uma curiosidade: a tentativa da tecnocracia estatal responsável pela organização do Comitê Governamental do RenovaBio, no âmbito do Ministério de Minas e Energia, de estruturar um colegiado semelhante ao Copom (Comitê de Política Monetária). Um dos efeitos inequívocos desta disfunção regulatória é o anúncio feito nesta quarta-feira (2/4) pela ANP sobre as metas individuais a serem cumpridas pelas distribuidoras, calculadas a partir da meta compulsória anual de 40,39 milhões de CBIOS (Créditos de Descarbonização) definida pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para 2025. A determinação ratifica o abuso regulatório, pois se trata de uma meta exacerbada que resultou de uma análise parcial do referido comitê, sem a devida participação social, especialmente dos agentes mais afetados pela legislação. Contudo, a Lei 13.576/2017, na contramão dos anseios e expectativas da tecnocracia estatal, ao instituir o RenovaBio, não previu a criação de um colegiado com atribuições análogas às do Copom emdash; modelo que, no campo da política monetária, obedece a critérios legais rigorosamente definidos pela Lei 4.595/1964, que instituiu o Comitê de Política Monetária. Por sua vez, o Decreto 9.888/2019, que formaliza a criação do Comitê do RenovaBio, também não reproduziu tais salvaguardas, resultando em uma engenharia institucional que age como um corpo estranho ao ordenamento jurídico pátrio, sendo sua atuação marcada por: (i) centralização decisória; (ii) desrespeito ao princípio da publicidade (art. 37, CF); e (iii) desconsideração sistemática dos impactos econômicos das metas na economia popular emdash; como os R$ 46,38 bilhões em custos associados ao RenovaBio para a sociedade, fixados sem participação social ou análise de custo da política fixada, o que é previsto em lei, mas ignorado pelo ideário tecnocrata à frente das decisões do Comitê. Isso porque o Decreto 9.888/2019, que atribui as competências e finalidades ao Comitê gestor do programa, explicita os limites da atuação do colegiado, concebido como órgão de natureza técnica e consultiva, devendo, de forma precípua, dedicar-se à elaboração de estudos e à recomendação de metas de redução das emissões de GEE no âmbito do Acordo de Paris, em conformidade com as diretrizes apontadas nos objetivos da Lei 13.576/2017. No âmbito de sua competência administrativa, cabe ao Poder Executivo definir a composição do Comitê, cuja formação deve, obrigatoriamente, contar com quadros técnicos indicados pelos ministérios. Ademais, o §3º do Decreto 9.888/2019 prevê que eldquo;O Coordenador do Comitê RenovaBio poderá convidar para participar de suas reuniões representantes de outros órgãos e entidades da administração pública federal, estadual, distrital e municipal, de instituições privadas do mercado de biocombustíveis e técnicos e especialistas do setor, sem direito a votoerdquo;. Essa previsão legal não é meramente acessória: trata-se de um mecanismo essencial à estrutura da governança do Comitê, em consonância com o princípio da participação social emdash; instrumento de legitimidade das políticas públicas e fundamento das boas práticas regulatórias e da transparência administrativa. Contudo, diferentemente do que determina a Lei e do que é esperado por toda a sociedade emdash; sobretudo pelos agentes econômicos de mercado diretamente afetados emdash;, a governança do Comitê tem operado como um ente regulador do mercado de combustíveis, com poder de influenciar diretamente nos preços praticados, sem qualquer previsão legal para essa finalidade. Enquanto o original Copom atua com atribuições previstas em lei, com rito público, critérios transparentes e accountability, o Comitê do RenovaBio age num vácuo normativo, ao assumir atribuições que impactam diretamente a meta inflacionária, o custo de vida e o orçamento das famílias brasileiras, afetando, sobretudo, os mais pobres, atuando na prática, como o eldquo;Copom dos combustíveiserdquo;. O Decreto é claro ao atribuir ao Comitê natureza técnica e consultiva, com a missão precípua de elaborar estudos e recomendar metas de descarbonização, conforme as diretrizes da Lei 13.576/2017. Embora haja previsão de participação ampliada emdash; conforme o §3º do Decreto, que permite o convite a representantes da sociedade e do setor produtivo emdash;, essa prerrogativa tem sido negligenciada. As reuniões carecem de representação efetiva dos entes econômicos afetados, como produtores, distribuidores e consumidores, reduzindo as consultas públicas a formalidades protocoladas e desconectadas de um diálogo democrático real. Assim, a gestão do órgão, ao buscar exercer atribuições que não lhe foram legalmente conferidas, incorre em grave desvio de finalidade, comprometendo a governança e os resultados da política de biocombustíveis. As decisões, marcadas pelo esvaziamento do debate qualificado diante dos desafios políticos do RenovaBio, têm sido tomadas de forma tecnocrática, sem a devida transparência, por meio de consultas públicas de curtíssimo prazo, usadas como instrumento meramente formal. A ausência de convocação da sociedade civil