Questionamento ao gasoduto Subida da Serra é sintoma da ‘anarquia relacional’ no setor de gás natural no Brasil
Em artigo publicado no portal da agência eixos, o sócio fundador da ARM Consultoria, Bruno Armbrust, afirma que
O setor brasileiro de gás natural talvez esteja vivendo algo parecido ao que se chama de “anarquia relacional” – um modelo de relacionamento não baseado em normativas, mas somente naquilo que cada uma das partes envolvidas concorde. É o paralelo que faço ao ler opiniões que insistem em contestar, contra todas as normas e legislação vigente, a classificação do gasoduto Subida da Serra. A infraestrutura de distribuição de gás canalizado, construída pela Comgás em São Paulo, vem sendo sistematicamente questionada de forma vazia e sem fundamentação legal e regulatória, numa demonstração oportunista que busca claramente influenciar um processo que corre no STF. Nesse processo que corre no Núcleo de Solução Consensual de Conflitos (Nusol), conduzido pelo ministro Edson Fachin, estão de um lado o estado de São Paulo e a Arsesp, defendendo a sua competência para classificar o gasoduto; e de outro, advogando a competência federal, a ANP.
Os argumentos contrários ao Subida da Serra com a sua classificação original, a de gasoduto de distribuição, mais uma vez desconsideram pontos definitivos: A Constituição Federal de 1988 – A Carta Magna, em seu artigo 25º, parágrafo 2º, dá às unidades da federação a competência para regular os serviços de distribuição de gás canalizado; A Lei nº 14.134 – Aprovada em março de 2021 e sancionada em abril de 2021, ou seja, dois anos após a autorização concedida pela Arsesp ao projeto de construção do Subida da Serra, a chamada Nova Lei do Gás, em seu artigo 7°, inciso 1°, dá garantias e resguardo a projetos anteriores de qualquer regulamentação que venha a ser estabelecida pela ANP ao dispor o seguinte: “Fica preservada a classificação do gasoduto enquadrado exclusivamente no inciso VI do caput deste artigo que esteja em implantação ou em operação na data da publicação desta Lei.” Essa regulamentação sobre as características de gasodutos de transporte, aliás, ainda não aconteceu desde então, passados quase quatro anos da promulgação da lei. Parece pouco importar para quem é adepto dessa espécie de anarquia relacional, portanto, a legitimidade da construção de gasoduto de distribuição e da competência da Arsesp em autorizar o projeto e sua operação no âmbito da 4ª Revisão Tarifária Ordinária da Comgás. Tampouco parece importar que o projeto do Subida da Serra tenha sido aprovado pela Arsesp no ano de 2019, totalmente nos limites de sua competência e inteiramente dentro dos termos da legislação aplicável naquele momento e em linha com a autonomia concedida pela Constituição Federal de 1988 aos estados para regular os serviços de distribuição de gás canalizado. Para esses, não importa que o Subida da Serra tenha total aderência regulatória e tenha sido submetido previamente a consulta e audiência públicas, sem nada ter sido questionado, e assim foi, porque o projeto desde o princípio não se configura como uma infraestrutura para realização do serviço de transporte de gás, mas sim de distribuição. Inclusive, não custa lembrar que seu trajeto é paralelo a outro gasoduto previamente existente da Comgás, o que reafirma seu perfil de reforço metropolitano da rede de distribuição local de gás canalizado entre a Baixada Santista e a Região Metropolitana de São Paulo. Nada disso importa para os que insistem nesse insano questionamento, em que só quem perde é o país.
