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. 

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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

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Se não fizer novas descobertas, Brasil deve atingir pico de produção de petróleo
em 2029, com declínio na década seguinte.

Por Raphaela Ribas

A produção de petróleo no Brasil vem crescendo e em 2029 deve atingir seu pico, com um volume médio 5,4 milhões de barris por dia, consolidando o país na lista dos dez maiores produtores e exportadores do mundo – hoje ele é o 9.º em ambos os rankings. Mas, caso não haja novas descobertas, na próxima década o Brasil pode voltar a ser um importador líquido de óleo bruto.

Hoje o país importa petróleo, mas não por insuficiência de produção local, e sim para compor o “mix” de óleos processados nas refinarias. Ao mesmo tempo, vende parte do que produz para outros países. De janeiro a maio, o Brasil exportou US$ 25,9 bilhões em óleo e importou US$ 10,5 bilhões, segundo a base de dados do Ministério do Desenvolvimento.

O cenário que se desenha para a próxima década é de voltar a importar por escassez de petróleo nacional. Seria o fim da chamada autossuficiência.

As projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indicam que em 2030 a produção nacional deve cair para 5,3 milhões barris por dia. No ano seguinte, seriam 5,2 milhões e, em 2032, 4,9 milhões barris diários. As estimativas fazem parte do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2032, da EPE.

Hoje o Brasil produz em média 3,2 milhões de barris por dia, conforme dados de abril da da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). As reservas provadas – isto é, comercialmente viáveis – somam 15,89 bilhões de barris, dos quais 12,56 bilhões estão no pré-sal, segundo dados mais recentes, de 2023.

Segundo José Mauro Coelho, ex-presidente da Petrobras e presidente da Aurum Energia, indicadores do setor apontam que, se o Brasil continuar com as atuais reservas e a mesma produção, tem petróleo para mais uns 15 anos.

“O desafio é incorporar novas reservas e ir aumentando [a produção]. Se não desenvolver esse potencial, o Brasil, que é autossuficiente, pode a partir de 2030 voltar a importar”, diz Coelho, fazendo referência às potenciais novas províncias petrolíferas do país: a Margem Equatorial, no litoral norte, e a Bacia de Pelotas, na costa sul.

Margem Equatorial foi leiloada há mais de uma década e ainda aguarda licença ambiental

A Bacia de Pelotas foi leiloada no 4.º ciclo da oferta permanente de concessão da ANP, realizado em dezembro. É uma das apostas para dar fôlego ao petróleo brasileiro. A maior expectativa, porém, é a Margem Equatorial, com potencial estimado de ao menos 10 bilhões de barris de petróleo recuperáveis. É pouco menos que o existente hoje no pré-sal.

Enquanto Pelotas é uma aquisição recente, os blocos para exploração da Margem aguardam licenciamento ambiental há anos. Eles foram licitados há mais de uma década. A preocupação do setor é o tempo. Projetos petrolíferos demandam investimentos vultosos e demoram para ser executados, dada a complexidade das operações, especialmente quando em alto-mar.

Por isso, governo e Petrobras correm para tentar conseguir do Ibama a licença para pesquisas na Margem Equatorial. Para além da resistência do órgão ambiental em liberar a exploração na área, surgiu agora um complicador: seus servidores aprovaram greve em pelo menos dez estados, o que ameaça atrasar ainda mais os licenciamentos.

Em entrevista ao Blog Desenvolvimento no ano passado, antes de assumir o cargo de presidente da Petrobras, Magda Chambriard já havia demonstrado a preocupação com o pico do pré-sal:

“[O campo de] Tupi já está em declínio há pelo menos dois ou três anos. Ao final do desenvolvimento [do campo] de Búzios, creio que esse pico já será ameaçado. E qual será a alternativa da Petrobras e do Brasil sem um novo play?”, questionou, emendando: “Seria extremamente decepcionante chegar ao pico do pré-sal sem alternativa de compensação”.

Em sua primeira entrevista como presidente da estatal, Chambriard reforçou que o esforço exploratório da empresa tem que ser mantido e acelerado: “Temos que tomar muito cuidado com a reposição das reservas, a menos que a gente queira aceitar o fato de que podemos voltar a ser importadores, o que para mim está fora de cogitação”.

A estimativa é que, se incorporar as reservas de Pelotas e da Margem Equatorial, a produção de petróleo possa dobrar a sobrevida à produção nacional em mais de 30 anos. O que, na avaliação de Coelho, da Aurum, daria tempo para fazer a transição energética para outras fontes, que já se provou ser lenta.

O argumento dele e de outros especialistas do setor de óleo e gás é que a transição não é tão rápida quanto se gostaria ou imaginava. Ou seja, ainda vai levar algumas décadas para que outras matrizes consigam absorver a demanda que hoje é suprida pelo petróleo, seja na produção de energia ou como matériaprima para produtos. Logo, defendem, se não houver expansão na exploração, a importação será o caminho.

O problema da importação, argumentam, é que o óleo custará mais caro. Há ainda um efeito dominó pelo fato de o petróleo ser insumo para várias indústrias. Na prática, comprá-lo de outros países pode encarecer desde o combustível e energia a produtos fabricados a partir dele, como plástico e derivados.

