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A Petrobras (PETR3; PETR4) avalia estar próxima de um acordo com o órgão regulador do setor que lhe permitirá avançar com os planos de revitalização de um enorme campo de águas profundas que poderia revigorar a produção de petróleo do país. A estatal espera resolver uma longa disputa tributária com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) até o final de 2024, disse a diretora executiva de exploração e produção da empresa, Sylvia dos Anjos, em uma entrevista. Um acordo com a ANP permitirá que a Petrobras prossiga com um plano para perfurar novos poços e realizar novas pesquisas sísmicas no campo de Tupi, na bacia de Santos, disse ela, que definiu o campo como a eldquo;vaca leiteiraerdquo; da Petrobras. A empresa também considera adicionar outro navio-plataforma do tipo FPSO ao campo, de acordo com o gerente executivo para águas ultra-profundas da empresa, Cesar Cunha de Souza. Essas plataformas podem custar até US$ 4 bilhões e levam anos para serem construídas. eldquo;Esperamos resolver esse passivo ainda este anoerdquo;, disse Anjos. O campo de Tupi teve extrema relevância para a Petrobras e para o Brasil. Ele tornou o país um dos dez maiores produtores de petróleo do mundo na década de 2010 e gerou centenas de bilhões de dólares em tributos. O campo motivou outras grandes petrolíferas a gastar bilhões explorando a chamada região do pré-sal em um esforço que continua até hoje. Em 2023, o campo de Tupi sozinho ultrapassou a produção de petróleo de países como Colômbia, Venezuela, Reino Unido e Argentina. A Petrobras busca deter o declínio natural em Tupi. Países produtores de petróleo em todo o mundo enfrentam desafios semelhantes que podem causar traumas econômicos. A produção de petróleo do México entrou em queda livre depois que o gigantesco campo offshore de Cantarell atingiu seu pico nos anos 2000, removendo uma importante fonte de receita do governo. eldquo;Vamos fazer um processo para tirar muito mais de Tupierdquo;, disse Anjos. eldquo;É um campo gigante.erdquo; Planejamento A data de início da operação da nova unidade de produção em Tupi deve ser ajustada no próximo plano estratégico, de acordo com Souza. A Petrobras planeja iniciar uma campanha de instalação de poços complementares para melhorar as taxas de extração de um campo que já passou por mais de uma década de produção, acrescentou. A Petrobras precisa resolver a disputa com a ANP antes de poder estender o contrato de operação em Tupi por mais 27 anos, ou seja, até 2064, uma etapa necessária para justificar todos os investimentos no novo plano de desenvolvimento que a companhia está elaborando para o campo. No Brasil, as compensações financeiras pela produção de petróleo e gás são mais altas para campos maiores, e a Petrobras alega que Tupi é composto, na verdade, de dois depósitos separados endash; Tupi e Cernambi endash; enquanto a ANP argumenta que se trata de um único campo. A Petrobras iniciou um processo de arbitragem, e ambas as partes estão dispostas a negociar um acordo. A Petrobras e seus parceiros em Tupi têm um total de R$ 14 bilhões em depósitos judiciais por supostas participações especiais não pagas, como resultado da disputa com o órgão regulador, de acordo com dados da ANP. O consórcio contestou o valor e vinha tentando reduzi-lo. Anjos disse que a Petrobras concordou em suspender a arbitragem, mas espera que a Shell e a Galp Energia SGPS, que têm participações de 25% e 10%, respectivamente, aprovem a medida. Ambas as empresas não comentaram. Tupi foi o primeiro campo de petróleo do Brasil a entrar em produção na chamada área offshore do pré-sal emdash; nome dado em razão das espessas camadas de sal sobre o petróleo bruto. A Petrobras descobriu um grupo de campos gigantes em águas ultra-profundas que atualmente representam cerca de 80% da produção de petróleo do Brasil. Somente Tupi produziu uma média de 764.000 barris de petróleo por dia nos primeiros oito meses de 2024, ainda superando Búzios, campo que é a grande aposta da Petrobras para expandir sua produção. A produção diária de petróleo bruto em Tupi voltou ao nível do ano passado em agosto, atingindo 830.000 barris por dia, após o fim de uma manutenção planejada em uma plataforma. (Bloomberg)