O curioso é que essas mesmas vozes nada falam sobre um dos pontos mais nebulosos do mercado brasileiro de gás natural: os chamados contratos legados de transporte celebrados entre a Petrobras e as transportadoras de gás. A venda dos ativos de transporte da Petrobras, que originou os contratos legados, foi uma operação comercial entre agentes privados. O pagamento das receitas previstas nesses contratos está garantido, na sua totalidade, mas essas receitas não guardam correspondência com a remuneração justa e razoável que deveria ter a transportadora, baseada nos custos do serviço e no adequado retorno do capital investido, conforme recomendado pelas boas práticas internacionais e determinado pela legislação e regulação vigentes. Cabe ressaltar que o item XXXVI, do Art. 3º da Lei 14.134/2021, determina expressamente como deve ser calculada a Receita Máxima Permitida de Transporte. No caso da região Sudeste, a tarifa de transporte média deveria ser cerca de 50% inferior às atualmente praticadas, levando em conta as regras acima citadas e os dados contábeis publicados pela transportadora, conforme simulação realizada pela ARM Consultoria e submetida como contribuição em consulta pública aberta em 2024 pela ANP. Esse elevado custo do transporte, combinado a (ainda) pouca concorrência do lado da oferta, são fatores determinantes que afetam a competitividade do gás. Uma situação que acaba por estimular uma série de projetos que pratica a conexão direta com fontes de suprimento, sem passar pelo elo do transporte, o que, diga-se de passagem, é absolutamente permitido pela lei, com muitos exemplos em operação país afora. Como é aceitável que, sem base legal e regulatória, vejam-se no direito de questionar a autonomia dos estados em realizarem o planejamento da infraestrutura das redes de distribuição que estão sob sua competência, ao passo que realizam nada ou muito pouco para desenvolver o setor de gás, apenas limitando-se a viver das receitas advindas de gasodutos construídos há décadas? Ao contrário do que se viu no transporte que nos últimos dez anos, onde sua malha cresceu menos de 1%, a malha de distribuição no país se multiplicou por 2,3 vezes, crescendo em cerca de 24.000 quilômetros, o que representa duas vezes e meia a extensão de toda a malha de transporte no país!
No mais, nesse aguardado processo de conciliação no STF, deveríamos parar para refletir que, de um lado, estão um estado (São Paulo) e um regulador (Arsesp) que fizeram corretamente o seu trabalho; de outro lado, um regulador que não consegue nem mesmo dar conta de uma agenda regulatória extensa e importante para o desenvolvimento do setor do gás no país. A ausência de uma atividade regulatória ágil, permanente e correta no setor do gás são fatores que contribuem para esse estado de anarquia relacional, pela qual qualquer um entende que deve valer as suas regras em razão dos seus interesses. Imaginem se, a partir de agora, os estados, seus reguladores e concessionárias passarem a depender da ANP para decidir a expansão de suas redes? Imaginem se os gasodutos construídos anteriormente a uma futura regulação que a ANP venha a publicar de classificação de dutos sejam pleiteados pelos transportadores? Se criado o precedente, casos como os gasodutos de distribuição Gascabo e Gascam no RJ, Marlim Azul (também no RJ), dentre muitos outros, poderiam vir a ser considerados como “de transporte”. Não podemos deixar de lado a razão e as bases legais e regulatórias para ingressar numa discussão passional que só levará a questão para um campo nebuloso e de insegurança jurídica. Lançar mão da tese de que dessa decisão sobre o Subida de Serra depende o futuro “mercado integrado do gás” não tem o menor fundamento. Afirmar que “interesses nacionais” devam prevalecer sobre os “interesses locais” beira o absurdo, uma vez que a Constituição de 1988 dá autonomia aos estados para organizarem suas concessões, planejarem e expandirem as redes locais de distribuição de gás por meio de suas concessionárias, o que vem gerando grandes benefícios para os estados, municípios e para o próprio país. Ao contrário do que ocorre no setor elétrico, a Lei 14.134 não considerou a figura de um operador técnico do sistema que, com a fragmentação do transporte e venda de ativos pela Petrobras, deixou de ser realizado de forma integrada. Quando os ativos eram da Petrobras, cabia à estatal realizar a gestão da oferta e o balanço da oferta e da demanda em articulação com as distribuidoras estaduais.
