Uncategorized

O Ministério de Minas e Energia (MME) e o Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA) informaram nesta quarta-feira, 11, que foi assinada a manifestação conjunta para inclusão de 18 novos blocos no pré-sal na Oferta Permanente de Partilha (OPP). A inclusão de áreas profundas e ultraprofundas nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo vai viabilizar o maior leilão da história da modalidade, segundo o governo federal. A decisão autoriza a inclusão de 18 novos blocos, que se somam aos oito já previstos em edital, viabilizando uma rodada inédita com 26 blocos. A estimativa é de até R$ 3,2 bilhões em bônus de assinatura, R$ 1,6 trilhão em arrecadação governamental ao longo do ciclo dos contratos e cerca de R$ 1,4 trilhão em investimentos. Em nota, o MME destaca que a decisão com repercussão imediata “amplia significativamente o número de áreas disponíveis para exploração com impacto esperado direto sobre a economia, com geração de receitas públicas, atração de investimentos de longo prazo e fortalecimento da cadeia produtiva de óleo e gás”. Em uma postagem em rede social, o secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do MME, Renato Dutra, definiu a decisão como “um dia histórico para o setor energético nacional”. A Oferta Permanente é, no momento, o principal modelo de licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Há duas modalidades: a Oferta Permanente de Concessão (OPC) e Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP). Em ambos, os ciclos têm início quando uma ou mais empresas inscritas para participar do processo manifestam interesse nos blocos em oferta. Autor/Veículo: O Estado de São Paulo

O Sindicato dos Postos de Combustíveis de Campinas e Região – RECAP realizou, ontem (11), em sua sede, o Fórum Técnico de Esclarecimento: Governo de São Paulo na Vanguarda do Combate às Fraudes do Mercado de Combustíveis, um evento em formato de seminário que abordará as principais mudanças regulatórias, avanços tecnológicos e impactos operacionais decorrentes das Portarias nº 159/2022 e nº 264/2021, estabelecidas pelo Inmetro (Novo Regulamento Técnico Metrológico – RTM, para Bombas de Combustível).O novo RTM traz como eixo central a tecnologia antifraude, com obrigatoriedade de substituição dos equipamentos e cronograma de adequação progressiva a partir de 2029, impactando diretamente a operação dos postos revendedores em todo o país.Temas em destaque– Novo Regulamento Técnico Metrológico (RTM) para bombas de combustível– Portarias Inmetro nº 159/2022 e nº 264/2021– Tecnologia antifraude: conceitos, funcionamento e requisitos técnicos– Obrigatoriedade de substituição dos equipamentos– Cronograma oficial de adequação– Impactos práticos para revendedores e operadoresO seminário será conduzido pelo Superintendente do IPEM/SP, Marcos Heleno Guerson Oliveira Junior, pelo Superintendente de Fiscalização do Abastecimento da ANP, Julio Cesar Candia Nishida, e a participação do diretor do Instituto Combustível Legal – ICL-, Carlo Rodrigo Faccio.Este será um momento estratégico para atualização regulatória, esclarecimento técnico e preparação para as exigências que impactarão o setor nos próximos anos.Teremos também exposição dos novos equipamentos antifraudes com as empresas fabricantes. Autor/Veículo: Assessoria de Imprensa do Recap

