Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1) inicia hoje, 4 de março de 2026, o julgamento de um recurso apresentado pela Refit, empresa responsável pela Refinaria de Manguinhos, situada na Zona Norte do Rio de Janeiro. Esta refinaria está sob interdição pela Agência Nacional de Petróleo (ANP) há cinco meses e representa a maior dívida contumaz do Brasil, somando mais de R$ 26 bilhões, conforme dados da Receita Federal.

A situação gerou um ambiente de intensa pressão e intrigas nos bastidores, especialmente em relação à atuação dos desembargadores, que estão sob vigilância do Conselho Nacional de Justiça (CNJ). A medida foi tomada pelo corregedor nacional de Justiça, o ministro Mauro Campbell, diante de alertas sobre a necessidade de monitorar a condução do caso. O empresário Ricardo Magro, proprietário da Refit, atualmente reside na Flórida, nos Estados Unidos, e sua empresa enfrenta sérias acusações, incluindo indícios de refino irregular e fraude tributária.

O recurso da Refit foi ampliado após a contratação de um advogado jovem, Kevin de Carvalho Marques, filho de um ministro do Supremo Tribunal Federal (STF), o que levanta questionamentos sobre possíveis influências no processo. Informações revelam que pessoas próximas a Magro estão tentando transmitir a impressão de que ele possui “recursos infinitos” para prolongar a disputa judicial até obter uma decisão favorável.

Os advogados da ANP argumentam que a Refit, ao tentar anular a interdição, mudou o foco do processo, o que é considerado uma manobra jurídica inadequada. O caso chegou à Justiça Federal após decisões favoráveis da Justiça do Rio, mas o novo contexto de fiscalização levantou novas questões sobre a segurança da refinaria.

Além disso, a decisão de monitorar o processo pelo CNJ trouxe à tona uma série de intrigas, com a ANP e a Refit se posicionando de maneira oposta em relação ao papel do Judiciário. A controvérsia gerada pela medida de Campbell reflete um cenário de descontentamento e incertezas entre as partes envolvidas.

O futuro da Refinaria de Manguinhos não é apenas uma questão empresarial, mas também envolve aspectos políticos, uma vez que o presidente Lula mencionou em evento recente ter discutido a prisão de Magro com o ex-presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, embora não tenha nomeado diretamente o empresário.

Desta forma, o julgamento que ocorre hoje é mais do que uma simples análise legal; é um reflexo das complexas interações entre poder econômico, político e judiciário no Brasil. A situação da Refit expõe a fragilidade do sistema regulatório e a necessidade de maior transparência nas relações entre empresas e órgãos governamentais.

Em resumo, o caso deve servir como um alerta para as autoridades, que precisam agir com rigor e imparcialidade para garantir a integridade do processo. A influência de poderosos na justiça pode comprometer a confiança pública nas instituições e na aplicação das leis.

Assim, é fundamental que o CNJ mantenha uma supervisão eficaz para evitar que interesses privados se sobreponham ao bem público. A sociedade brasileira merece um sistema judiciário que funcione de maneira justa e equitativa, sem pressões externas que possam distorcer a verdade dos fatos.

Finalmente, a situação da Refit e de seu proprietário deve ser acompanhada de perto, não apenas pela gravidade das acusações, mas também pelas implicações que uma decisão favorável poderia ter sobre a confiança nas instituições. O futuro do setor petrolífero e a saúde econômica do país estão em jogo.

Fonte: Carta Branca

*As notícias de outros veículos de comunicação postados aqui não refletem necessariamente o posicionamento do Sicompar.

Ilustração sobre impacto no preço do petróleo no conflito EUA x Irã  • NeoFeed

A possibilidade de o Brent permanecer ao redor de US$ 80 por quatro a seis semanas, em meio à escalada envolvendo EUA, Israel e Irã e ao risco — ainda que intermitente — no Estreito de Ormuz, reabre um clássico dilema para economias exportadoras de petróleo: o choque é favorável na conta externa, mas potencialmente inflacionário no mercado doméstico. Para o Brasil, o efeito não é linear — é simultaneamente fiscal, cambial e político.