Hoje não temos uma gestão centralizada da logística de gás. E muitos acabam confundindo a suposta questão da malha integrada com a gestão e operação integrada por um gestor técnico independente semelhante ao Operador Nacional do Sistema (ONS), que cuida do setor elétrico.
Curioso que a ANP esteja preocupada, no caso do Subida da Serra, com uma hipotética redução da movimentação do gás no gasoduto de transporte enquanto existem diversos exemplos de projetos não conectados ao transporte pelo país, sem que ela tenha se manifestado. Hoje, mais de 50% da geração térmica já ocorre fora da malha interligada e isso contribui negativamente para a modicidade da tarifa de transporte? Sim. A eventual capacidade não utilizada na malha de transporte, ainda por cima, ficará disponível para algum comercializador ofertar gás aos clientes elegíveis de São Paulo, a partir do aumento da oferta de gás no Brasil, ou mesmo, para levar gás para a malha da TBG em razão do declínio previsto da oferta de gás da Bolívia. Nesse sentido, a transportadora inclusive, apresentou projeto de uma estação de compressão em Japeri. Ou seja, o Brasil está gastando tempo e esforço inutilmente por um tema que não deveria nem mesmo estar sendo discutido, uma vez que o Subida da Serra está completamente em consonância com a Constituição Federal, a Lei 14.134 e as regulações federal e estadual. O Subida da Serra, importante ressaltar, é uma infraestrutura que deu maior robustez ao sistema e trouxe benefícios para a concorrência e diversidade da oferta. Imaginem agora, os consumidores e distribuidoras do Sudeste, virem a questionar o recém aprovado projeto da NTS de uma estação de compressão em Japeri que visa, principalmente, ampliar a capacidade para entregar gás à TBG diante da perspectiva de declínio da oferta da Bolívia, mas que trará impacto nas tarifas de transporte da NTS. Deveríamos, isso sim, começar a discutir os necessários aperfeiçoamentos da Lei 14.134, inclusive a figura de um Operador Técnico do Sistema Gasista no país, o que possibilitaria o melhor planejamento integrado e a gestão eficiente e segura da oferta e das infraestruturas de transporte. Esses questionamentos a projetos que fazem bem para o país geram perturbações indesejáveis e, sem dúvida, trazem insegurança para quem realmente vem realizando investimentos em infraestrutura no país. Não podemos perder mais tempo com questões absurdas.
Fonte: Eixos
Etanol tem alta de preço e as vendas de hidratado são as maiores desde 2020
O mercado de etanol encerrou o mês de janeiro com preços firmes e vendas elevadas no estado de São Paulo (SP). Segundo o Cepe), o volume de etanol hidratado vendido somente no mercado spot no mês foi o maior desde novembro de 2020, superando os 427 milhões de litros. De acordo com Rafael Machado Borges, analista de inteligência de mercado da StoneX, em meio à entressafra e paridade favorável, os preços têm espaço para avançar nas usinas. “O etanol já registrava uma forte tendência de alta desde o início de janeiro, guiada pela recomposição dos estoques das distribuidoras após as festas de final de ano”, disse. Nas semanas cheias do mês, o Indicador do Cepea/Esalq registrou preço médio de R$ 2,76 por litro (L) de etanol hidratado, representando uma alta de 5,1% se comparado a dezembro de 2024. Para o anidro (considerando somente o spot), o aumento foi de 5,53%, com o Indicador a R$ 3,1 por litro.