A importação de gás natural no país cresceu 111,5% no acumulado do ano de 2024, comparado ao mesmo período de 2023, informou a Secretaria de Comércio Exterior do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (Secex/MDIC) nesta sexta-feira (4/10). Somente em setembro deste ano, o Brasil importou US$ 484,8 milhões em gás natural, valor 277,1% maior do que no mesmo mês do ano passado. eldquo;A gente sabe que nesse período de estiagem no Brasil, o país costuma importar mais gás natural para geração de energia. Cresceu 277% a importação de gás natural nesse mês, que vai explicar o aumento da importação, sobretudo, dos Estados Unidoserdquo;, disse o diretor de Estatísticas e Estudos de Comércio Exterior do MDIC, Herlon Alves Brandão. As exportações de petróleo em 2024 registraram um aumento de 14,3% comparado ao mesmo período do ano passado, enquanto a importação caiu 2,1%. Na comparação entre meses, a exportação do insumo movimentou US$ 3,1 bilhões em setembro de 2024, 25,8% a menos do que o mesmo período do ano passado. Já a importação cresceu 5,1%. eldquo;Ao longo do ano, o petróleo (ehellip;) foi um grande destaque, um grande crescimento de volume [de exportação]. Agora, observamos uma queda, mas oscila muito, né? O petróleo, quando sobe muito, sempre ressalto a característica de ser muito volátil esse movimentoerdquo;, afirmou Brandão. Energia elétrica A exportação de energia elétrica, por sua vez, movimentou US$ 67,1 milhões, um crescimento de 27,5% em relação a setembro de 2023. Já a importação registrou uma redução de 6,3%. De modo geral, a exportação total do país em setembro de 2024 foi a maior já registrada para o mês, segundo o MDIC: US$ 28,7 bilhões, enquanto as importações totalizaram US$ 23,4 bilhões endash; saldo positivo de US$ 5,3 bilhões. No acumulado do ano, as exportações (US$ 255,5 bilhões) também superam as importações (US$ 196,3 bilhões), com saldo positivo de US$ 59,1 bilhões.

O Ministério de Minas e Energia (MME) confirmou a adesão do Brasil à iniciativa de captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS), promovida pela Clean Energy Ministerial (CEM). O anúncio ocorreu nesta quinta (3/10), em Foz do Iguaçu (PR), que recebe os debates do G20 sobre transição energética. A iniciativa integra 15 países que lideram esforços globais para acelerar o desenvolvimento e a implementação da tecnologia de CCUS no mundo. Criada em 2018, ela busca, em fóruns globais, atrair governos, indústria e financiadores para investimentos em CCUS. Estimativas da Wood Mackenzie indicam que, até 2034, haverá uma capacidade instalada para capturar 440 milhões de toneladas ano (Mtpa), quase 10 vezes a capacidade atual, mas abaixo do que se espera de demanda (546 Mtpa). Na visão do MME, a participação brasileira na iniciativa possibilita parcerias estratégicas no setor de petróleo, uma das principais indústrias em que a captura de CO2 é aplicada. A atividade de CCS foi regulamentada pelo programa Combustível do Futuro, que já foi aprovado na Câmara dos Deputados e no Senado e aguarda a sanção do presidente Lula. Colaboração internacional Nathália Weber, co-fundadora e diretora da CCS Brasil, explica que a adesão à iniciativa é uma maneira de o Brasil estreitar a colaboração internacional para viabilizar projetos de armazenamento de carbono tanto aqui, quanto lá fora. eldquo;Essa é uma novidade importante. O Brasil tem um potencial significativo para o desenvolvimento de tecnologia de CCS e, agora, entrando neste ambiente colaborativo, tende a ter um desempenho ainda mais expressivo, não só para dentro do país, como também para os demais. Nós temos muito a contribuir com o mundoerdquo;, comenta. À agência eixos, ela afirma que os projetos de CCS que vêm sendo desenhados no Brasil para a indústria de etanol são uma experiência importante a ser compartilhada com o restante do mundo. eldquo;São emissões negativas fundamentais que a gente pode também ajudar no desenvolvimento internacionalerdquo;. Em termos práticos, Weber explica que essa adesão ao CEM CCUS permite colaborações em diferentes áreas: regulatória, financeira e tecnológica. eldquo;Estamos a poucos dias de ter um marco regulatório para CCS, finalmente, um passo importantíssimo para que possamos avançar com projetos, mas a regulação não se encerra nesse marco. Ainda tem um caminho de regulação a ser desenvolvido e contar com a experiência internacional é muito importanteerdquo;. Outro aspecto relevante da colaboração é o licenciamento ambiental, avalia a diretora da CCS Brasil. eldquo;Temos diversas experiências no mundo, experiências melhores e piores. Podemos contar com essas lições aprendidas para acelerar nosso desenvolvimento de um processo que garanta segurança e o sucesso do desenvolvimento de um projeto de CCS no Brasilerdquo;, completa.