Se a Petrobras repassar integralmente a alta internacional para gasolina e diesel, preserva margens e reduz distorções de preço, mas transfere pressão direta ao IPCA. Combustíveis têm peso relevante no índice e efeito indireto via fretes e alimentos. Caso opte por repasses parciais ou defasados, protege o consumidor no curto prazo e reduz a atratividade econômica das importações, ampliando sua participação relativa no mercado doméstico. O custo potencial é a compressão das margens de refino caso o Brent permaneça elevado por período prolongado.

Na gasolina, há um amortecedor importante: o etanol. A gasolina C incorpora etanol anidro na mistura obrigatória, e o consumidor pode migrar para o etanol hidratado quando a relação de preços se mantém competitiva. A recente pressão baixista sobre o açúcar no mercado internacional tende a favorecer maior direcionamento de cana para biocombustível, ampliando a oferta doméstica. Esse vetor ajuda a limitar a magnitude de eventuais reajustes na bomba, especialmente se o câmbio permanecer relativamente estável.

O diesel apresenta dinâmica distinta. Com menor elasticidade de substituição e papel central na logística, seu repasse se espalha com mais rapidez pela cadeia produtiva. É o canal mais sensível para expectativas inflacionárias e, consequentemente, para a curva de juros. Caso o Brent a US$ 80 venha acompanhado de um dólar mais forte frente ao real, o impacto pode ultrapassar o efeito pontual e contaminar a precificação de ativos domésticos, inclusive a parte curta da curva DI.

Para a Petrobras, com o grosso do EBITDA concentrado em Exploração & Produção e lifting cost do pré-sal estruturalmente competitivo, um Brent a US$ 80 amplia a geração de caixa em dólar e reduz pressão sobre a alavancagem. No Plano 2026–2030, a companhia trabalha com um Brent de equilíbrio significativamente inferior a esse patamar para neutralidade da dívida líquida, o que sugere folga financeira relevante no cenário atual. Para o mercado acionário, isso reforça a tese de fluxo robusto de dividendos ordinários — ainda que um choque de poucas semanas dificilmente altere decisões estruturais de capital.

Para o país, o quadro é duplo. Petróleo mais caro melhora termos de troca, reforça a balança comercial e amplia a base de royalties e participações especiais para a União, estados e municípios produtores. Ao mesmo tempo, combustíveis mais caros funcionam como um imposto difuso sobre renda disponível e margens empresariais. O resultado líquido dependerá menos do nível absoluto do Brent e mais da combinação entre duração do choque, estratégia de repasse e comportamento do câmbio.

As próximas semanas

O mercado observará três vetores. Primeiro, o risco logístico no Golfo Pérsico: interrupção efetiva de fluxo e prêmios de seguro são o que transformam US$ 80 em patamar estruturalmente mais alto. Segundo, o câmbio — variável que pode amplificar ou amortecer o choque externo. Terceiro, a postura da Petrobras: alinhamento à paridade internacional, defasagem temporária ou gestão mais ativa das margens. Se o episódio permanecer circunscrito e o real não se depreciar de forma relevante, os reajustes tendem a ser moderados e parcialmente amortecidos pelo etanol. SIe o conflito ganhar intensidade e o dólar se fortalecer, a pressão sobre o diesel e a inflação pode ganhar força, testando novamente o equilíbrio entre política energética, credibilidade macroeconômica e sensibilidade social.