De acordo com o analista da StoneX, a mudança de alíquota do ICMS, que afeta o preço dos combustíveis desde o dia 01, também abre espaço para preços maiores de etanol nas distribuidoras. Com a gasolina R$ 0,10/L mais cara, o etanol pode subir mais R$ 0,07/L e ainda estar dentro da paridade — oferece vantagem econômica ao consumidor. Ainda sobre a tributação, o setor aguarda outra mudança em 2025, decorrente da regulamentação da Reforma Tributária. O projeto de Lei Complementar 68/24 propõe uma concentração da cobrança do Pis/Cofins do etanol hidratado no produtor. Atualmente, há uma cobrança de R$ 0,13/L no produtor e R$ 0,11/L na distribuidora. O projeto tem intenção de unificar a cobrança, consolidada em R$ 0,19/L apenas para o produtor, reduzindo a cobrança dupla em R$ 0,05/L. “Caso a alteração seja aprovada, a medida tende a estimular os negócios para o etanol hidratado nas bombas e favorece ainda mais os preços do biocombustível na safra 2025/26”, afirma Borges. A previsão da StoneX ainda destaca que os estoques da safra 2025/26 sejam menores do que a anterior, com uma redução de 1,9% na produção.
Fonte: Money Times / AgroTimes
Petróleo recua 2% pressionado por dados de estoques dos EUA
Os contratos futuros do petróleo fecharam em queda nesta quarta (05), amplificando as perdas após os dados mais recentes do Departamento de Energia (DoE) dos EUA mostrarem que os estoques da commodity aumentaram em 8,66 milhões de barris, na semana passada, bem mais do que o esperado pelo mercado. O consenso dos analistas consultados pelo “Wall Street Journal” era de uma alta de 1,3 milhão de barris. No fechamento, o futuro do petróleo tipo Brent (a referência mundial) com vencimento em abril teve queda de 2,08%, cotado a US$ 74,61 por barril, na Intercontinental Exchange (ICE). Já o petróleo WTI (a referência americana) com entrega prevista para março recuou 2,30%, a US$ 71,30 por barril, na New York Mercantile Exchange (Nymex).
Fonte: Valor Online
Sulgás consolida temas estratégicos e compromissos ESG em evento interno
A jornada ESG da Sulgás foi destacada em workshop realizado na segunda (03). A Companhia reuniu o Time de Liderança e o squad de embaixadores do tema para falar sobre os avanços de 2024 e os compromissos e ações estabelecidas na agenda 2025.
O CEO da Companhia, Marcelo Leite, lembrou aos presentes que a Sulgás sempre realizou iniciativas que conversam com o conceito de ESG e que o próprio gás natural como impulsionador da transição energética já tem esse teor. “Em nossos projetos, podemos destacar os Corredores Verdes que permitem a redução de emissões por meio do abastecimento de veículos de carga pesada e o biometano, que ainda este ano estará em nossas tubulações. Na temática social, são mais de 20 projetos apoiados que estão alinhados com o propósito da Sulgás; nosso papel na crise climática do Estado; a presença da liderança feminina em toda a organização; e as iniciativas consolidadas de governança. Enfim, temos exemplos muito práticos que conversam com o ESG”.
A relação dos controles internos nas práticas de governança também esteve na pauta do encontro. A Gerente de Controles, Priscylla Gomes, reforçou que quando a organização tem controles robustos com foco e autonomia e atenta para a cultura, consolida suas práticas. “O olhar da liderança inspiradora contribui para fortalecer as rotinas. Quanto mais o ecossistema está robustecido e tem foco na melhoria contínua, maior a segurança. Controles fazem parte de tudo aquilo que a gente faz. Não é uma responsabilidade de uma área ou outra, as diferentes áreas são um mesmo time para mostrar o resultado positivo”, reforçou.
Em sua fala, a gerente executiva de Relações Institucionais, Carolina Bahia, destacou que o ESG faz parte do negócio principal da Sulgás e que naturalmente está na essência da Companhia, mesmo antes do conceito de ESG ser apresentado ao mercado. “Aqui fazemos o que é certo. A Sulgás cuida das suas pessoas, cuida do meio ambiente, da diversidade. É certo cuidar do negócio com respeito ao ambiente em que vivemos”, salientou.
