Autores: José Mauro Coelho e Guilherme Mercês, Sócios da Consultoria AURUM TANK

A experiência histórica do Irã revela por que a política doméstica segue sendo um fator crítico para sua produção petrolífera, enquanto manifestações internas reacendem incertezas sobre um dos pilares da oferta global de energia

Contexto Geral 

Nas primeiras semanas de 2026, o Irã voltou ao centro do debate geopolítico internacional. Manifestações em larga escala, inicialmente motivadas por questões econômicas, rapidamente ganharam contornos políticos mais amplos, reacendendo tensões internas em um país cuja estabilidade sempre esteve intimamente ligada ao desempenho do setor de petróleo e gás natural. Dada a relevância do Irã para a oferta global de energia, qualquer sinal de instabilidade política desperta atenção imediata dos mercados e dos formuladores de política energética ao redor do mundo.

Não se trata, contudo, de um episódio isolado. Ao longo de mais de um século, a indústria petrolífera iraniana foi moldada por ciclos recorrentes de nacionalismo, intervenções externas, sanções e rearranjos institucionais, que frequentemente se refletiram em fortes oscilações de produção e exportação. Assim, para compreender os possíveis desdobramentos dos protestos atuais sobre o setor de petróleo e gás, é indispensável revisitar a trajetória histórica da construção da indústria petrolífera no Irã.

Um breve histórico do petróleo no Irã

Os afloramentos de hidrocarbonetos, como o betume, já eram conhecidos e valorizados na Pérsia há pelo menos seis mil anos. Contudo, a indústria moderna de óleo e gás no Irã teve seu início formal em 1901, quando o britânico William D’Arcy firmou com o xá Muzaffar alDin uma concessão exclusiva de 60 anos para exploração e refino de petróleo. A descoberta do campo de Masjid-i-Suleiman, em 1908 – o primeiro do Oriente Médio – levou à criação da Anglo-Persian Oil Company, que posteriormente se tornaria a British Petroleum (BP). Apesar do rápido crescimento nos anos 1910, dificuldades financeiras levaram o governo britânico a assumir o controle da empresa em 1914. 

Entre 1920 e 1930, a produção iraniana aumentou de cerca de 35 mil para 120 mil barris por dia (bpd). Em 1933, o xá Reza Pahlavi renegociou os termos da concessão, estabelecendo royalties fixos, participação de 20% nos lucros globais da companhia, redução de 75% da área concedida e prorrogação do contrato por mais 60 anos. Durante e após a Segunda Guerra Mundial, novas descobertas impulsionaram a produção, que saltou de 170 mil bpd em 1940 para 640 mil bpd em 1950.

O fortalecimento do nacionalismo iraniano culminou, em 1951, na estatização da indústria petrolífera sob o governo do primeiro-ministro Mohammad Mossadegh e na criação da National Iranian Oil Company (NIOC). Como reação, o país enfrentou um embargo liderado pelo Reino Unido e apoiado por outras potências ocidentais, levando a produção a recuar para aproximadamente 20 mil bpd em 1952. Em 1953, Mossadegh foi deposto em uma ação articulada por serviços de inteligência britânicos e norte-americanos, e o general Fazlollah Zahedi assumiu o governo. Um novo arranjo instituiu um consórcio internacional que dividia igualmente os lucros com a NIOC, mantendo, contudo, a propriedade dos recursos e das instalações sob controle do Estado iraniano. Nas décadas seguintes, a produção cresceu de forma acelerada, passando de 1,9 milhão de bpd em 1965 para 6,1 milhões de bpd em 1974. Nesse período, o Irã tornou-se membro fundador da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), em 1960, e desempenhou papel relevante no primeiro choque do petróleo, em 1973.

A Revolução Iraniana de 1979 representou uma ruptura profunda no setor. Com a queda do xá Reza Pahlavi e a ascensão do regime liderado pelo aiatolá Khomeini, a NIOC assumiu integralmente os ativos, e acordos internacionais foram cancelados. Na passagem do regime dos xás para o regime dos aiatolás, a produção recuou para cerca de 1,5 milhão de bpd em 1980. Ao longo das décadas de 1980 e 1990, o país enfrentou sanções, especialmente por parte dos Estados Unidos, associadas à Revolução, à Guerra Irã-Iraque e a tensões geopolíticas mais amplas. Ainda assim, a produção se recuperou gradualmente, passando de 2,2 milhões de bpd em 1985 para aproximadamente 3,8 milhões de bpd entre 1993 e 2000. O aumento dos preços internacionais nos anos 1990 permitiu maior geração de receitas e investimentos, inclusive na expansão da produção de gás natural não associado, frequentemente por meio de contratos de buyback com empresas estrangeiras, retomados após quase duas décadas sem acordos internacionais.

Nas décadas de 2000 e 2010, as sanções foram intensificadas, sobretudo em razão do programa nuclear iraniano, afetando severamente o setor de petróleo e gás natural. Os impactos mais relevantes ocorreram a partir de 2011, quando Estados Unidos e União Europeia ampliaram restrições econômicas e tecnológicas. Entre 2011 e 2015, a produção de petróleo caiu de cerca de 4,0 para 3,3 milhões de bpd; as exportações recuaram de 2,5 para 1,1 milhão de bpd; as receitas do setor diminuíram 76%; e o PIB do país registrou retração superior a 30%, movimento intensificado pela queda dos preços do petróleo no mercado internacional a partir de 2014. As restrições limitaram o acesso a capital e tecnologia, levando o país a depender majoritariamente de empresas nacionais para o desenvolvimento de projetos de exploração e produção.

Com a assinatura do acordo nuclear (Joint Comprehensive Plan of Action ou JCPOA) e a suspensão das sanções em 2015, o Irã recuperou seus níveis pré-sanções de produção e exportação e, em 2016, introduziu o Iranian Petroleum Contract (IPC), com o objetivo de atrair investimentos e tecnologia no longo prazo. No entanto, em 2018, a saída dos Estados Unidos do JCPOA e o restabelecimento das sanções provocaram nova queda da produção e das exportações, a suspensão de contratos com empresas estrangeiras e o agravamento das condições macroeconômicas.

Após a pandemia de COVID-19, a produção de petróleo iraniana voltou a crescer, alcançando cerca de 4,4 milhões de bpd em 2025, impulsionada pela recuperação da demanda global e pelo aumento das importações chinesas de petróleo iraniano a preços descontados. Ainda assim, para sustentar sua capacidade produtiva em campos com elevadas taxas de declínio, o país necessita de novos investimentos para perfuração de poços e revitalização de campos maduros. A escassez de investimentos estrangeiros nos últimos anos levou Teerã a recorrer principalmente a empresas nacionais, que enfrentam limitações de capital e tecnologia, retardando o avanço de projetos contratados a partir de 2019. Em paralelo, em 2022, o país firmou um acordo preliminar com a Rússia para cooperação nos setores de petróleo e gás, cuja implementação segue enfrentando desafios técnicos e negociais.