Fonte: CNN Brasil

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Representantes das distribuidoras associadas à BRASILCOM de todo o país compareceram em peso à primeira reunião presencial de 2026. O encontro foi realizado nesta quarta-feira (25 de fevereiro) no Hotel Ibis Congonhas, em São Paulo. Após a tradicional abertura de boas-vindas, com a participação do presidente do Conselho, Maurício Rejaile, o presidente da BRASILCOM, Abel Leitão, fez uma apresentação sobre os principais temas que afetam o setor e as ações mais recentes que a BRASILCOM tem adotado em favor de suas associadas para tornar o mercado de combustíveis mais justo e competitivo.
Entre os destaques: reforço do valor das distribuidoras regionais; mercado irregular de combustíveis; manifesto conjunto em defesa da autonomia técnica e decisória da ANP; regulação do PL do devedor contumaz; defesa da monofasia do ICMS do etanol hidratado; combate à criação da ONSC; importação de biodiesel; atividades em Brasília; relatório do TCU sobre o programa RenovaBio. Na área de comunicação, o destaque ficou por conta do expressivo crescimento da BRASILCOM nas redes sociais e futura reformulação nos sites da Associação e da Federação, que serão unificados.
Os diretores Jurídicos Carlos Germano, Thomas Albuquerque e Cláudio Araújo falaram, respectivamente, sobre RenovaBio e ANP; Negociação das CCTs e cursos sobre temas trabalhistas para as Associadas; Evolução da Legislação em São Paulo. O diretor de Relações Institucionais, Sergio Massillon, traçou um panorama sobre o piso mínimo de frete, projeções de mercado e Plano de Negócios da Petrobras e potenciais impactos na distribuição nos próximos quatro anos.
O encontro teve ainda as participações de Leonardo Barbosa Campos Gouveia, gerente geral de Comércio de Produtos Claros, e Carlos Catelli, coordenador da Gerência de Comercialização Regional Sul e Sudeste, ambos da Petrobras. Segundo os executivos, a estatal terá como foco, no período de 2026 e 2030, óleo e gás; reposição de reservas; oferta de produtos com menos carbono; mais investimentos; além de querer liderar a transição energética justa.
Renato Rostás e Vinicius Damazio, da Platts, apresentaram a oferta de preços de combustíveis da agência, além de anunciar novos lançamentos, projetos futuros e os fundamentos de mercado. E fechando a assembleia das Associadas, o analista Carlos Eduardo Costa, da consultoria Arko Advice fez uma apresentação sobre o cenário político atual.

Fonte: Brasilcom

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Seminário: Mapa do Caminho – Biocombustíveis a rota mais curta. Dep. Arnaldo Jardim (CIDADANIA/SP) e Embaixador e Presidente da COP30 – COP30, André Corrêa do Lago. Foto: Renato Araújo/Câmara dos Deputados

Formada no início de fevereiro, a Coalizão pelos Biocombustíveis divulgou nesta quarta (25/2) uma proposta de contribuição para o mapa do caminho brasileiro para a transição dos combustíveis fósseis.
 
Entre as ambições está a “consolidação da bioenergia como eixo central da política energética e industrial brasileira”.
 
A proposta também fala em redução gradual da dependência de importações de combustíveis fósseis e estabelecimento de hubs regionais integrados de biocombustíveis.
 
O grupo é formado por associações dos setores de biodiesel, etanol, biometano e hidrogênio, e frentes parlamentares da Agropecuária (FPA), do Biodiesel (FPBio), do Etanol (FPEtanol) e da Economia Verde.
 
O documento (.pdf) foi lançado nesta tarde durante um seminário na Comissão Especial de Transição Energética da Câmara dos Deputados, presidida pelo deputado Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), que também está na liderança da coalizão e foi relator da lei do Combustível do Futuro. 
 
A minuta ficará em consulta pública até 3 de março no site da comissão. 
 
Embora seja focada no contexto nacional, a proposta será entregue, no dia 9 de março, ao embaixador André Corrêa do Lago, presidente da COP30, como contribuições do setor para a proposta brasileira.
 
Vale dizer: Corrêa do Lago está trabalhando em um roteiro internacional, enquanto o governo brasileiro desenha o seu mapa nacional.
 
Segundo o presidente da FPBio, deputado Alceu Moreira (MDB/RS), a intenção é que esse documento seja apresentado às embaixadas para angariar apoio também à iniciativa da COP30 para quadruplicar a oferta de combustíveis sustentáveis até 2030.