O head institucional da Commit, uma das acionistas da Sulgás, Lucas Simone, falou sobre o cenário mundial e brasileiro e o futuro do ESG e comentou a importância do gás natural na agenda de descarbonização e na transição energética. “É uma prática que veio para ficar. O mercado já internacionalizou. O ESG vai continuar existindo, mas agora em uma fase economicamente mais sustentável. No caso do Brasil, temos uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo. Acredito que vamos ter uma transição de uma matriz menos diversificada para uma mais diversificada. E neste contexto, o gás natural é o combustível da transição e da complementação” explica. Lucas também falou dos temas estratégicos de ESG, dos compromissos e da agenda 2025 e da preparação para a COP 30 que acontece em novembro, em Belém.
No encerramento, a participação do Relações Institucionais da Braskem no Rio Grande do Sul, Daniel Fleischer, ajudou a ratificar a importância do tema. Daniel apresentou a experiência da Braskem e os principais projetos que dão base para as ações sociais da instituição. “Percebemos que nossos compromissos se conectam muito bem com os da Sulgás, o que é bastante positivo. Estamos bem alinhados neste tema”. Entre os projetos apresentados pela Braskem, se destacam as mais de 40 ações socioambientais nas cidades de abrangência no sentido de empoderar pessoas e transformar realidades, as ações de doação emergencial em 2024 durante a Enchente; o Programa de educação ambiental Estação Ambiental Braskem (6 mil beneficiados em 2024), o programa Ser + (para cooperativas de reciclagem) o Empreendedoras Braskem; e o projeto de Voluntariado Braskem Rio Grande do Sul, entre outros.
A Sulgás estabeleceu 12 focos temáticos e compromissos para cada um deles, com base no seu olhar sobre os três pilares de ESG: Mudanças climáticas e transição energética; Eficiência e segurança energética; Diversidade, equidade e inclusão; Ética e compliance; Governança corporativa; Responsabilidade e impacto social positivo; Saúde e segurança; Cadeia de suprimentos sustentável; Desenvolvimento dos colaboradores; Direitos humanos; Ecoeficiencia e biodiversidade; e Proteção e segurança dos dados.
Fonte: Sulgás / Comunicação
Petrobras e Braskem conversam sobre ampliação do Rota 3
A Petrobras está em conversa com a Braskem para a ampliação do polo do Rio de Janeiro da empresa de petroquímica com o gasoduto Rota 3, informou o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França. Serão cerca de 500 mil toneladas de etano disponíveis ao ano. Dessas, 250 mil toneladas estão disponíveis para a possível ampliação do polo do Rio da Braskem. As outras 250 mil toneladas têm possibilidade de petroquímica dentro do Complexo de Energias Boaventura (antigo Comperj), em Itaboraí (RJ).
O Rota 3 será responsável por receber o gás do pré-sal da Bacia de Santos e enviá-lo até a unidade de processamento de gás natural (UPGN) do complexo, inaugurado em setembro com início de operação comercial em novembro. O Projeto Integrado Rota 3 (do qual faz parte a UPGN), vai viabilizar o escoamento de até 18 milhões de m³/dia e o processamento de até 21 milhões de m³/dia de gás pela UPGN.
Além do gasoduto, a Petrobras está trabalhando em outros projetos dentro do complexo, como duas termelétricas a gás, para participação nos leilões previstos pelo setor elétrico, e unidades de refino para produção de combustíveis e de lubrificantes.
Após a conclusão das obras de todo o complexo, o conjunto de unidades terá capacidade aproximada de produzir 12 mil bpd de óleos lubrificantes de Grupo II, 75 mil bpd de diesel S-10 e 20 mil bpd de querosene de aviação (QAV-1). A planta vai operar em sinergia com a Refinaria Duque de Caxias (Reduc).
Fonte: PetróleoHoje
Podcast Joule: como fica o setor de gás natural com a reforma tributária?
Duas especialistas em energia analisam os reflexos da Lei Complementar 214/2025, que regulamenta a reforma tributária, no setor e na transição energética. Cristiane Schmidt, professora na Fundação Getulio Vargas, consultora do Banco Mundial e presidente da MSGÁS, e Lívia Amorim, sócia do Veirano Advogados membro do Conselho Internacional de Grandes Sistemas Elétricos (Cigré) são as entrevistadas da semana do Joule – podcast de energia do JOTA em parceria com o Inté, o Instituto Brasileiro de Transição Energética.