Ou, ainda, diz uma fonte, se refletir na falta de investimentos em outras áreas, como saúde e educação. Além de uma queda na produção significar menos royalties e impostos, o governo se sentiria tentado a intervir nos preços, como aconteceu em décadas passadas. Nos anos 1980, o país criou a “conta-petróleo”, um mecanismo no qual o governo compensava a Petrobras pela diferença de preço do petróleo importado.

A Gazeta do Povo entrou em contato com a Petrobras e perguntou se desde a posse de Magda Chambriard houve avanço nas conversas a respeito da Margem Equatorial e como ficará a produção de petróleo no Brasil na próxima década. A companhia respondeu, em nota, que “reforça a importância da reposição de reservas e, com isso, a necessidade de exploração de novas fronteiras. Sempre tendo como valor o respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente”.

Em um artigo para o site Brasil Energia, em 2023, Magda escreveu que é preciso “estar mais preparado para enfrentar o desafio do licenciamento [ambiental] tempestivo, sob pena de condenar o Brasil à estagnação”.

“Não é crível que após 10 anos da oferta pública da Margem Equatorial e décadas de operação na Bacia de Campos, ainda haja impasses técnicos em processos de licenciamento. Ou se faz isso agora, ou esse impacto continuará colocando em risco todos os projetos de infraestrutura carentes de licenciamento federal e elevando significativamente o Custo Brasil”, apontou.

Por que o Ibama não autoriza a busca por petróleo na Margem Equatorial do Brasil

Pelotas é uma descoberta recente. Já os 142 blocos em 11 bacias na Margem Equatorial foram arrematados em 2013, na 11.ª Rodada de Licitações. O certame atraiu 71 empresas, das quais 30 adquiriram blocos, sendo 18 estrangeiras. Elas pagaram um total de R$ 2,48 bilhões de bônus de assinaturas para investimento nas seguintes bacias: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, ParáMaranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano.

A dificuldade para conseguir licença ambiental, no entanto, levou a uma debandada das empresas vencedoras. Várias desistiram dos blocos. A Petrobras continua a tentar a liberação para explorar petróleo na região, em especial na bacia da Foz do Amazonas.

A área é a mais cobiçada e sensível. É lá que se espera encontrar o maior volume de petróleo. Mas, como o nome sugere, é a mais próxima do rio e da Amazônia, onde se concentra uma riqueza de espécies raras na fauna e flora, bem como populações indígenas e ribeirinhas.

Com isso, a Margem Equatorial levou a um cabo de guerra no governo Lula, com Petrobras e ministros da área econômica de um lado e, de outro, o Ibama e a ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, que não têm pressa nem interesse em permitir a perfuração da região.

Integrantes da pasta já disseram publicamente que a questão só deve ser resolvida após a COP 30, conferência do clima que será realizada no fim de 2025 em Belém do Pará – não muito distante da Foz do Amazonas.

Enquanto isso, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, fazendo pressão pelo licenciamento ambiental, chegou a afirmar que a Guiana estaria “chupando de canudinho” as riquezas do Brasil. A economia guianense é uma das que mais crescem no mundo, graças à produção de petróleo em sua costa, que tem características geológicas semelhantes às da Margem Equatorial brasileira.

Macaé – Nesta segunda-feira (13), a discussão sobre a criação de um novo polo de capacitação para profissionais do segmento offshore e o fortalecimento da indústria de óleo, gás e energia marcou um encontro estratégico entre representantes do governo e a PRIO, empresa atuante nas oportunidades geradas pela revitalização dos campos maduros.

O prefeito Welberth Rezende ressaltou o protagonismo de Macaé no cenário petrolífero nacional e a importância do diálogo contínuo com a indústria do petróleo para alinhar estratégias que impulsionem o desenvolvimento econômico e a geração de empregos na região.

“O nosso relacionamento com a indústria do petróleo nos permite acertar, cada vez mais, em projetos e discussões que ajudam a aproveitar as novas oportunidades do mercado. A qualificação profissional e a geração de empregos é a nossa prioridade”, afirmou o prefeito.

Durante a reunião, o diretor jurídico e de assuntos regulatórios da PRIO, Emiliano Gomes, apresentou a proposta de estabelecer em Macaé um polo do programa “Reação Offshore”, que oferece capacitação gratuita para profissionais do setor de energia, financiada por meio de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I).

“A nossa proposta é trazer para Macaé um polo do nosso Instituto Reação, em parceria com o município e outras instituições empresariais, com a possibilidade de instalação de laboratórios técnicos no futuro”, explicou Emiliano.

O fortalecimento da região foi destacado pelo Secretário de Desenvolvimento Econômico, Rodrigo Vianna, que ressaltou a importância das empresas do setor para qualificar a mão de obra local e aproveitar as oportunidades de emprego geradas pela cadeia offshore.

Além disso, a reunião abordou a mobilização liderada por Macaé para analisar e discutir as novas tributações para operações offshore previstas na proposta de reforma tributária em discussão no Congresso Nacional, com o intuito de alertar sobre os riscos existentes na criação de novas taxações.