Na Figura 1, é apresentado o histórico de produção do Irã desde a década de 1970.

Hoje, o Irã figura como o quinto maior produtor mundial de petróleo,  detém a terceira maior reserva global de petróleo, estimada em 208,6 bilhões de barris, e conta com a segunda maior reserva de gás natural, com aproximadamente 34 trilhões de metros cúbicos. No consumo interno, é o décimo maior consumidor mundial de petróleo e o segundo do Oriente Médio, atrás apenas da Arábia Saudita. Sua capacidade total de carregamento de petróleo para exportação ultrapassa 8,0 milhões de bpd, e o país investiu recentemente em novas infraestruturas, como o terminal de Jask (que entrou em operação em 2024), localizado a leste do Estreito de Ormuz, com o objetivo de reduzir riscos logísticos associados ao Golfo Pérsico.

Na Figura 2, podem ser observados os principais campos produtores do País, concentrados em sua região litorânea Sudoeste.

O atual ciclo de protestos e as incertezas para a indústria iraniana de óleo e gás 

No início de 2026, novos protestos em larga escala voltaram a ser registrados no Irã. Em dezembro de 2025, comerciantes dos bazares de Teerã entraram em greve em reação à volatilidade cambial e à elevada carga tributária. Nas últimas semanas, o teor das manifestações se ampliou, incorporando demandas de natureza política mais ampla. Analistas apontam que os protestos atingiram uma escala rara desde a criação da República Islâmica, sobretudo pela sua abrangência territorial e diversidade de grupos envolvidos. 

Com a disseminação das manifestações por diversas cidades, autoridades dos Estados Unidos adotaram um discurso mais assertivo com relação ao governo iraniano, sinalizando possíveis respostas “com extrema dureza” caso houvesse escalada repressiva por parte do governo de Teerã. Tais declarações ganharam maior visibilidade no contexto de tensões geopolíticas recentes envolvendo os EUA e a Venezuela. Em resposta, autoridades iranianas reiteraram sua disposição de reagir a eventuais ações externas, mencionando interesses e aliados norte-americanos na região.

A combinação desses fatores recoloca o Irã no radar do setor global do de petróleo e gás natural, dada a sensibilidade histórica da produção iraniana às dinâmicas políticas internas e externas. Embora China e Rússia sejam os principais parceiros comerciais e investidores no setor energético iraniano, seus contratos de longo prazo estão fortemente associados à aquisição de volumes de petróleo e derivados com desconto, e não necessariamente à dependência estrutural desses suprimentos. Assim, eventuais restrições adicionais poderiam ser parcialmente compensadas por aumento de produção interna ou diversificação de importações. Ainda assim, dada a posição do Irã no ranking global de produtores, variações efetivas na produção – ou mesmo mudanças nas expectativas dos agentes de mercado – podem se refletir nos preços do petróleo e do gás natural no mercado internacional.

Investimentos para manutenção e ampliação 

A manutenção da produção nos patamares atuais já é um desafio por si só. Estimativas do governo iraniano e da AURUM TANK demonstram que nos próximos 10 anos deverão ser investidos cerca de US$ 130 bilhões apenas para manter a produção nos atuais 4,4 a 4,6 milhões de barris por dia. Para retomar o patamar histórico de 6 milhões de barris por dia, deverão ser investidos adicionalmente cerca de US$ 45 bilhões. 

Caso ocorra uma nova revolução, retornando a produção ao nível mínimo observado entre 1980 e 1981, investimentos da ordem de US$ 180 bilhões serão necessários para a reconstrução do setor e o retorno do patamar histórico de 6 milhões de barris por dia. 

Tais investimentos irão requerer um grande esforço de um possível  novo governo em um cenário de revolução, onde o Irã estará lidando simultaneamente com a reestruturação das contas públicas, a reavaliação dos programas sociais existentes e a fuga de capital estrangeiro. Soma-se a isso a dificuldade de acesso ao financiamento devido às incertezas geopolíticas e às possíveis sanções que serão impostas – em adição às atuais sanções em vigor. Neste cenário, a retomada da confiança do mercado, possibilitando o retorno dos investimentos, será de vital importância para o setor.

Nesse contexto, o setor de óleo e gás iraniano segue exposto a um elevado grau de incerteza política e geopolítica, com potenciais repercussões que extrapolam as fronteiras nacionais. A evolução dos protestos, as respostas do regime e o posicionamento das principais potências internacionais tendem a manter o país no centro das atenções do mercado energético global nos próximos meses.

O presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, se reuniu na sexta-feira (9) com um grupo de executivos de empresas do setor de energia para debater investimentos na Venezuela e foi direto ao assunto: “Se vocês não quiserem entrar, é só me dizer, porque tenho outras 25 pessoas prontas para ocupar o lugar de vocês.”

Donald Trump tem mesmo. A lista de convidados, obviamente, incluiu os gigantes do setor – muitos deles apoiadores financeiros na última campanha presidencial. E não haveria dificuldades para os assessores dele convidarem outro grupo de empresas de petróleo americanas.

Anos do chavismo

Mas voltar à Venezuela depois da chegada do chavismo ao poder não será simples. Empresas americanas estão listadas em bolsas, devem dar explicações a seus acionistas e precisarão redefinir os seus investimentos no ano fiscal que nos Estados Unidos começa em abril.

E embora sentado à frente de Donald Trump – que falou olhando para ele e seu equivalente da Chevron, o presidente-executivo da ExxonMobil, a maior empresa petrolífera dos EUA, Darren Woods, descartou o país sul-americano como inviável para investimentos se não forem feitas reformas profundas.

Chevron ficou

Ao seu lado, o CEO global da Chevron, Michael Wirth, não se pronunciou, embora todos na sala concordem com as advertências de Woodas. A diferença entre a ExxonMobil – que saiu da Venezuela em 2006 – e a Chevron é que a segunda ficou no país. E nos últimos meses foi quem forneceu as informações para o governo americano sobre o setor naquele país assim que a crise que levou ao sequestro e à prisão de Nicolás Maduro se intensificou.

Mas recuperar a indústria petrolífera venezuelana não será simples, nem barato e, como exigiu o presidente da ExxonMobil, a presidente Delcy Rodrigues terá que praticamente reescrever e aprovar uma nova legislação do setor.

Muito dinheiro

Vai custar muito dinheiro, afirma num relatório para seus clientes o ex-presidente da Petrobras, José Mauro Coelho, que lidera a Aurum Tank, uma consultoria especializada em negócios do setor no Brasil e fora dele, cujos clientes receberam na última sexta-feira (9) quase à mesma hora da reunião de Donald Trump numa sala da Casa Branca um estudo denominado O Setor de Óleo E Gás na Venezuela, assinaod por ele.

Segundo a Aurum Tank, a infraestrutura de petróleo e gás no país é antiga e necessitaria de investimentos de cerca de R$ 308 bilhões para sustentar uma retomada consistente da produção, tanto em dutos quanto em poços e refinarias.