“A reforma, como um todo, foi positiva. Mas para energia, em particular, a minha crítica é com o imposto seletivo. O IS não deveria ter entrado para bens minerais. Isso é uma incoerência”, disse Cristiane. E acrescenta: “O grande problema é que há, de fato, um plano de gás natural para o Brasil. O país quer acabar ou fomentar esse mercado?”
O período de transição da nova tributação, que se inicia em 2027 e se estende até 2033, é outro fator que impacta todo o setor. “Energia tem contratos de longo prazo com determinadas premissas tributárias. A lei complementar já foi sancionada, mas faltam detalhes para modelar essas premissas. Isso impacta também em novos projetos”, pontua Lívia.
As entrevistadas falam ainda do não veto da monofasia para o gás natural na sanção da Lei, e o que muda para alguns negócios no setor de energia, como geração distribuída (GD), autoprodução, usinas termelétricas, por exemplo.
Ouça o podcast completo
Fonte: Portal Jota
Por que as autorizações de importação de gás estão aumentando no Brasil
O Brasil registrou 27 novas autorizações de importação de gás em 2024, um aumento de 125% em relação ao ano anterior, segundo dados da ANP.
Na opinião de Thiago Luiz Silva, do Vieira Rezende Advogados, o aumento foi motivado por três fatores: o primeiro é a renovação de autorizações de empresas locais, incluindo geradoras termelétricas que já possuem contratos no ambiente regulado utilizando GNL. No ano passado, o Brasil passou por uma grave seca, o que forçou o despacho a partir de mais termelétricas a gás e aumentou as importações de combustível.
O segundo motivo, segundo Silva, é a atuação de comercializadoras de gás natural que buscam posicionamento de mercado e diversificação de portfólio com GNL e gás natural argentino.
“A outra motivação é que as empresas estão se preparando para o leilão de reserva de capacidade de 2025”, disse.
Das autorizações concedidas pela ANP no ano passado, 15 foram para gás natural e 12 para GNL.
As importações de gás natural são realizadas por meio do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), operado pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), ou pela malha de gasodutos da Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB) na fronteira com a Argentina.
O GNL chega ao Brasil principalmente através dos sete terminais de regaseificação atualmente em operação: Baía de Guanabara e Porto do Açu no Rio de Janeiro, TRSP em São Paulo, TGS em Santa Catarina, TRBA na Bahia, Hub Sergipe e Barcarena no Pará.
Para Rogério Manso, presidente da Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás), com a reversão do fluxo no norte da Argentina, há expectativa de que em períodos de baixa demanda no país vizinho, fora do inverno, haja capacidade de envio de gás ao Brasil via Gasbol.
“Todos os comerciantes querem participar, mesmo que em pequenos volumes”, afirmou Manso à BNamericas, lembrando que no ano passado três novos terminais de GNL em Sergipe, São Paulo e Santa Catarina foram conectados à rede de transporte nacional.
Segundo a ANP, há existem 35 empresas autorizadas a importar gás natural e/ou GNL no Brasil.
Fonte:BNAmericas
Irmãos Batista expandem negócios e vão explorar gás natural na Bolívia
A empresa brasileira Fluxus, que faz parte do grupo J&F, dos irmãos Wesley e Joesley Batista, assinou um memorando de entendimento com a estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para a avaliação técnica do potencial de gás natural em reservas não tradicionais na Bolívia. A exploração da empresa dos irmãos Batista pode ajudar a ampliar a oferta do combustível.
Conforme publicado pelo site boliviano El Periodico de la Energía, o presidente da YPFB, Armin Dorgathen, destacou que a empresa brasileira é uma “parceira estratégica” para “diversificar” os riscos de investir na exploração de novas reservas de gás natural.