emdash; em especial dos pequenos produtores de biomassa, representantes do setor de distribuição e consumidores emdash; configura o modus operandi da governança do programa desde sua criação. Desse modo, urge a repactuação da governança do Comitê do RenovaBio, de forma a reordenar a atuação do colegiado às suas atribuições precípuas, com a devida observância dos princípios da legalidade, da transparência e da garantia democrática do direito à participação social qualificada, conforme impõe a Lei. Do contrário, o eldquo;Copom dos combustíveiserdquo; continuará atuando indevidamente, determinando o custo dessa política no bolso do cidadão comum, sem prestar contas à sociedade brasileira emdash; nem mesmo ao ordenamento jurídico que lhe deu origem emdash;, atribuindo ao RenovaBio um custo que impacta negativamente a economia popular. Na visão dos agentes econômicos regionais, o Comitê precisa ser aperfeiçoado com vistas à participação tripartite: governo, agentes afetados, e consumidores e trabalhadores. O apelo da Associação Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustível (ANDC) é para que o Comitê Governamental do RenovaBio seja democratizado e estabeleça parâmetros técnicos factíveis, que viabilizem a redução efetiva das emissões de gases do efeito estufa, com transparência, custo-benefício racional, equilíbrio regulatório e segurança jurídica e operacional emdash; contribuindo, assim, para a segurança do abastecimento e razoabilidade nos preços dos combustíveis e aperfeiçoando a os mecanismos democráticos de escuta ativa ao setor.

A 1ª Vara Federal Cível de Roraima concedeu decisão liminar para que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) reforce a fiscalização dos revendedores e pontos de abastecimento de combustíveis de aviação no estado. A medida acolheu um pedido do Ministério Público Federal (MPF), que identificou negligência da autarquia para coibir o desvio do combustível para áreas de mineração e garimpo ilegal. Segundo a decisão, a ANP deve apresentar um cronograma detalhado de fiscalização no prazo de 15 dias. A ação civil pública foi protocolada pelo 2º Ofício da Amazônia Ocidental, unidade especializada no enfrentamento ao garimpo, nos estados de Roraima, Rondônia, Amazonas e Acre. Após uma investigação sobre a cadeia logística do transporte de combustíveis para o garimpo ilegal no território Yanomami, o MPF afirma ter identificado pouca fiscalização da ANP, facilitando o descaminho de combustível de aviação para atividades de mineração ilegal. No pedido, o procurador André Luis Porreca Ferreira Cunha afirma que, apesar de deter o poder de polícia para controlar a circulação dos combustíveis para aviação, a ANP se limitou a medidas paliativas, tardias e insuficientes. A ação também afirma que as medidas da ANP foram ineficientes para coibir o desvio e a venda irregular do combustível para o abastecimento de aeronaves vinculadas ao garimpo ilegal. De acordo com o MPF, a ANP manteve registros de pontos de abastecimento que sequer existiam fisicamente, negligenciando a fiscalização do Mapa de Movimentação de Combustível de Aviação (MMCA), que foi fraudado sistematicamente por agentes do garimpo. eldquo;Ainda que a ANP tenha realizado ações fiscalizatórias pontuais, estas ocorreram de forma reativa, apenas após provocações de outros órgãos, e se limitaram à revogação de registros, sem medidas concretas para impedir a reincidênciaerdquo;, adicionou. Ao conceder medida liminar obrigando a apresentação de um cronograma de fiscalização, o juiz federal Diego Carmo De Sousa destacou que ficou comprovada a falta de fiscalização adequada das empresas e pontos de abastecimento de combustível para aeronaves no estado de Roraima. A decisão menciona as investigações que comprovaram a venda irregular de combustíveis em pontos de abastecimento que sequer foram licenciados pela ANP. eldquo;Desse modo, haja vista os indicativos de que a ANP tem falhado no controle e fiscalização efetivos da distribuição e revenda de combustíveis de aviação e tanques de combustíveis, permitindo, assim, a proliferação de irregularidades que alimentam o garimpo ilegal em Roraima, especialmente na Terra Indígena Yanomamierdquo;, considerou. O magistrado determinou que a agência elabore, em 15 dias, um cronograma de fiscalização dos revendedores e pontos de abastecimento de combustível para aeronaves, para que seja feita a suspensão das empresas que vendem o combustível de forma irregular. Segundo a decisão, a ANP deve apresentar sua contestação no prazo definido pela legislação processual. Além da liminar, o MPF pediu, no mérito da ação, que a autarquia seja condenada a adotar medidas estruturantes, com a implementação de mecanismos de rastreabilidade do combustível para aeronaves, criação de sistema digital transparente de controle de vendas, imposição de sanções proporcionais às infrações apuradas, fortalecimento de ações preventivas de fiscalização e o pagamento de R$ 100 mil por dano moral coletivo, destinado ao Fundo Nacional de Reparação dos Direitos Difusos. A ação tramita com o número 1001829-67.2025.4.01.4200.