Os obstáculos

O Brasil, que já tem uma indústria consolidada de etanol e biodiesel, está enxergando na agenda global de transição energética uma oportunidade para se posicionar como um fornecedor de soluções, aproveitando seu potencial agroenergético.

Internamente, a indústria tem conseguido avançar com leis que garantem mercado e incentivos para alavancar a produção, a exemplo da lei do Combustível do Futuro, que expande mandatos para etanol e biodiesel e cria novos para biometano, diesel verde e combustíveis sustentáveis de aviação (SAF, em inglês).

A expectativa é que essas políticas ajudem a deslocar o consumo de 1 milhão de barris de derivados de petróleo por dia (bpd), mas ainda assim insuficiente para reduzir a demanda fóssil, observa o diretor da ANP Pietro Mendes.

Citando estudo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Mendes lembrou que ainda não se enxerga o pico da demanda de petróleo no Brasil e esse deve ser o foco da transição.

“Precisamos acelerar a utilização de biocombustíveis porque o cenário hoje é sair de 2,33 milhões de barris de derivados de petróleo por dia para, no melhor cenário, 3 milhões de bpd de derivados em 2050. Ou seja, todo esse esforço ainda não será suficiente para diminuir a demanda”, comentou durante o seminário na Câmara.

Mas assim como no cenário internacional há uma série de obstáculos a superar, internamente é preciso vencer também algumas batalhas.

A judicialização do RenovaBio é um exemplo. A indefinição em torno dos aumentos da mistura de biodiesel é outro.

O setor aguardava o avanço do mandato de adição de biocombustível no diesel para 16% (B16) no início de março de 2026, mas ainda não há qualquer sinalização neste sentido.

“O setor está pronto para o B16. O Brasil também. A decisão precisa ser tomada com celeridade. É um passo natural dentro do que já foi estabelecido pela Lei do Combustível do Futuro. Implementar o B16 significa reforçar a produção nacional, assegurar previsibilidade aos investimentos e acelerar a descarbonização no país”, defende o CEO da Binatural, André Lavor.

Curtas

Redata no limbo. Após passar por votação na Câmara dos Deputados na madrugada desta quarta-feira (25/2), o PL do Redata (278/2026) chegou ao Senado, mas a votação prevista para ocorrer ainda hoje foi adiada. A MP que o texto substitui vence hoje.

• A agência eixos apurou que a relatoria deve ficar com Eduardo Gomes (PL/TO), que também relatou o projeto de regulamentação da inteligência artificial (PL 2338/2023), mas o gabinete do governo não confirmou a indicação.

Agenda para 2026. A Frente Parlamentar de Recursos Naturais e Energia realizou a primeira reunião do ano nesta quarta (25/2), para discutir a agenda prioritária (.pdf) de 2026. 

• Presidida pelo senador Veneziano Vital do Rêgo (MDB/PB), a frente definiu 18 projetos prioritários para análise, divididos em cinco eixos. Entre as propostas apoiadas pela frente estão o PL 4372/2025 (conteúdo local), PL 6083/2016 (individualização da produção no pré-sal) e PL 1482/2019 (tipificação do crime de furto de combustíveis).

gas week outlook. A CEO da Energisa Gás, Débora Oliver, defende o biometano como parte da solução para resíduos agroindustriais, um tema que pode ganhar peso com a abertura comercial entre Mercosul e União Europeia. Ela participou da gas week outlook 2026, em São Paulo, na terça-feira (24/2).

• Também no evento, a diretora Comercial da Origem Energia, Flávia Barros, avaliou que o desenho final das regras do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) não é “uma solução perfeita”, mas tem o mérito de destravar o certame.

CEOs pessimistas. Quase um quarto dos CEOs dos setores de energia e serviços de utilidade pública brasileiros projetam desaceleração econômica para os próximos 12 meses, apontou pesquisa da PwC. O pessimismo para o Brasil é maior do que a média global. Na pesquisa internacional, 13% dos CEOs responderam que esperam desaceleração econômica este ano.