Os analistas dos setores de energia e combustíveis aguardam para os próximos dias o anúncio de alguma proposta de reestruturação da dívida da Raízen, joint venture entre Cosan e Shell que é uma das maiores produtoras globais de açúcar e etanol, além de uma das principais distribuidoras de combustíveis do Brasil. A empresa enfrenta deterioração financeira, com aumento acelerado da dívida líquida, que já passa de R$ 50 bilhões —cinco vezes mais do que suporta uma operação do seu porte, segundo analistas. A avaliação geral entre especialistas que acompanham a empresa é que a companhia necessita de uma expressiva capitalização dos acionistas. Em relatório divulgado na segunda-feira (9), o banco suíço UBS afirmou que a companhia demanda uma injeção de capital entre R$ 20 bilhões e R$ 25 bilhões para reequilibrar a estrutura financeira. Porém, não há consenso de que os acionistas estão dispostos a fazer um aporte dessa monta. Uma combinação de dissabores levou a Raízen à atual encruzilhada. Perdas de safras na cana-de-açúcar, problemas na distribuição de combustíveis, que só recentemente têm melhorado, e a pressão dos juros altos, que ajudam a turbinar os passivos. Também pesaram os altos investimentos em etanol de segunda geração, que ainda não deram o retorno esperado. Além do endividamento, movimentos recentes da própria empresa contribuíram para a percepção de que uma decisão está prestes a ser anunciada. Na segunda-feira (9), a Raízen informou em fato relevante que havia escolhido a Rothschild & Co como assessora financeira e os escritórios Pinheiro Neto Advogados e Cleary Gottlieb Steen & Hamilton LLP como consultores legais para avaliar alternativas de reestruturação financeira, incluindo renegociação de dívidas e venda de ativos. A possibilidade de um desfecho iminente foi reforçada nesta quarta-feira (11) quando se tornou público que o BNDES avalia fazer um aporte junto com os controladores. A informação foi divulgada pelo colunista Lauro Jardim, do jornal O Globo. Segundo a Folha apurou, o governo está preocupado com a situação financeira da empresa, mas não existe consenso dentro do próprio banco público de que deva participar de uma operação, uma vez que a empresa é totalmente privada e conta com acionistas de grande porte. Segundo reportagem da Bloomberg, um grupo de credores já formou um comitê e contratou assessoria jurídica já prevendo a possibilidade de renegociação da dívida. A assessoria de imprensa da Raízen disse que a empresa está no período de silêncio que antecede a divulgação de resultados, marcada para esta quinta-feira (12), e também não comenta uma possível reestruturação. O BNDES informou à Folha que não comenta assuntos relativos a empresas de capital aberto. REVISÃO DA NOTA O fato é que os cenários para a Raízen pioram. Ainda na segunda, como reação ao anúncio da contratação dos assessores, as três principais agências de risco, S&P Global, Moody’s e Fitch, rebaixaram a sua nota. Na S&P, a revisão foi da nota BBB-, dada a empresas com capacidade adequada de cumprir pagamentos, para CCC+, na qual se enquadram operações de alto risco. A perspectiva também foi alterada para negativa, o que significa que a nota pode piorar ainda mais. A Moody’s fez uma revisão de Ba1, patamar onde ficam empresas que conseguem cumprir compromissos acessando o mercado, ainda que pagando juros maiores, para Caa1, faixa em que ficam negócios com dificuldade de cumprir os compromissos financeiros. A perspectiva também está negativa. Segundo a Moody’s, três fatores básicos (nível elevado da dívida, desempenho operacional ainda em recuperação e incerteza sobre o aporte dos acionistas) aumentaram os riscos de que uma reestruturação ocorra em condições adversas, ou tenha perfil similar a de um default —ou seja, leve a suspensão de pagamentos. A Fitch fez duas rodadas de rebaixamento na segunda-feira, uma pela manhã e outra depois do anúncio de contratação dos assessores para a reestruturação financeira. A avaliação da agência é que agora existe risco substancial de inadimplência. PIORA FINANCEIRA Entre o final de 2024 e o encerramento do segundo trimestre do ano-safra 2025/2026, o dado público mais recente, a chamada dívida líquida (total de dívidas menos o caixa disponível) foi de R$ 34,3 bilhões para R$ 53,4 bilhões —uma expansão de R$ 19 bilhões em seis meses. Houve também uma piora recorrente da alavancagem, indicador que mede o nível de endividamento em relação à capacidade de a empresa de gerar lucro, medido pelo Ebitda ajustado (sigla em inglês para lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização, excluindo variações eventuais). Quando menor a alavancagem, na faixa de 1 ou 2 vezes o Ebitda, melhor a situação. Quando fica acima de 5 vezes é sinal de risco financeiro. No caso da Raízen, no mesmo período de seis meses, a alavancagem foi de 3,2 vezes o Ebitda ajustado para 5,1 vezes. Autor/Veículo: Folha de S.Paulo