Já abaladas pelo efeito Trump, as ações da Petrobras aprofundaram a desvalorização na Bolsa de Valores brasileira, a B3, nesta segunda-feira, 7, depois da divulgação de que o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, procurou a estatal para pedir a redução no preço dos combustíveis. A informação sobre essa abordagem foi divulgada pela CNN Brasil. Procurados pelo Estadão/Broadcast, o Ministério de Minas e Energia (MME) e Silveira não comentaram a informação sobre o pedido de redução de preços. Só nesta segunda-feira, a Petrobras perdeu R$ 23,1 bilhões em valor de mercado. Com a quarta queda seguida do papel, a empresa furou o piso de setembro de 2023, recuando a R$ 445,8 bilhões. As ações ordinárias (ON) despencaram a R$ 35,63, queda de 5,57%; as preferenciais, a R$ 33,18, queda de 3,97%; e a ADR da estatal na Nyse (a Bolsa de Nova York), a US$ 11,19, queda de 5,73% O Estadão/Broadcast apurou que Silveira apresentou à Petrobras argumentos que na avaliação do governo justificariam a viabilidade da redução de preços de combustíveis. Dentre eles, é mencionada a perspectiva do aumento da produção de petróleo pelos países membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados, grupo conhecido como Opep+. Na semana passada foi anunciado que a produção no mês que vem seria elevada em 411 mil barris por dia (bpd). O grupo de países mencionou eldquo;fundamentos saudáveiserdquo; e uma eldquo;perspectiva positivaerdquo; do mercado. O petróleo está em queda no mercado internacional, também puxado pelo temor de uma recessão causada pelo eldquo;tarifaçoerdquo; de Trump, e consequentes retaliações de outros países. Segundo interlocutores, o ministro Silveira fez uma argumentação à Petrobras baseada no cenário externo, reforçando o respeito à governança da companhia. Ainda de acordo com fontes, não foi apresentado um dado quantitativo de qual seria a redução nos preços considerada ideal para o governo. Petrobras não comenta, mas mexida paira no ar A estatal disse que não vai comentar a fala do ministro, nem apontou uma possível direção para o preço dos combustíveis. Contudo, o analista Vitor Sousa, da Genial, afirma que tanto diesel quanto gasolina negociam com prêmio em relação à paridade com os preços internacionais (PPI), da ordem de 5%. eldquo;Existe espaço para cortar, o problema é o Brent voltarerdquo;, disse Sousa, referindo-se à alta volatilidade do petróleo no mercado internacional. A commodity estava em queda no final de março, mas voltou a se recuperar nos primeiros dias de abril, voltando a despencar com mais força após as taxações do governo de Donald Trump. Como lembra o analista da Ativa Investimentos, Ilan Arbetman, a estatal costuma evitar transferir a volatilidade dos preços para o mercado interno, com os últimos reajustes seguindo o mantra de petróleo e dólar mais baixos, o que não é o caso no momento, com a moeda americana tocando os R$ 5,91. Ele vê, no entanto, que a porta de reajustes da estatal nunca está totalmente fechada. Alta do dólar deve frear queda nos preços Apesar da queda do preço do petróleo de quase 13% no mês, o dólar segue firme, em alta de quase 4% em abril. Para Arbetman, qualquer alteração nos preços no momento vai depender do que a companhia classifica como estrutural. eldquo;Eu, por