Faixa do Orinoco

E mesmo que o setor de óleo e gás, a Venezuela tenha enorme relevância em termos de reservas — especialmente de petróleo extrapesado na Faixa do Orinoco —, ele apresenta desempenho produtivo extremamente reduzido, resultado da perda de autonomia, forte carga fiscal, sanções externas e restrições de capital e tecnologia. Um quadro que levou a um colapso da produção de petróleo e à subutilização das reservas de gás natural.

Os números da Venezuela surpreendem para o bem e para o mal. Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), em 2023, o país tinha as maiores reservas comprovadas de petróleo bruto do mundo, estimadas em cerca de 303,8 bilhões de barris, o equivalente a aproximadamente 17,5% das reservas globais.

Reservas de gás

As reservas de gás natural da Venezuela correspondem a cerca de 73% do total da América do Sul, somando aproximadamente 195 trilhões de pés cúbicos em 2023. A maior parte desse gás está associada à produção de petróleo, sendo gerada como subproduto da extração de óleo, o que faz com que cerca de 80% do gás produzido tenha essa origem.

O problema é que a incapacidade de aproveitar economicamente o gás associado ao petróleo fez da Venezuela um dos maiores países do mundo em queima de gás natural (flaring). Além disso, toda a indústria ficou velha, inclusive os campos de exploração. O segmento de refino, por exemplo, enfrenta dificuldades semelhantes.

Cinco refinarias

A Venezuela possui cinco refinarias com capacidade nominal total de 1,46 milhão de barris por dia, mas opera muito abaixo desse potencial devido à falta de manutenção, má gestão e perda de quadros técnicos qualificados. E em 2023 chegou a operar com cerca de 10% de sua capacidade.

Outra dificuldade que a Aurum Tank chama a atenção e é compartilhada pelas empresas americanas é que a maior parte das reservas de óleo da Venezuela consiste em petróleo extrapesado da Faixa do Orinoco, cuja exploração exige alta capacidade técnica e insumos específicos.

Oleodutos antigos

Para completar, os 25 oleodutos, com capacidade somada de 8.970 mil bpd, a maioria destes com mais de 50 anos de uso, o que eleva riscos ambientais e custos operacionais. Apenas para modernizar os dutos seriam necessários cerca de US$ 8 bilhões.

Esse quadro caótico obrigou a Venezuela a exportar até 70% do petróleo produzido. Com os 30% restantes, que são refinados em território nacional, o país tem um dos mais baixos consumos per capita do mundo.

Nos braços da China

E essa dependência a levou a cair nos braços da China. Atualmente, a China absorve cerca de 430 mil bpd de óleo venezuelano (mais da metade da produção), correspondendo a 80% das exportações de óleo cru da Venezuela. E, naturalmente, o país de Xi Jinping exigiu enormes descontos.

Todo esse quase descrito pela consultoria brasileira cujos clientes têm interesse na Venezuela justifica a resistência dos convidados de Donald Trump. E mesmo que a PDVSA, principal fonte de receitas do Estado, seja reestruturada, serão necessários anos de investimentos na infraestrutura do país.

Perda de autonomia

Sob o governo Maduro, diz José Mauro Coelho, a PDVSA sofreu perda de autonomia, forte carga fiscal, sanções externas e restrições de capital e tecnologia, o que levou a um colapso da produção de petróleo e à subutilização das reservas de gás natural mesmo que venha entregando 60% da arrecadação governamental.

Embora o presidente dos Estados Unidos acredite que pode resolver a crise em poucos meses e devolver à Venezuela o prestígio que teve no passado. Naturalmente, sob a bandeira das gigantes americanas do petróleo.

Líder mundial sem capacidade de explorar

Um estudo da ANP confirma que a Venezuela tem a maior reserva provada de petróleo do mundo com 16,9% do total, embora só produza 1,0% da oferta global, justificado pela crise política e econômica que enfraqueceu sua indústria. Isso quer dizer que um eventual aumento da produção poderia, sim, ampliar a oferta mundial e aliviar preços do barril e do diesel no Brasil, como estima o presidente Donald Trump.

O número da ANP difere do AIE que avalia em 17,5%. Entretanto, o repasse não seria imediato, pois impostos e regras do mercado reduzem esse efeito. Portanto, no cenário atual, com instabilidade interna e demanda global fraca, a chance de novos investimentos para elevar a produção mesmo com as promessas americanas na Venezuela no curto prazo é baixa.

Omoda & Jaecoo

Em 2025, o primeiro de sua operação direta no País, a chinesa OMODA & JAECOO vendeu 7.215 veículos, atingindo 0,4% de market share nacional. O resultado garantiu a 18ª posição no ranking geral e a 14ª colocação no ranking de varejo, além de impulsionar o volume anual.

O desempenho de dezembro, com 1.950 unidades emplacadas, o melhor mês em nove meses de exercício comercial em território nacional, demonstra que a trajetória de crescimento é consistente e em linha com a demanda de consumidores.

Neoenergia Riomar

A Neoenergia Pernambuco está com uma nova loja de atendimento no piso térreo do Shopping RioMar, no bairro do Pina, Zona Sul do Recife. A nova unidade entrou em operação nesta quarta-feira (07), no piso térreo do centro de compras.

Pacote da Luz
Fortaleza fechou um PPP para concessão do parque de iluminação pública que incluiu os serviços de gestão, planejamento, implantação, ampliação, modernização, eficientização, telegestão, operação e manutenção da rede semafórica da capital cearense. O contrato de R$4,09 bilhões e a contratação deve vigorar pelos próximos 15 anos, prorrogáveis pelo mesmo período, foram assinados com a empresa FM Rodrigues.

País de festa

O Brasil assumiu a posição de segundo maior mercado de shows ao vivo do mundo em número de ingressos vendidos, atrás apenas dos Estados Unidos. Segundo dados da PwC em parceria com o Live Entertainment, o setor de eventos movimenta mais de R$ 300 bilhões por ano no país e responde por cerca de 4,3% do PIB nacional, de acordo com ABEOC e SEBRAE. Um mercado robusto, competitivo e que cresce em complexidade.

Tilápia de Itaipu

No meio do debate sobre a importação de tilápia produzida na China, o presidente do Paraguai, Santiago Peña, sancionou a lei nº 7.618/2025, que cria o regime de licenciamento ambiental para o cultivo, engorda e comercialização de espécies alóctones ou exóticas que deve viabilizar a produção de tilápia (tilapicultura) no reservatório da Usina Hidrelétrica de Itaipu. O próximo passo para a liberação do cultivo da tilápia é a revisão do Acordo Bilateral Brasil–Paraguai, de 2002, que proíbe o uso de espécies exóticas no reservatório.

Notas Fiscais

Está no ar o Emissor Nacional de Notas Fiscais, conhecido como Portal Único, instrumento prático da Reforma Tributária que tem como objetivo centralizar e padronizar, em um único ambiente digital, a emissão de documentos fiscais em todo o país, substituindo o atual modelo fragmentado entre estados e municípios.