Dorgathen ainda afirmou que a Fluxus tem focado seu trabalho no fornecimento de gás para fábricas e termelétricas e que vê a Bolívia como “uma fonte confiável de suprimento” para o fornecimento de energia.
Ainda de acordo com a reportagem boliviana, o acordo foi assinado no leste de Santa Cruz entre a Fluxus e a YPFB-Chaco, subsidiária da YPFB, para a realização de estudos de potencial de hidrocarbonetos.
“São estudos técnicos que nos ajudarão a reforçar as reservas que temos, a buscar novas reservas e, assim, poder garantir o abastecimento”, disse William Yabeta, vice-presidente de administração, contratos e supervisão da YPFB.
O executivo da Fluxus na Bolívia, Víctor dos Santos de Abreu , disse que o gás boliviano é “muito importante para a empresa e faz parte do desenvolvimento de suas operações na América do Sul”.
O gerente geral da YPFB-Chaco, Jerry Fletcher, corroborou que o acordo com a Fluxus “marca o início de uma nova etapa de colaboração e progresso no setor de hidrocarbonetos porque permite a aquisição de novas capacidades e novos investimentos na Bolívia”.
Redução
O Correio do Estado já havia adiantado que o fornecimento de gás natural boliviano tem decaído nos últimos anos, principalmente por falta de investimentos em novos poços.
Atualmente, os bolivianos enviam ao Brasil entre 12 e 15 milhões de m³ por dia, quando deveriam entregar 20 milhões de m³/dia.
A Bolívia tem 4,5 TCF de reservas comprovadas de gás natural certificadas em 31 de dezembro de 2023, em comparação com 10,7 TCF relatados em 2017.
Durante, pelo menos, as últimas duas décadas, o gás natural foi o principal produto de exportação da Bolívia e a base de seu crescimento econômico, tendo o Brasil e a Argentina como seus principais mercados, mas nos últimos anos houve um declínio na produção e na renda.
Desde 2021, o governo boliviano vem implementando o Plano de Reativação Upstream (exploração e produção), que inclui 42 projetos exploratórios em diversas regiões para aumentar a produção de hidrocarbonetos.
Para Mato Grosso do Sul, é importante que se aumente o envio de gás boliviano, tanto pela arrecadação com o Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) de importação quanto pelos projetos estaduais que dependem do aumento da oferta do combustível. O gás natural entra pelo Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) que está localizado em Corumbá.
Gás argentino
Outra estratégia para aumentar a oferta, já adiantada pelo Correio do Estado, é a utilização do Gasbol para transportar gás natural da região argentina de Vaca Muerta.
O início do fornecimento do gás argentino para o Brasil está previsto já para este ano. Conforme a previsão, o fornecimento começará com 2 milhões de m³/dia e alcançará 30 milhões de m³/dia até 2030, voltando à capacidade máxima.
A perspectiva é benéfica para Mato Grosso do Sul, uma vez que beneficia a arrecadação do ICMS e garante matéria-prima para a Unidade de Fertilizantes Nitrogenados 3 (UFN3) em Três Lagoas.
De acordo com os analistas ouvidos pelo Correio do Estado, isso pode fortalecer a competitividade industrial do Estado, gerando ativos como emprego e renda, além de auxiliar na transição energética.
“Ter um novo país para comprar o gás é importantíssimo, uma vez que a balança comercial do Estado tem quase 90% de importação de gás. Como é um produto internacional, para se trazer, há um custo. Contudo, [ele é] necessário, uma vez que Mato Grosso do Sul necessita desse gás para energia, para empresas. Ou seja, é importantíssimo”, pontua o doutor em Economia Michel Constantino.
O doutor em Administração Leandro Tortosa corrobora que uma das questões mais importantes é a atração de empreendimentos e a segurança energética.
“Se a gente tiver energia com uma matriz mais diversificada, com mais opções, como seria nesse caso, e com uma redução de custos, mais investimentos podem ser atraídos para Mato Grosso do Sul”, argumenta.