exemplo, não esperava o último reajusteerdquo;, disse o analista se referindo à queda de 4,6% anunciada pela empresa a partir de 1º de abril, em um momento em que o preço do petróleo se recuperava e dias após o ministro Silveira fazer as mesma afirmações de agora, de que eldquo;já era hora de a Petrobras analisar a redução de preçoserdquo;. Com a queda no valor do preço do petróleo no mercado internacional, o valor dos combustíveis nas refinarias brasileiras tem ficado mais caro em relação ao preço internacional, o que pode levar a Petrobras a reajustar principalmente o preço da gasolina, há 272 dias sem alteração, aponta levantamento do Estadão/Broadcast. Uma eventual queda, porém, esbarra na alta do dólar, que se aproxima novamente dos R$ 6, refletindo a aversão ao risco por temor à recessão mundial. Em julho passado, a gasolina teve aumento de R$ 0,20 por litro nas refinarias da estatal. Na sexta-feira, 4, o preço no Brasil estava em média 5% acima do Golfo do México, de acordo com levantamento da Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom). No dia 1º de abril, a Petrobras reduziu o diesel em R$ 0,17 o litro, mas não mexeu na gasolina. Apesar dessa redução, o preço do diesel continua 5% mais caro no mercado internacional do que no Brasil. A queda de preços está arrastando para baixo também as ações da estatal, que já acumulam recuo de 9,85% no mês, no caso das ações preferenciais, e de 11,6% nas ordinárias. Com isso, o valor de mercado da estatal cai hoje para R$ 450 bilhões, até aqui, o menor market cap desde dezembro de 2023. Nos polos de importação de Itacoatiara, no Amazonas, e Aratu, na Bahia, a gasolina estava com o preço 7% acima dos preços externos no fechamento de sexta-feira, 4. Na média, o preço da gasolina está 5% mais caro do que no Golfo do México, usado como parâmetro para importação, o que poderia puxar uma redução de R$ 0,13 por litro no combustível. Segundo o Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie), os contratos futuros do petróleo e seus derivados registraram uma segunda sessão consecutiva de perdas substanciais na última sexta-feira, 4, levando os preços internos para uma diferença também de 5% em relação ao mercado internacional, no cálculo da consultoria. Hoje, a depressão continua, com a commodity do tipo Brent registrando queda de 1,71%, por volta das 15h, cotada a US$ 64,28 o barril. eldquo;Em um novo capítulo do que vem se configurando como uma guerra comercial global, a China anunciou tarifas de 34% sobre quaisquer importações norte-americanas no país, alimentando a incerteza sobre o crescimento da atividade econômica no curto prazoerdquo;, avaliou o Cbie em relatório nesta segunda-feira, ressaltando que o preço do barril foi ainda pressionado por um desempenho robusto do dólar e pela perspectiva de retorno da oferta da Opep+. Em entrevista ao Estadão/Broadcast em meados de março, a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, afirmou que poderia baixar os preços caso os combustíveis no Brasil fiquem muito mais caros do que os patamares praticados no mercado internacional. eldquo;Se o preço (no Brasil) ficar muito acima do mercado (externo) e enxergarmos que a tendência é essa, vamos mexer certamente. Da mesma forma, se ficar abaixo vamos mexer tambémerdquo;, disse Magda.