Fonte: Eixos

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O parecer do Tribunal de Contas da União (TCU) sobre o RenovaBio reconhece a importância do programa para a descarbonização, mas aponta fragilidades no mercado de CBIOs que afetam custos, concorrência e credibilidade ambiental.
Hoje o desenho regulatório combina: alta volatilidade e “escassez prática” de liquidez; assimetrias de acesso e poder de barganha entre agentes; integrações verticais com risco concorrencial; baixa rastreabilidade e mensuração incompleta dos resultados ambientais.
Para o Congresso e para o consumidor, isso significa: maior custo de conformidade (com potencial repasse a preços), insegurança jurídica por mudanças pouco previsíveis e possível redução da competição no mercado de combustíveis.
O TCU destaca: ausência de critérios objetivos para intervenções estatais; falhas típicas de mercado compulsório; estoques concentrados de CBIOs; insuficiência do indicador de intensidade de carbono da matriz energética como única métrica; falta de indicadores e metas claras para emissões de gás de efeito estufa (GEE) em ciclo de vida; e necessidade de monitorar desmatamento direto e indireto, sobretudo em cadeias de soja e milho, além de melhorar a qualidade de dados e certificação (RenovaCalc, NEEA).
Recomenda ao MME definir indicadores, métricas e metas ambientais, critérios de intervenção e regras de metas/prazos considerando assimetrias; adotar mecanismos para reduzir volatilidade e articular com CADE, Bacen e CVM. À ANP, recomenda ampliar biomassa elegível, aumentar uso de dados primários agrícolas e estimular melhoria das notas de eficiência com instrumentos de bonificação/penalização e recertificações.
A agenda proposta fortalece previsibilidade, segurança jurídica, integridade de mercado e isonomia entre agentes, consolidando o RenovaBio como política climática robusta.
A íntegra do documento pode ser consultada no link:
https://portal.tcu.gov.br/imprensa/noticias/tribunal-audita-mercado-de-creditos-de-descarbonizacao-dentro-da-politica-renovabio

Fonte: Brasilcom

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O petróleo fechou em leve queda nesta segunda-feira (23/2), corrigindo ganhos recentes e em sessão marcada por volatilidade.

Investidores ponderaram o avanço de negociações entre Estados Unidos e Irã, contrapondo as crescentes ameaças militares no Oriente Médio, além de novos ataques contra refinaria da Rússia.

O Brent para maio caiu 0,27% (US$ 0,19), a US$ 71,11 o barril, negociado na Intercontinental Exchange de Londres (ICE).

Negociado na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para abril fechou em queda de 0,26% (US$ 0,17), a US$ 66,31 o barril.

O petróleo chegou a subir cerca de 1% no período da manhã, com o Brent retomando temporariamente a marca de US$ 72 o barril, mas logo devolveu a marca.

Analistas da High Frequency Economics (HFE) notam que a diplomacia entre Washington e Teerã “está avançando” e que um ataque dos EUA agora parece “improvável”, o que, na visão deles, seria um bom resultado para a economia global.

Por outro lado, se houver um ataque e o Irã bloquear o Estreito de Ormuz em retaliação, os preços do petróleo podem disparar a US$ 100 o barril.

“Isso teria um impacto único sobre os preços de energia, mas não seria inflacionário”, prevê a HFE.

Novas conversas entre os EUA e o Irã estão marcadas para quinta-feira (26/2), em Genebra.

Segundo reportagem do Wall Street Journal, o Pentágono alertou ao presidente norte-americano, Donald Trump, sobre os riscos envolvidos em uma campanha militar extensa contra Teerã, incluindo mortes de americanos e aliados, defesas aéreas esgotadas e outros custos militares.

No Leste Europeu, drones ucranianos atingiram uma estação de bombeamento de petróleo russa nesta segunda-feira, em uma das redes de fornecimento de energia para Hungria e Eslováquia.