Com a criação dos novos tributos CBS (Contribuição sobre Bens e Serviços) e IBS (Imposto sobre Bens e Serviços), o Portal Único será a base operacional do novo sistema tributário com a proposta de reduzir a complexidade, aumentar a transparência e diminuir custos operacionais para empresas de todos os portes.
Mas se por um lado ele é um passo decisivo para simplificar o sistema tributário brasileiro. Por outro lado, demanda revisão de processos internos e atualização por parte das empresas, sempre orientadas pela contabilidade.

E isso deve ser percebido pelas pequenas e médias empresas, que historicamente sofrem mais com a burocracia tributária, tendem a ser beneficiadas no médio e longo prazo. No entanto, a fase de transição exige atenção redobrada para evitar falhas na emissão de notas, inconsistências fiscais e problemas de compliance. Portanto, diante desse cenário, a orientação é acompanhar de perto a regulamentação do Emissor Nacional.

Vôos de pets

A Azul divulgou, em 2025, um levantamento sobre o transporte de animais de estimação — cães e gatos — em seus voos, quando acolheu 70,2 mil animais nas cabines das aeronaves da Companhia. O estudo mostrou o Aeroporto de Viracopos, em Campinas (SP), principal hub da Azul, como líder entre os que mais embarcaram animais de estimação ao longo deste ano, seguido do Recife (PE), Confins (MG), Belém (PA) e Porto Alegre (RS).

Transfer gratuito

A Fenahall mantém o serviço de transfer gratuito durante todos os dias da feira, com trajeto de ida e volta entre o Shopping Tacaruna e o Classic Hall. A edição acontece desta sexta-feira (9) até 18 de janeiro, e o ponto de embarque será um lounge instalado no estacionamento do shopping, próximo à Avenida Agamenon Magalhães, no mesmo local onde funciona o Expresso Folia durante o Carnaval.

Frosty Pernmabuco

A rede cearense de Sorvetes Frosty projeta a inauguração de 60 novas lojas, dentro de um plano de expansão com investimentos de R$ 20 milhões e expectativa de crescimento de 30% no faturamento.

Pernambuco, a segunda maior praça da marca, atrás apenas da sede, no Ceará, deve chegar a 31 unidades distribuídas entre a Região Metropolitana e o interior, com operação na cidade de Caruaru. Os Sorvetes Frosty inauguraram mais de 40 lojas ao longo de 2025, com investimento superior a R$ 10 milhões.

Quase metade dos municípios do país sofreria impactos no abastecimento de combustíveis sem as distribuidoras regionais, escrevem José Mauro Coelho e Guilherme Mercês

No final de agosto o setor de combustíveis voltou aos holofotes com a deflagração da “Operação Carbono Oculto”, que teve como finalidade desmantelar um esquema de fraudes e de lavagem de dinheiro nesse importante setor da economia nacional. A ação conduzida pela Receita Federal e órgãos parceiros expôs práticas ilícitas em diferentes elos da cadeia de combustíveis: importação, produção, distribuição e revenda. 

Mas, se há quem atue à margem da lei, há também uma ampla rede de agentes econômicos que operam de forma séria e estruturada, garantindo o abastecimento de milhares de municípios e contribuindo para levar energia para diversas localidades de um país de dimensões continentais, que se destaca como o quarto maior mercado de combustíveis automotivos do mundo. 

Dentre esses agentes de mercado encontram-se as distribuidoras regionais, que atuam em áreas geográficas específicas, o que lhes confere profundo conhecimento das dinâmicas locais, agilidade no atendimento e capacidade de oferecer soluções personalizadas.

Diferentemente das regionais, as grandes distribuidoras possuem cobertura nacional, com presença em diversas regiões, mas podendo não atender de maneira customizada mercados específicos.

Assim, as distribuidoras regionais são fundamentais para a interiorização do abastecimento de combustíveis. Como a produção e a importação de derivados de petróleo se concentram no litoral, cabe às distribuidoras regionais garantir que esses produtos cheguem a todas as regiões do Brasil.

Essas empresas são responsáveis por armazenar, misturar os biocombustíveis aos combustíveis fósseis, nas proporções legalmente exigidas, e entregar a gasolina e o diesel em todo território nacional.

Além de assegurar a conformidade fiscal das cargas movimentadas, as distribuidoras regionais realizam um rigoroso controle de qualidade dos seus produtos, reportando regularmente informações à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a fim de atestar a compatibilidade com todos os parâmetros definidos na regulação.

Dessa forma, garantem uma entrega eficiente e competitiva dos seus produtos, contribuindo para o fornecimento de combustíveis corretamente especificados, de modo a atender as necessidades do consumidor final.

Nesse sentido, as 182 distribuidoras regionais de combustíveis têm ampliado o seu market share ao longo dos últimos anos e, em 2025, já respondem por 44% do mercado brasileiro de combustíveis, atuando como pilares do abastecimento nacional, integrando produção, logística, qualidade e resiliência em situações críticas.

A participação das distribuidoras regionais é também crescente em todas as regiões do país como mostra a tabela abaixo na comparação do ano de 2025 com o ano de 2022.

Região	2022	2025
Norte	31%	40%
Nordeste	37%	49%
Centro-Oeste	41%	56%
Sudeste	32%	40%
Sul	34%	42%

Não por acaso, os estados brasileiros com maior participação de mercado das distribuidoras regionais são exatamente aqueles que enfrentam os maiores desafios logísticos.

Nessas localidades, a gestão dos estoques e a movimentação das cargas é complexa, exigindo a combinação de diferentes modais, dutoviário, ferroviário, rodoviário, e aquaviário, para permitir a entrega até mesmo em locais de difícil acesso.

Na região Norte, por exemplo, uma parte relevante do abastecimento dos estados do Pará e do Amazonas é realizada por distribuidores regionais por meio de barcaças que navegam por rios com um regime hídrico quase imprevisível, com meses inteiros sem navegabilidade. 

Hoje, 2.332 municípios (42% das cidades brasileiras) são atendidos exclusivamente por postos de revenda de bandeiras de distribuidoras regionais ou postos “de bandeira branca” (não vinculados a uma marca específica de distribuidora).

Assim, mais de 60% dos postos revendedores de combustíveis líquidos no Brasil são potenciais clientes das distribuidoras regionais, conforme mostra a figura a seguir.

A contribuição dessas empresas vai além do abastecimento de combustíveis. De acordo com a Relação Anual de Informações Sociais (Rais) de 2024 do Ministério do Trabalho e Emprego, as distribuidoras de menor porte e os postos revendedores de bandeiras regionais e de bandeira branca respondem por cerca de 80 mil empregos formais, impulsionando significativamente o desenvolvimento econômico e social nas localidades em que atuam.

Vale lembrar que os combustíveis possibilitam o funcionamento de equipamentos fundamentais à vida humana, além da movimentação de bens e a realização de serviços em todos os setores da economia.

Apesar das margens estreitas, da elevada carga tributária é da regulação rigorosa, as distribuidoras regionais asseguram a oferta de diversos produtos, como o diesel, a gasolina e o etanol, com qualidade, segurança e conformidade até os mais distantes rincões do país.