Depois de dobrar a participação no campo de gás de Manati, na Bahia, com a compra de 10% da petroleira GeoPark no final de março, a GBS Storage parte agora para concretizar o plano de tornar o campo baiano o primeiro a estocar gás natural no Brasil, uma prática comum em outros países e que vai ajudar a dar maior flexibilidade ao mercado. O campo de Manati é um dos maiores de gás não associado ao petróleo do País. Sócio da Petrobras e da Brava no ativo, o presidente da GBS, Celso Silva, disse ao Estadão/Broadcast que a novidade deve virar realidade no início de 2027. De acordo com Silva, a Lei do Gás abriu espaço para a implantação de estocagem subterrânea de gás natural no Brasil, e, apesar de a regulamentação ainda carecer de alguns detalhes, já é possível começar a colocar a atividade em prática. O próximo passo, informa, será bater o martelo sobre o projeto com os demais sócios, o que está previsto para maio. A Petrobras é operadora do campo, com 35%, e a Brava detém os demais 45%. Com a mudança de propósito, a governança do consórcio terá que ser modificada. A previsão é de que a preparação do reservatório para estocagem dure cerca de 18 meses e não consuma muitos recursos, por já contar com uma infraestrutura instalada. Manati já foi um dos maiores produtores de gás não associado do Brasil, chegando a abastecer 30% do mercado. Foi escolhido em meio a 547 campos pesquisados, segundo o executivo. A ideia é estocar entre 200 e 300 milhões de metros cúbicos de gás por dia, ou cinco dias de consumo do País. eldquo;Essa tese tem sido desenvolvida por esse grupo já faz algum tempo, onde a primeira questão a ser resolvida era analisar, de fato, se existia algum local onde você pudesse fazer esse tipo de projeto no Brasil. Pegamos os dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e contratamos um consultor internacional. Pegamos todos os campos existentes no Brasil, produzindo ou não, e Manati é, de longe, o mais adequado, pela localização, tamanho, dados técnicos, porosidade, impermeabilidade, enfim, tudo aquilo que a boa técnica recomendava, e a logística tambémerdquo;, explica Silva. Outra vantagem é que o campo já está ligado à malha de gasodutos do Nordeste, ao terminal de Gás Natural Liquefeito (GNL) da Bahia, e próximo de um centro de consumo no Recôncavo Baiano (Aratu, Camaçari, Candeias). eldquo;A plataforma já está lá, os poços já estão lá, a unidade de processamento de gás está lá, a unidade de compressão está lá. Então, para entrar em operação, precisamos apenas alguns ajustes em válvulas, em estações de medição. Não é um valor alto, principalmente comparado a investimentos de Eeamp;P (Exploração e Produção) é muito pouco, é um valor pequeno", informa Silva. Manati já chegou a produzir 6 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia (m3/d). Quando entrou em manutenção, em março do ano passado, entregava cerca de 2 milhões de m3/d, e declinando. O declínio do campo, inclusive, foi o motivo da saída dos sócios mais focados na produção, Prio, em 2023, e GeoPark, que venderam suas participações para GBS, informou Silva. A transação com a GeoPark, a mais recente, foi realizada por meio de uma contraprestação total de US$ 1 milhão (líquido de US$ 12 milhões de passivos relacionados a obrigações de descomissionamento ou abandono). Também envolveu ajustes de capital de giro e pagamentos contingentes, com base no desempenho do campo ou em sua potencial conversão para uma instalação de armazenamento de gás natural. Sobra Silva prevê que por volta de 2027, o Brasil terá uma sobra estrutural de gás natural, onde haverá momentos em que o País vai precisar do gás, e de outros em que será possível estocar. Ele cita a entrada plena da exportação de gás natural do pré-sal para a Rota 3; a importação de gás da Argentina e Bolívia; terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL); projetos de gás em Sergipe etc. eldquo;E também em função da intermitência da geração elétrica, em função das renováveis, da necessidade de você ter gás 100% flexível para atender as termelétricas. Também por causa de toda essa desverticalização da Petrobras, onde ela saiu da distribuição, saiu do transporte. Isso gera, no nosso entendimento, uma ferramenta para que se possa fazer esse balanceamento. Porque todo mundo sabe que no final de semana as indústrias consomem menos gás", explica. Antes, a Petrobras fazia esse balanceamento, conta Silva, mas, depois que a estatal teve que reduzir sua predominância na distribuição e transporte, o mercado precisou criar novos instrumentos para aproveitar melhor o gás natural produzido, reduzindo assim a necessidade da queima do insumo, em linha com a transição energética. Outra alternativa seria devolver o ativo para a União em 2029, quando termina a concessão, e fazer o descomissionamento do campo. Ou, ainda, pedir mais prazo para a concessão, até esgotar o reservatório. Com a opção para a estocagem, o consórcio terá que encerrar a concessão e pedir uma autorização da ANP e do Ibama para o novo negócio, que requer baixo investimento por já contar com uma infraestrutura instalada. O gás natural restante no reservatório será usado como base para a nova configuração. Além disso, terá de ser criada uma empresa com todos os requisitos de governança, com presidente, diretores e estatuto, que dará continuidade ao campo de Manati, que já produziu, desde que entrou em operação, em 2007, 28 bilhões de metros cúbicos de gás natural. eldquo;Um campo, que já produziu 6 milhões de m3/d durante 17, 18 anos, levou retorno sobre o patrimônio (ROE) para os sócios, levou impostos para a Bahia, como você termina com isso tudoerdquo; Não, o que queremos dizer é que esse campo vai continuar aqui para os próximos 50, 100 anos, gerando receita, mantendo os empregos e dando toda a opcionalidade que o mercado de gás precisaerdquo;, conclui Silva.