Novo nicho
A entrada de grandes grupos de capital privado brasileiro no setor de gás visa um mercado com potencial para atrair ao menos R$ 140 bilhões em investimentos nos próximos 10 anos, considerando apenas a infraestrutura a partir da boca do poço – sem incluir exploração e produção.
Segundo reportagem da Folha de São Paulo, cinco conglomerados estão se posicionando estrategicamente no setor, tanto em operações comerciais quanto nos bastidores da política, já que a disputa envolve concessões públicas.
São eles: Eneva, controlada pelo BTG Pactual, de André Esteves; Âmbar Energia, braço da J&F, dos irmãos Joesley e Wesley Batista; Cosan, de Rubens Ometto Silveira Mello, com as subsidiárias Compass e Commit; Energisa, da família Botelho; e Termogás, do empresário Carlos Suarez.
Juntas, essas empresas investiram cerca de R$ 35 bilhões na última década para consolidar presença no setor.
Embora seja um combustível fóssil, o gás natural é visto como uma alternativa menos poluente em comparação ao diesel, utilizado no transporte público e de cargas, e ao carvão, comum na indústria.
Além disso, tornou-se peça-chave para a segurança energética do País, que passa a depender cada vez mais de fontes renováveis, de geração intermitente.
O grupo J&F ingressou no setor em 2015, com a aquisição da usina de Cuiabá (MT) e a criação da Âmbar Energia.
Desde então, acelerou seu ritmo de expansão: já controla 16 usinas a gás, com capacidade equivalente a pouco mais de 20% do total de térmicas em operação no Brasil. Nos últimos 10 anos, investiu R$ 11 bilhões na ampliação da geração própria e outros R$ 8 bilhões em gás natural.
Fonte: Correio do Estado (MS)
Petrobras monitora geopolítica para tomar decisões sobre combustíveis, diz diretor de comercialização
O diretor de comercialização da Petrobras, Claudio Schlosser, afirmou que a companhia tem acompanhado as questões geopolíticas para tomar decisões sobre preços dos combustíveis: “A qualquer momento, se for necessário, aumentamos ou reduzimos os preços, dentro da estratégia comercial”. Segundo Schlosser, a Petrobras tem feito vendas diretas de diesel a grandes consumidores, como a Vale e empresas de ônibus, o que, segundo o executivo, é permitido pelas normas da ANP. A companhia também tem conversas com outras empresas. O diretor afirmou ainda que a taxação da China sobre o óleo americano pode aumentar o apetite pelo óleo brasileiro. “Qualquer assimetria de mercado gera uma ameaça para alguém e uma oportunidade para o outro, e nesse caso, para nós, pode ter um apetite maior ao óleo brasileiro”, disse. Schlosser completou que o óleo brasileiro tem alta qualidade. “A nossa estratégia é dar conhecimento ao nosso óleo, que tem pegada de carbono melhor, é um óleo médio e se adapta muito bem aos perfis de refino praticamente do mundo inteiro”.
Fonte: Valor Online
China vai taxar petróleo dos EUA em 10% e carvão e GNL em 15%
O Ministério do Comércio da China anunciou nesta terça (04) a imposição de tarifas sobre diversos produtos fabricados nos Estados Unidos, em contraposição à taxação de bens chineses em 10% anunciada no sábado (01) pelo presidente americano, Donald Trump. O carvão e o gás liquefeito serão taxados em 15%, enquanto o petróleo, as máquinas agrícolas e os veículos de grande potência americanos terão tarifas de 10%. Na segunda (03), a Casa Branca informou que Trump conversaria com o presidente da China, Xi Jinping, nesta terça (04). Ainda na segunda (03), o governo americano suspendeu em 30 dias a imposição de tarifas de 25% sobre produtos com origem no México e no Canadá após abrir negociações com os dois países sobre o controle das fronteiras.
Fonte: Eixos