Edição especial da revista Combustíveis eamp; Conveniência traz os principais momentos da 21a ExpoPostos eamp; Conveniência, que foi considerada a melhor de todos os tempos. Com área de exposições 60% maior do que o evento anterior e participação de 250 marcas, o evento recebeu mais de 24 mil visitantes. Confira a edição completa, que trouxe as novidades da feira e cobertura dos principais painéis do Fórum Internacional. Clique aqui e confira.

A Acelen, empresa que administra a Refinaria de Mataripe, informou que os preços da gasolina vendida para os distribuidores na Bahia terão redução de 2,5%. O diesel não vai sofrer alteração. O anúncio foi feito na quinta-feira (3). Nesta sexta-feira (4), é possível encontrar o litro a partir de R$ 5,94, em Salvador. Há um dia, a média era de R$ 6,31. O valor consta nos registros do aplicativo Preço da Hora. Questionado se o preço será repassado nos postos, o Sindicombustiveis declarou que o "mercado é livre para praticar seus preços", não interfere nas decisões e respeita a livre concorrência. Segundo a Acelen, os preços dos produtos seguem critérios de mercado que levam em consideração variáveis, como custo do petróleo, que é adquirido a preços internacionais, dólar e frete, podendo variar para cima ou para baixo.

Uma consulta pública do Ministério de Minas e Energia está aberta até esta sexta-feira (4) para discutir as metas de CBIOs, créditos de descarbonização que as distribuidoras de combustíveis líquidos são obrigadas a adquirir e repassar para o preço das bombas. Com um prazo de apenas dez dias úteis (20/9 a 4/10) para que distribuidoras e sociedade civil participem, o programa pode resultar em um aumento de mais de R$ 3 bilhões no preço dos combustíveis, gerando um impacto significativo no bolso dos consumidores em 2025, podendo chegar a R$ 5 bilhões até 2034, segundo relatório do MME. O RenovaBio foi criado em 2017 como parte do esforço do país em cumprir o Acordo de Paris, que, entre outros pontos, prevê a redução da emissão de gases de efeito estufa provenientes de combustíveis fósseis e a ampliação do uso de combustíveis renováveis. Contudo, o programa tem gerado divergências no setor e distorções que penalizam o consumidor, por isso seria necessário um debate mais amplo. Longe de cumprir seu propósito original, o programa, na prática, impõe obrigações que não refletem a realidade atual do mercado. Um exemplo de distorção é a análise econômica usada para gerar as metas de intensidade de carbono para 2025-2034, que está desatualizada em pelo menos 24 meses, ignorando mudanças significativas no mundo, na economia e no setor de combustíveis. A proposta da consulta pública em discussão baseia-se no Relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR), que levanta alguns pontos de atenção. O primeiro é não levar em consideração o aumento de vendas de veículos elétricos e híbridos. Em sequência, elenca-se as variações no PIB, renda familiar, e nos setores agrícola e industrial, além de mudanças nas emissões devido à seca e queimadas, que afetam as áreas agrícolas como as destinadas ao plantio de cana-de-açúcar, influenciando diretamente as exigências do modelo de certificação para adequação ao programa. Ainda houve avanços na eficiência energética de motores e modificações no mercado de combustíveis, como a política de preços e o aumento do biodiesel no diesel comercializado nacionalmente, que também não foram considerados. Apesar dos inúmeros conflitos judiciais movidos pelas distribuidoras nos últimos anos, o cenário pode se agravar ainda mais com a nova meta compulsória anual de redução de emissões de gases causadores do efeito estufa para a comercialização de combustíveis, passando para 40,39 milhões de CBIOs em 2025, um aumento de 4% em relação aos 38,78 milhões exigidos em 2024. O valor estimado para cada CBIO é R$ 77 por título, o que representa o total de R$ 3 bilhões, que, inevitavelmente, serão repassados ao consumidor final no próximo ano. O resultado é a sustentação de um programa em desequilíbrio econômico, com graves distorções em princípios e exigências. O que fica claro é que a proposta de metas compulsórias anuais para o período de 2025 a 2034 é inadequada e desalinhada com o desenvolvimento sustentável do mercado de combustíveis. Para que essas metas realmente reflitam as necessidades do setor, é urgente que os principais afetados endash; consumidores, revendedores e distribuidores endash; participem ativamente da consulta pública em andamento, com prazo justo para discussões e adequações necessárias. O Brasil pode e deve debater seu futuro sustentável. Apenas com essa colaboração será possível ajustar as metas de CBIOs às diretrizes governamentais de uma transição energética que seja inclusiva, justa e equilibrada. Maria Hortência Nascimento - advogada graduada na UFBA, com atuação no Direito Público e no segmento de energia