Elas operam aonde outros agentes não chegam. Atuam com agilidade, flexibilidade operacional e soluções customizadas, promovendo capilaridade no abastecimento nacional de derivados de petróleo. 

Dessa forma, as distribuidoras regionais de combustíveis líquidos constituem um elo vital da segurança energética nacional, sendo a ligação entre a produção e o consumo e atuando como um importante vetor de equilíbrio federativo, promoção da concorrência e equidade energética.

São esses agentes que garantem o direito do consumidor ao abastecimento e o direito dos municípios à continuidade da vida cotidiana. 

Entender o importante papel desempenhado pelas distribuidoras regionais que atuam de acordo com as regras de mercado é, acima de tudo, compreender o funcionamento do Brasil real. 

---

José Mauro Coelho e Guilherme Mercês são sócios da consultoria especializada em estratégia e regulação para o setor de energia Aurum Tank.

Preços livres e regulação asseguram abastecimento, eficiência e proteção ao consumidor, escrevem José Mauro Coelho e Guilherme Mercês

A cadeia de abastecimento de combustíveis no Brasil é extensa, regulada e estratégica. Ela começa na produção (refino e importação) e vai até a revenda ao consumidor final, envolvendo mais de 100 mil agentes, entre produtores, operadores logísticos, distribuidores e postos revendedores. 

No caso do gás liquefeito de petróleo — GLP (o gás de cozinha), gasolina e diesel, o país combina produção interna e importações, o que torna o setor sensível à volatilidade dos preços internacionais e à variação cambial.

O país produz cerca de 130 milhões de m3/ano de derivados e importa mais 34 milhões de m3 para atender à demanda interna dos refinados (GLP, gasolina, diesel e outros produtos).

Após o refino e a importação, os derivados são entregues às distribuidoras, que fazem o seu envasamento (no caso do GLP), adicionam biocombustíveis (etanol anidro na gasolina e biodiesel no diesel), garantem a qualidade, a segurança e movimentam as cargas para mais de 8,5 milhões de km2 de território.

A operação exige logística multimodal: dutoviária, ferroviária, rodoviária e aquaviária, incluindo o transporte por barcaças na Região Amazônica. 

Mesmo sem refinarias no interior do Brasil, as distribuidoras mantêm capilaridade nacional, operando 475 bases logísticas e firmando milhares de contratos com revendedores. Cabe ressaltar que durante a pandemia de covid-19, essa estrutura assegurou o abastecimento contínuo em todas as regiões do país.

Mais de 100 mil agentes no mercado brasileiro de combustíveis

As distribuidoras são o elo entre a produção e o consumo.

São responsáveis por misturar, especificar e entregar o combustível aos postos revendedores em todo território nacional, além de assegurar qualidade, segurança, rastreabilidade e conformidade regulatória e fiscal perante a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e Receita Federal. 

Trata-se de uma operação de alta complexidade, que exige investimentos constantes em tecnologia, controle e infraestrutura. No Brasil, o transporte de combustíveis ainda é feito majoritariamente por rodovias, o que encarece a operação. 

Todos estes custos operacionais compõe a chamada “margem bruta” da distribuição, que não representa o lucro líquido, mas sim o valor adicionado por serviços essenciais, como armazenagem, seguros, logística, tributos e controle regulatório, entre outros.

Tomando como exemplo o diesel comercializado no Brasil, para cada R$ 100 pagos pelo consumidor, cerca de R$ 46 são da etapa de produção, R$ 13 do biodiesel, R$ 24 são tributos (federais e estaduais) e os R$ 17 restantes referem-se às margens brutas de distribuição e revenda. Intervenções indevidas nesse sistema geram desequilíbrios importantes. 

Importante notar que desde 2002, com o advento da Lei do Petróleo (9.478/1997), os preços no Brasil são livres e definidos pelos agentes econômicos em todas as etapas da comercialização de combustíveis: produção, distribuição e revenda.

Isso significa que não há qualquer tipo de tabelamento, nem fixação de valores máximos e mínimos, ou qualquer exigência de autorização oficial prévia para reajustes.

A prática de preços de mercado também coaduna com a Lei da Liberdade Econômica (nº 13.874/2019), cabendo à ANP fiscalizar e, se necessário, acionar o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) para coibir abusos.

Mas é a concorrência, e não a intervenção, que assegura preços justos, inovação e eficiência.

Assim, as distribuidoras não são vilãs, são pilares da segurança energética. Defender a liberdade de preços com regulação firme é defender o interesse público, o consumidor e o abastecimento de combustíveis no país.

Este artigo expressa exclusivamente a posição dos autores e não necessariamente da instituição para a qual trabalham ou estão vinculados.

Por: Fernanda Nunes – Brasil Energia Online

O Brasil vai passar, no período de 2037 a 2053, por uma nova onda de descomissionamento de FPSOs. A nova etapa vai ter como foco as unidades instaladas, atualmente, no pré-sal da Bacia de Santos. A projeção é de um negócio de R$ 191 bilhões, segundo a consultoria especializada no setor de energia Aurum Tank, em evento promovido pela FGV, nesta quarta-feira, 18.

A atividade de descomissionamento deve movimentar US$ 85 bilhões, no mundo todo, até 2029, de acordo com o estudo. Com US$ 16 bilhões de investimentos previstos até 2029, o Brasil aparece como o terceiro colocado num ranking de países com mais potencial de desenvolver a atividade.

A primeira onda de investimentos locais, sobretudo de desmobilização de unidades produtoras da Bacia de Campos, já está acontecendo. São embarcações das décadas de 1980 e 1990, a maior parte delas localizada em campos maduros em fase de revitalização, que, por isso, estão recebendo unidades mais avançadas do ponto de vista tecnológico.

A soma dos gastos na Bacia de Campos até 2028 é de R$ 44 bilhões. Na Bacia de Sergipe, a segunda a receber mais desembolso, vai ficar com R$ 9 bilhões.

Ao todo, o investimento projetado para a primeira onda de descomissionamento é de R$ 125 bilhões, deste ano até 2036. Apenas no período de 2024 a 2028, vão ser gastos R$ 62 bilhões. De 2029 a 2032, serão mais R$ 24 bilhões. E de 2033 a 2036, mais R$ 39 bilhões. A Petrobras está à frente desse investimento.

De acordo com o estudo, a estatal vai desembolsar R$ 37 bilhões até 2027 para descomissionar plataformas. Em seguida aparecem a Perenco, com R$ 5 bilhões, a Equinor, com R$ 3,4 bilhões, a Trident, com R$ 3,4 bilhões, a 3R Petroleum (rebatizada como Brava Energia, após fusão com a Enauta), com R$ 2,2 bilhões, e a PRIO, com R$ 1,7 bilhão.