No Parlamento Europeu, a Hungria impediu um novo pacote de sanções contra a Rússia e financiamento de 90 bilhões de euros para a Ucrânia, alegando que manterá o bloqueio até que as entregas de petróleo russo ao país sejam retomadas.

Em relatório, o Goldman Sachs ampliou projeção dos preços dos petróleos Brent e WTI a US$ 60 e a US$ 56 o barril, respectivamente, citando expectativa de menores estoques da Organização para Cooperação e Desenvolvimento (OCDE) e aumento mais lento da oferta em comparação à demanda da commodity.

Por Laís Adriana, com informações da Dow Jones Newswires

FONTE: Eixos

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Representada por seu Diretor Jurídico, Cláudio Araújo, a BRASILCOM esteve presente, na última terça-feira (10 fev), na cerimônia de posse da nova diretoria do Sindicato dos Varejistas de Derivados de Petróleo de Campinas e Região (Recap). Encabeçada pelo presidente Emílio Martins, que foi reeleito, a diretoria comandará o Sindicato no quadriênio 2026-2030.

Fonte: Brasilcom

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Imagem criada por IA

O setor energético brasileiro se consolidou em um novo patamar de relevância global ao encerrar 2025 com recordes históricos de produção de petróleo. Mais do que nunca, o Brasil está estrategicamente posicionado na vitrine dos grandes players mundiais.

Segundo dados consolidados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Brasil fechou o último ano com uma média de produção de petróleo de 3,7 milhões de barris por dia (bpd). Tal patamar deixa o país entre os dez maiores produtores do planeta, oscilando entre a oitava e nona posições – a depender do resultado de outros países ainda não anunciados.

O desempenho de 2025 já sinaliza o que esperar da produção nacional para os próximos anos. Projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e de consultorias internacionais, como a Rystad Energy, indicam que o país irá atingir seu pico produtivo no início da década de 2030, superando a marca de 5 milhões de bpd.

Ranking de Produção de Petróleo em 2024*

 

Caso esse volume se confirme, o Brasil ascenderá ao posto de um dos cinco maiores produtores de petróleo do mundo, sustentado quase integralmente pela robustez e competitividade técnica das reservas do pré-sal.

“Vamos atingir nosso pico de produção em 2031 ou 2032. Cinco milhões de barris colocaria o Brasil entre os cinco maiores produtores do mundo, se a gente considerar as projeções de hoje, isso muito empurrado pelo pré-sal”, afirma Heloísa Borges, diretora de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE.

Líder em petróleo na América Latina

A liderança brasileira na América Latina será ainda mais acentuada em 2026. A Rystad Energy apontou, em um recente relatório, que o país será o principal motor do crescimento da oferta de óleo fora da Opep+, com uma produção prevista superior a 4,2 milhões de bpd já no próximo ano.

Esse avanço é impulsionado pela entrada em operação de novas Unidades Flutuantes de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSOs). Recentemente, o sistema produtivo ganhou o reforço de três plataformas da Petrobras nos campos de Búzios e Mero, além do início das atividades da norueguesa Equinor no campo de Bacalhau, na Bacia de Santos.

A escala e a resiliência desses projetos garantem que o Brasil, ao lado de Guiana e Argentina, dite o futuro energético da região, mantendo-se imune às oscilações de curto prazo e à possível reinserção da Venezuela no mercado internacional, cuja infraestrutura deteriorada exigiria investimentos vultosos e tempo para recuperação.

“Uma reestruturação da indústria petrolífera venezuelana será cara e demorada, com os três grandes da região – Argentina, Guiana e Brasil – permanecendo amplamente indiferentes ao retorno estimado, a curto prazo, do petróleo venezuelano”, disse Radhika Bansal, vice-presidente de Oil & Gas Research, Rystad Energy, no relatório.

A estratégia de expansão, contudo, enfrenta o desafio do tempo e da geologia. O ciclo entre a descoberta de um reservatório e o “primeiro óleo” pode levar até dez anos, exigindo uma gestão precisa da pressão dos campos e da logística de equipamentos. 