A Petrobras já realizou leilões para se desfazer de dois ativos – a P-32 e a P-33. Nas duas concorrências, a Gerdau foi a vencedora, em parceria com o estaleiro Ecovix. A P-32 está no estaleiro Rio Grande (RS), já em fase final de desmantelamento, enquanto a P-33 passa por um processo de pré-descomissionamento no Porto do Açu, no Norte Fluminense.

O mercado esperava que ao menos dois novos leilões acontecessem neste ano, mas, por enquanto, não há sinalização nesse sentido.

“O descomissionamento possui uma ampla cadeia integrada de serviços especializados, o que pode alavancar novas oportunidades de negócios para a indústria nacional”, afirmou José Mauro, sócio fundador da Aurum Tank.

Apesar dos valores bilionários, o desmantelamento das estruturas no Brasil ainda esbarra em desafios ambientais e tributários

A desmontagem de plataformas marítimas (offshore) e terrestres (onshore) de petróleo e gás, conhecida como descomissionamento, deve gerar um fluxo de investimentos no país da ordem de R$ 306 bilhões nos próximos 30 anos, conforme estudo da Aurum Tank. A desativação das unidades envolve remoção de instalações, destinação adequada de materiais, resíduos e rejeitos, recuperação ambiental da
área e preservação de condições de segurança de navegação local para que se retorne às condições ambientais anteriores à produção. Apesar dos valores bilionários, o desmantelamento das estruturas esbarra em desafios ambientais e tributários.

O descomissionamento é obrigatório, previsto nos contratos de concessão firmados com as petroleiras, uma vez que termina a vida útil dos campos de produção. A medida pode envolver a reutilização ou reciclagem dos materiais em outras indústrias, como sucata.

A plataforma da Petrobras P-32 será a primeira a ser desmontada no Brasil. A Shell realizou descomissionamento de uma unidade que operava na Bacia de Campos, o FPSO Fluminense, mas o ativo foi enviado para desmontagem no exterior. “Creio que essa é uma avenida que o Brasil, como indústria, deveria investigar. Há oportunidade para que estaleiros se capacitem, desenvolvam tecnologia e se
preparem para essa oportunidade que está vindo, em vez de deixar esse navio sair do país”, disse o presidente da Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa.

A Petrobras iniciou o plano de desmontar 23 plataformas nos próximos cinco anos.
As duas primeiras unidades foram arrematadas pela Gerdau em licitação: a P-32 e a P-33. A Ocyan venceu outro certame, da retirada dos dutos, tubulações e equipamentos submarinos, por R$ 900 milhões. A P-32 está no Estaleiro Rio Grande, da Ecovix, no Rio Grande do Sul, e a P-33 está no Porto do Açu, no Rio, para serviços prévios, antes de seguir para desmontagem, também no estaleiro Rio Grande.

Para a Petrobras, o descomissionamento está em processo de aprimoramento para incorporar lições aprendidas e melhores práticas da indústria. “Muitos aprendizados, tanto para a Petrobras, quanto para o mercado nacional, estão sendo extraídos desse processo”, avalia, em nota.

Segundo levantamento da Aurum Tank, o total de investimento considera 240 plataformas instaladas no país, incluindo as que ainda serão construídas e entrarão em operação nos próximos anos. O movimento deve ser em duas fases: a primeira, principalmente, com unidades das bacias de Campos e Sergipe-Alagoas e a segunda com plataformas do pré-sal de Santos.

A primeira onda envolverá investimentos de R$ 115,1 bilhões até 2036, e a segunda, de R$ 191 bilhões, segundo a consultoria de José Mauro Coelho, ex-presidente da Petrobras e ex-secretário de petróleo e gás do Ministério de Minas e Energia (MME), e de Guilherme Mercês, ex-economista-chefe da Confederação Nacional do Comércio, Serviços e Turismo (CNC) e da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan).

Entre 2037 e 2040, projeta-se o maior volume de investimentos, com R$ 69,7 bilhões voltados para desmontar 23 unidades, sendo 17 na Bacia de Campos e o restante na de Santos. O valor pode aumentar, considerando os investimentos em novas fronteiras petrolíferas, como a Bacia de Pelotas e a Margem Equatorial.

O licenciamento de empresas que fazem o desmantelamento das embarcações é de competência dos órgãos estaduais de meio ambiente, segundo o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama).

As petroleiras fazem provisões e apresentam garantias à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para assegurar recursos para a desmontagem das instalações. É o chamado custo do abandono (“abex”), que se alinha às despesas de investimento (“capex”) e de operação (“opex”). “O negócio de um operador é produzir petróleo, mas não fazer o abandono do campo. Mas é obrigação fazer ou contratar alguém que faça o abandono”, disse Coelho.

Há alguns desafios para que esse mercado se consolide no país. Um deles é tributário, pois as plataformas, em geral, são enquadradas no regime tributário especial denominado Repetro, que permite incentivos à exportação das que foram produzidas no Brasil. O regime admite importação temporária de plataformas e equipamentos, com suspensão dos tributos aduaneiros. No caso do descomissionamento, ainda não está claro se a atividade está enquadrada.

Jeniffer Pires, sócia do Kincaid Mendes Vianna Advogados, diz que falta um regime aduaneiro que preveja regras de desmantelamento de plataformas. “A norma brasileira não atende à atividade de reciclagem de embarcações. O ideal é que a indústria não perca a oportunidade de fazer descomissionamento no Brasil.”

A especialista na área de petróleo afirma que a falta de legislação adequada pode levar as companhias do setor a deixarem de trazer um incremento ao Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro, caso a atividade não seja regulamentada. “Tanto os órgãos ambientais quanto a Receita Federal não estão abertos para essa oportunidade de modernizar um setor importante como a indústria naval. O Brasil tem a chance de se tornar um polo, como alguns países asiáticos são. Se nada for feito, as empresas devem escolher fazer o desmantelamento de plataforma em outros países.”

A primeira plataforma a ser desmontada no Brasil, a P-32, enfrenta um impasse por conta dos resíduos de água oleosa encontrados na desmontagem. Segundo a Petrobras, a plataforma pertence agora à Gerdau, com quem está tratando sobre as providências. “Quando a unidade chegou no estaleiro para iniciar as atividades de desmonte, constatou-se um desalinhamento entre a expectativa da Gerdau e a real condição de limpeza da plataforma”, disse a estatal.

Procurada, a Gerdau diz que tem tomado providências, respeitando limites legais, ambientais e de saúde dos colaboradores. A empresa reforçou o ganho ambiental do uso da sucata metálica como matéria-prima na produção de aço.

O Terminal de Regaseificação de Suape, um empreendimento estratégico para o desenvolvimento energético do Nordeste, deu um importante passo rumo a sua implantação com a assinatura do termo de compromisso com a Transportadora Associada de Gás – TAG. O acordo estabelece a realização dos estudos necessários para a conexão do terminal ao sistema de transporte de gás natural.

O projeto, localizado no Complexo Industrial Portuário de Suape, representa um investimento significativo em infraestrutura. A implantação do terminal envolve o afretamento de uma Floating ShipRegaseification Unit (FSRU), navio indústria, que viabilizará mais uma entrada de Gás Natural Liquefeito no país a partir do Estado de Pernambuco, unidade da federação que não possui potencial de produção onshore ou offshore de gás.

Além dos benefícios diretos à segurança energética do Estado de Pernambuco, o Terminal terá um impacto econômico positivo sobre a economia pernambucana, com a criação de empregos durante sua fase de construção e de postos permanentes quando em operação. Este desenvolvimento contribui para diversificar a oferta de gás na região, estimulando competitividade à indústria local.

O diretor-presidente da OnCorp, João Mattos, destacou a importância do presente marco: “A assinatura do TC com a TAG tem uma simbologia única de ser o primeiro Terminal privado a nascer já com uma conexão com a rede de transporte”, afirmou.

CRONOGRAMA DO PROJETO

A assinatura do termo de compromisso com a TAG marca uma etapa crucial no cronograma do projeto, reforçando o compromisso do empreendimento com a integração à rede nacional de transporte de gás natural.

“Para se alcançar o mercado maduro e com liquidez preconizado na Nova Lei do Gás, as fontes de suprimento de gás devem estar conectadas ao sistema de transporte permitindo que essa molécula esteja disponível para todo o mercado brasileiro. A realização dos estudos de conexão do terminal é a primeira etapa para essa conexão”, ressaltou a Diretora de Desenvolvimento de Novos Negócios da TAG, Luisa Franca.

A TAG já possui cerca de 300 km de gasodutos em operação no Estado de Pernambuco, atendendo ao fornecimento do gás natural à companhia distribuidora local e indústrias em geral.

De acordo com a Oncorp, a segunda fase da recuperação completa do Cais de Múltiplo Uso (CMU) do Porto de Suape será iniciada em Setembro mediante o investimento de R$ 60 milhões de reais, havendo a completa substituição de placas nos banzos inferior e superior. O desembolso total no terminal está estimado em R$ 2 bilhões, contemplando parcelas de Capex e Opex, com a participação da Shell como cliente âncora.

O Secretário de Desenvolvimento Econômico do Estado de PE, Guilherme Cavalcanti comemorou a assinatura de termo de compromisso com a TAG. “A consolidação da infraestrutura de gás em Pernambuco é passo fundamental na nossa estratégia de transição energética e competitividade do estado. O TC entre a OnCorp e TAG é um marco a ser celebrado e uma vitória de todos os pernambucanos”, finalizou Guilherme Cavalcanti.

País precisa de estratégia tendo gás natural como importante fonte de transição e royalties do petróleo como funding

O advento recente de uma nova e disruptiva tecnologia, a inteligência artificial, que demanda recursos escassos como água para resfriar equipamentos e a mineração de matérias-primas para a indústria de chips, vem ampliando ainda mais o clamor por medidas que ampliem de vez o uso da chamada energia limpa. Em outras palavras, pela transição energética.

Este cenário é positivo para o Brasil. O país é uma superpotência energética: 9º maior produtor de petróleo, 4º maior mercado consumidor de combustíveis automotivos, 2º principal produtor de biocombustíveis e 6º maior gerador de energia elétrica. Para completar, tem uma participação dos renováveis, dentro da matriz energética, muito superior à média mundial.

Ao mesmo tempo, o país precisa ampliar o consumo de energia para atender às ainda gigantescas necessidades socioeconômicas. Hoje este consumo é de 17 MWh per capita, abaixo de economias menores, como México (19 MWh per capita) e Portugal (26 MWh).

A questão está em como chegar a este crescimento na demanda por energia de forma acessível, segura e limpa, em um contexto de restrição de emissões de gases de efeito estufa, tanto no Brasil, quanto no resto do mundo.

A verdade é que o Brasil já se apresenta como um grande hub de energia limpa no planeta. Estamos muito à frente do mundo, e o custo para a transição energética provavelmente será menor por aqui. Quase 50% da oferta interna de energia do país provém de fontes renováveis. Para se ter uma ideia, a nível global esse percentual é de apenas 14%.

Somos o segundo no mundo em geração hidrelétrica, temos uma posição invejável em bioenergia – primeiros produtores de etanol de cana de açúcar, terceiro de biodiesel e com elevado potencial para produção de biogás e biometano – e somos o sétimo do ranking em geração de energia eólica.

No caso de biocombustíveis, por exemplo, o Brasil é o segundo maior produtor mundial de etanol, atrás apenas dos Estados Unidos, mas sendo o maior quando se considera apenas a cana de açúcar como fonte. Ano passado produziu cerca de 33 bilhões de litros, volume que poderá alcançar 47 bilhões de litros já em 2032. Temos a posição de terceiro maior produtor mundial de biodiesel (9 bilhões de litros por ano), atrás de Estados Unidos e Indonésia. São mais de 60 plantas em operação, que usam principalmente óleo de soja como matéria-prima.

Ainda há perspectivas da entrada de novos biocombustíveis na matriz energética brasileira por conta de um programa aprovado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em 20 de abril de 2021, o “Combustível  do Futuro”. O projeto já foi debatido e aprovado por ampla maioria na Câmara dos Deputados e atualmente encontra-se no Senado para votação. Entre as principais iniciativas contempladas estão o estabelecimento do Programa Nacional do Diesel Verde (PNDV) e o Programa Nacional  de Combustível Sustentável de Aviação (ProBioQAV).

Os combustíveis sustentáveis de aviação (ou Sustainable Aviation Fuel – SAF) são uma das grandes oportunidades do Brasil quando se fala em transição energética. Hoje está em andamento um programa da Organização da Aviação Civil Internacional, o CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation), para a redução e compensação de emissões de CO₂ provenientes de voos internacionais. O acordo foi assinado por 127 países, entre eles o Brasil, e o SAF é visto como a principal alternativa para reduzir as emissões do setor de aviação. O Brasil reúne todas as condições de ser um dos líderes mundiais na produção e exportação de combustíveis sustentáveis de aviação.

De imensa relevância também é o potencial do país na produção de gás natural,  o energético da transição, considerado a última fronteira entre os combustíveis fósseis e os renováveis. Cabe ressaltar que o Brasil importa gás natural, principalmente da Bolívia (pelo GASBOL) e através dos Terminais de Regaseificação de GNL existentes no país. Foram quase 9 bilhões de m³ de gás natural importados em 2022. Esta dependência, entre outros fatores, ocorre por conta da expressiva reinjeção de gás natural, que passou de 19% da produção bruta em 2010 para 58% este ano – graças à fatores econômicos e à restrita infraestrutura de escoamento para o nosso gás.

Há uma forte demanda de gás natural no Brasil por conta, principalmente, da geração de energia termelétrica, mas na prática o consumo total de gás natural no país nos relega à modesta posição de apenas o 29º mercado mundial deste energético.

Mas há grandes oportunidades para o gás natural, que podemos considerar em quatro grandes iniciativas: maior monetização das reservas do pré sal, com a redução dos índices de reinjeção; utilização na indústria em substituição ao diesel e ao óleo combustível; flexibilidade e menor pegada de  carbono no setor elétrico brasileiro; e interiorização do  fornecimento de gás natural pelo modal rodoviário, seja através do gás natural comprimido (GNC) ou gás natural liquefeito (GNL).