De acordo com a EPE, para evitar o declínio natural da curva produtiva após 2035, o Brasil precisa avançar hoje na exploração de novas fronteiras, como a Margem Equatorial. Embora o potencial da bacia da Foz do Amazonas ainda dependa de licenciamentos e avaliações de comercialidade, estudos indicam volumes recuperáveis que podem somar quase 10 bilhões de barris de óleo equivalente. 

“A Foz do Amazonas está em uma categoria que chamamos de recurso não descoberto, ou seja, o recurso que ainda está em fase de exploração. Mas fizemos um estudo de volumetria com uma previsão da produção de 100 mil a 150 mil barris por dia”, disse Heloísa.

Ainda que a produção na margem equatorial leve tempo para alcançar um ritmo de produção elevado, sua descoberta é considerada estratégica para garantir a segurança energética do Brasil. Segundo Heloísa, o recurso que será demandado daqui a 15 anos precisa ser descoberto hoje.

A aposta nessas frentes é vista como vital não apenas para a segurança energética nacional, mas também para a manutenção do fluxo de investimentos estrangeiros. Atualmente, o Brasil é considerado o principal destino global de unidades offshore e o mercado prioritário para gigantes como Shell e Equinor fora de suas sedes.

Além da segurança no abastecimento, a ascensão ao Top 5 global traz dividendos geopolíticos e fiscais. O petróleo tornou-se o item central da pauta de exportações brasileira, fortalecendo a balança comercial e reduzindo a vulnerabilidade a choques externos, como os vistos em conflitos históricos no Oriente Médio. 

O governo brasileiro argumenta que a renda gerada pelo setor é essencial para financiar a própria transição energética do país. A visão oficial é de que o crescimento da produção de fósseis não é incompatível com as metas climáticas; ao contrário, os recursos do petróleo devem subsidiar o desenvolvimento de tecnologias de baixo carbono e a expansão de biocombustíveis. 

Segundo Heloísa, no horizonte de longo prazo, o Brasil projeta um modelo de refino mais modular e integrado, focado em diesel e querosene de aviação, enquanto aposta na liderança dos renováveis para garantir que a matriz energética nacional permaneça como uma das mais limpas do mundo, mesmo com o país operando como uma potência petrolífera global.

Fonte: IstoÉ Dinheiro

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José Mauro Coelho e Guilherme Mercês são sócios da consultoria Aurum Tank (Fotod Divulgação)

O mercado brasileiro de distribuição de combustíveis vive um período de crescente complexidade regulatória. O fortalecimento de exigências legais, operacionais e de controle tem sido justificado pelo legítimo objetivo de combater fraudes, sonegação e práticas anticompetitivas.

No entanto, quando analisadas em conjunto, essas medidas vêm produzindo efeitos colaterais relevantes, sobretudo sobre as distribuidoras regionais, com impactos negativos sobre a concorrência, a eficiência do setor e, em última instância, o consumidor.

Nos últimos anos, o arcabouço legal e regulatório do setor tornou-se mais denso, fragmentado e sujeito a interpretações restritivas, além de mudanças frequentes em níveis federal e estadual. Esse ambiente eleva significativamente os custos de conformidade.

Estados como São Paulo adotam regras cada vez mais detalhadas, enquanto outros enfrentam entraves administrativos, como a lentidão em registros e autorizações, dificultando a entrada de novos agentes.

Para distribuidoras regionais, que operam com estruturas mais enxutas, esse cenário representa uma desvantagem competitiva estrutural frente aos grandes grupos, estimulando a concentração de mercado.

A assimetria se aprofunda com exigências operacionais que reduzem ganhos de escala e eficiência logística.

Obrigações como a manutenção de tanques próprios em bases compartilhadas, a vedação à operação de mais de uma filial na mesma base e o aumento do capital mínimo exigido para determinadas atividades ilustram esse movimento.