Quanto à infraestrutura de escoamento de gás natural, teremos ainda em 2024 a conclusão da Rota 3, com capacidade de 18 milhões de m³/dia, ligando os Campos do Pré-Sal ao município de Itaboraí (RJ), bem como a possibilidade de novos gasodutos, como são os casos da Rota 4B, com destino a Itaguaí; a Rota 5B, com destino a Macaé (RJ) e a Rota 6B para São João da Barra (RJ).

Com isto aumentaríamos a oferta deste importante energético para a transição energética, a última fronteira entre os combustíveis fósseis e os renováveis. Mas, ainda necessitaríamos de funding para financiar esta transição – e aí entra o petróleo.

A produção nacional vai aumentar 60% até 2032, chegando a 5,3 milhões de barris/dia. Com isto o Brasil irá de nono para quarto maior produtor mundial, superando o Canadá e ficando abaixo apenas de Estados Unidos, Arábia Saudita e Rússia.

Considerando apenas o estado do Rio de Janeiro e seus municípios, a receita com royalties e participações especiais aumentaria 50% até 2030, chegando a respeitáveis R$ 66 bilhões ao ano, partindo da premissa de um preço por barril (Brent) a US$ 80.

O Brasil não pode desprezar suas reservas de petróleo. Países como Estados Unidos e Noruega viabilizaram o aumento do consumo de energia per capita, e o impulso do desenvolvimento socioeconômico, com a produção e o uso de hidrocarbonetos. Já temos uma matriz energética três vezes mais renovável que a média do resto do mundo.

Portanto, o mais importante é o debate sobre o uso dos recursos provenientes do petróleo. Sobre como os royalties e participações especiais podem ser o funding para políticas públicas que preparem estados e municípios produtores para um futuro em que o petróleo não estará mais entre as principais fontes de recurso.

Em resumo, o Brasil é uma superpotência energética, rico em recursos naturais, com uma matriz energética, elétrica e de transportes entre as mais renováveis do mundo, permitindo uma ampla gama de alternativas para sua estratégia de transição energética.

O país pode ser protagonista global em biocombustíveis, indústria essa que desempenha um importante papel na trajetória de descarbonização. Contamos ainda com uma indústria de petróleo e gás natural competitiva e com produção crescente, que exigirá grandes investimentos nas próximas décadas. O cenário mundial representa uma importante oportunidade, mas são necessárias iniciativas para garantir uma transição tanto energética quanto econômica.

Por Denise Luna

União, estados e municípios podem deixar de arrecadar bilhões de reais em Participações Especiais (PE) se o Imposto Seletivo (IS) para o setor de petróleo e gás natural for aprovado no Congresso Nacional, avaliam os sócios da recém criada Aurum Tank, consultoria que uniu, há cerca de dois meses, a experiência no setor do ex-presidente da Petrobras José Mauro Coelho, e de finanças do ex-secretário estadual de Fazenda do Rio de Janeiro Guilherme Mercês.

Estudo inédito da consultoria mostra que, ao contrário dos royalties, que incidem sobre o volume de produção, a Participação Especial é calculada pela receita líquida, que será abatida pelo Imposto Seletivo. O tamanho da perda ainda será definida na regulamentação da Reforma Tributária, a ser debatida na Comissão de Constituição e Justiça do Senado, tendo como relator o senador Eduardo Braga (MDB-AM). Para Coelho e Mercês, ainda há risco da taxação do IS voltar a ser de 1%, e não os 0,25% como obtido após passagem pela Câmara dos Deputados. Na dúvida, o estudo simulou as duas possibilidades.

“Acho que um ponto que passou batido no radar é que esse Imposto Seletivo reduz a receita líquida do setor. Porque a diferença entre a receita bruta e a receita líquida é basicamente a carga de impostos, então, quando ele reduz a receita líquida através do imposto seletivo, ele diminui o repasse de Participações Especiais”, explicou Mercês.

De acordo com Mercês e Coelho, o IS, ao contrário dos outros impostos criados pela Reforma Tributária (IBS e CBS), “é um contrassenso em relação ao propósito inicial da reforma tributária, pois se trata de cobrança na produção, e não no consumo, gerando cumulatividade e maiores impactos nocivos sobre a economia”, destacam.

Nas contas dos consultores, em dez anos, a partir de 2027, quando entra em vigência o novo imposto, e considerando a evolução da produção de petróleo e gás estimada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) no período – aumento de 5,51% ao ano -, as perdas chegariam a R$ 8,7 bilhões para União, estados e municípios, se o IS for de 1%. Se o relator mantiver a alíquota de 0,25% definida na Câmara dos Deputados, a perda cai para R$ 2,1 bilhões. O Rio de Janeiro seria o maior perdedor entre os estados, deixando de arrecadar R$ 2,9 bilhões, se o imposto ficar em 1%, ou R$ 727 milhões, se cair para 0,25%.

No ano passado, as petroleiras pagaram à União, estados e municípios R$ 41,2 bilhões em Participações Especiais, cobrada apenas de campos com grande produção. Somente Tupi, maior campo produtor do País, no pré-sal da bacia de Santos, pagou R$ 32,3 bilhões desse total. Considerando o ano de 2023, o impacto da instituição adicional do IS de 1% sobre o faturamento das operadoras desses campos levaria a uma perda de R$ 626 milhões em Participações Especiais recolhidas. Caso aplicada a alíquota do imposto em 0,25%, esse impacto seria de R$ 157 milhões.

“Ou seja, este imposto seletivo tem também um impacto significativo na receita de Participações Especiais que recebem tanto os estados quanto os municípios produtores, no Rio de Janeiro e em todo o Brasil”, destacou Coelho.

Fazendo uma simulação como se o IS tivesse entrado em vigor no ano passado, Maricá, atualmente o município que mais arrecada royalties e Participações Especiais no País, teria uma queda de R$ 23,4 milhões na arrecadação, no caso do IS de 1%, e de R$ 5,8 milhões com o IS de 0,25%, mostra o levantamento da consultoria. Pela mesma simulação, a União teria arrecadado R$ 313,2 milhões a menos no ano passado com Participações Especiais (com IS a 1%) ou R$ 78,3 milhões (com IS a 0,25%).

“Deve-se ainda considerar os potenciais efeitos da instituição do IS sobre outros parâmetros, como por exemplo o percentual de óleo e gás ofertado à União nos contratos de Partilha. A incidência do IS poderá apresentar impacto sobre o custo em óleo dos projetos, reduzindo, portanto, os excedentes em óleo, e assim diminuindo os volumes de óleo e gás disponibilizados para a União. Tal redução de volume teria impactos não só monetários, mas também no sentido de inibir sua utilização como estratégia de desenvolvimento para o Brasil”, conclui o estudo.

Contato: denise.luna@estadao.com

Broadcast+