Tais medidas, além de não atacarem diretamente os focos de fraude, acabam afastando empresas regulares de menor porte, sem impedir práticas ilícitas de agentes que já dispõem de amplo acesso a capital.

O resultado é a redução da diversidade de operadores e o enfraquecimento da concorrência.

O contexto macroeconômico agrava esse quadro. Com juros elevados, o custo do capital pesa de forma desproporcional sobre pequenas e médias empresas, que enfrentam maior dificuldade de acesso a crédito e menor capacidade de absorver choques financeiros.

Grandes distribuidoras, por outro lado, contam com estruturas financeiras mais robustas, o que amplia ainda mais a distância competitiva entre os agentes.

Esses custos adicionais não permanecem restritos ao setor regulado. Eles se propagam ao longo da cadeia e chegam ao consumidor final.

Menor concorrência tende a resultar em preços mais altos, menor diversidade de fornecedores regionais e maior risco de desabastecimento, especialmente em municípios pequenos e médios, onde a presença de distribuidoras locais é fundamental para a segurança do suprimento.

Assim, medidas concebidas para proteger o consumidor podem, paradoxalmente, acabar onerando o custo de vida da população.

Parte dessa dinâmica decorre da resposta institucional a operações de fiscalização que revelaram irregularidades relevantes no setor.

Em vez de ações mais direcionadas e baseadas em inteligência, a reação tem sido a ampliação generalizada de controles, aplicados indistintamente a todos os agentes, inclusive aos que já atuam em conformidade.

O problema central não é a falta de instrumentos: o país dispõe de sistemas robustos de rastreabilidade e fiscalização, como o Simp e o sistema Do Poço ao Posto da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), além de bases fiscais e aduaneiras capazes de fornecer informações detalhadas.

A dificuldade está na sobreposição de exigências, plataformas e competências, que gera insegurança jurídica e ineficiência regulatória.

Esse movimento também se reflete no Congresso Nacional, com a tramitação de projetos de lei que propõem novas estruturas de controle paralelas às já existentes.

O PL 1923/2024 (criação do Operador Nacional do Sistema de Combustíveis), é um exemplo emblemático, ao prever a criação de novos sistemas e instâncias de governança para o setor.

Iniciativas dessa natureza implicam elevados custos de implementação e operação, riscos concorrenciais associados ao acesso a informações sensíveis e duplicação de atribuições já conferidas à agência reguladora.

Além disso, avançam sem a devida análise de impacto regulatório, o que dificulta a avaliação de seus efeitos econômicos e concorrenciais.

A experiência recente durante a abertura do mercado de gás natural no Brasil demonstra que a criação de operadores ou estruturas paralelas nem sempre é a melhor solução.

Nessa ocasião, que culminou com a publicação da Nova Lei do Gás (lei 14.134/2021), optou-se por fortalecer instituições existentes e aprimorar a coordenação interinstitucional, evitando a multiplicação de custos e sobreposições.

No caso dos combustíveis, caminho semelhante parece mais eficiente.

O fortalecimento institucional da ANP surge como alternativa mais racional.

A agência reúne competência técnica, conhecimento histórico do setor e instrumentos já disponíveis para aprimorar a fiscalização por meio de integração de bases de dados, análise de risco e atuação coordenada com órgãos fiscais e de controle.

Esse modelo permite avançar no combate a ilícitos sem criar novas estruturas, obrigações redundantes ou custos sistêmicos desnecessários.

Integrar sistemas existentes, priorizar inteligência regulatória e responsabilizar de forma proporcional os agentes que efetivamente cometem irregularidades são caminhos mais eficientes para proteger o consumidor, preservar a concorrência e estimular investimentos.

Regular bem significa equilibrar controle e eficiência. Quando a norma empilha custos e incertezas, quem paga a conta é, inevitavelmente, o cidadão brasileiro.

José Mauro Coelho e Guilherme Mercês são sócios da consultoria Aurum Tank. A empresa presta consultoria regulatória para distribuidoras regionais.

Fonte: Eixos

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