Parecer da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis) indica que as fortes correntes da costa do Amapá contribuíram para os vazamentos que levaram à suspensão da perfuração do polêmico poço da Petrobras na região. O incidente paralisou a perfuração do poço no início de janeiro. Para retomar a atividade, a estatal terá que cumprir algumas condicionantes de segurança impostas pela ANP. Procurada, a Petrobras afirmou que “atua em linha com as melhores práticas da indústria e dentro de rigorosos padrões de segurança operacional”. “Todos os equipamentos e sistemas utilizados nas operações são devidamente certificados e atendem integralmente aos requisitos de segurança”, disse, em nota. Os vazamentos de fluido de perfuração ocorreram em duas tubulações flexíveis conhecidas como “risers”, que ligam a plataforma ao fundo do mar. Foram detectados pela Petrobras em atividade preparatória ao início da fase quatro do poço. O parecer da ANP diz que a causa imediata do vazamento foi falha na vedação de juntas dessas duas linhas. “Durante a análise da anomalia foi identificado que quando o ‘riser’ é submetido a deslocamentos laterais elevados, forças de contato adicionais são geradas na região das vedações”, explica o texto. A sonda de perfuração da Petrobras fica cerca de 2.900 metros acima do fundo do mar, uma das maiores distâncias entre todos os poços petrolÍferos já perfurados no país. É, de longe, a maior entre os poços já perfurados naquela região. As fortes correntes na região eram apontadas por organizações ambientalistas e pelo próprio Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis) como um desafio adicional às operações. A Petrobras chegou a perfurar 95 poços na bacia, que teve seu pico de exploração na década de 1970. Destes, 31 foram abandonados por dificuldades operacionais. Na última tentativa, em 2011, por exemplo, a Petrobras suspendeu a perfuração devido a fortes correntezas. “O relatório considerou que os principais carregamentos laterais atuantes em um ‘riser’ de perfuração decorrem da corrente marítima e do deslocamento da sonda em relação ao poço”, continua o trabalho de auditoria da ANP. O relatório traz algumas recomendações, como trocas e reforços nas juntas dos “risers”, intensificação do monitoramento de linhas e vibrações e deslocamento da sonda de perfuração para aumentar a tensão dessas linhas. Traz também condicionantes para a retomada das operações, entre elas a substituição de todos os selos de juntas dos “risers”, treinamento para funcionários, redução do tempo de coleta de dados sobre a vibração dos equipamentos e evitar uso de 15 juntas reservas que estavam na sonda sem certificação. A Petrobras tem dito que o fluido de perfuração é biodegradável e não causa impactos ambientais. Diz também que não houve danos à integridade do poço. Autor/Veículo: Folha de São Paulo

O Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) lavrou um auto de infração contra a Petrobras no valor de R$ 2,5 milhões pelo vazamento de fluido durante a perfuração de poço na bacia Foz do Amazonas. O acidente ocorreu em janeiro. Segundo o Ibama, a autuação decorre da descarga de 18,44 m³ de fluido de perfuração de base não aquosa (mistura oleosa) no mar, oriunda do navio sonda 42 (NS-42). O fluido de perfuração é uma mistura de produtos utilizada durante o processo de perfuração de poços nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás. De acordo com o Ibama, o líquido descarregado acidentalmente no mar pela Petrobras contém componentes classificados na categoria de risco B, o que representa risco médio tanto para a saúde humana quanto para o ecossistema aquático. A partir do auto de infração, a Petrobras tem prazo de 20 dias para efetuar o pagamento da multa ou apresentar defesa administrativa. Após o acidente, a petroleira afirmou que o material é biodegradável e não causa impactos ambientais. Procurada pela agência Reuters para comentar a multa, a Petrobras não respondeu até a publicação. Nesta semana, a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) autorizou a Petrobras a retomar a perfuração do poço, que havia sido paralisada no início do ano devido ao vazamento, impondo algumas condicionantes. Inicialmente, a estatal previa concluir as atividades no poço em aproximadamente cinco meses. O vazamento do fluido gerou protestos de ativistas e organizações indígenas locais, que há anos alertam sobre o impacto potencial que a exploração de petróleo pode ter nos ecossistemas marinhos e costeiros da região. O presidente do Ibama disse à Reuters, mais cedo, que o órgão é muito rigoroso na concessão de licenciamento de exploração porque, embora acidentes aconteçam, os planos de gerenciamento são feitos para “reduzir ao máximo a possibilidade da ocorrência desse tipo de situação”. “É aquela coisa, você tem o extintor na parede, mas não quer que tenha um incêndio”, comparou ele, ao avaliar que a região da Foz do Amazonas é “mais sensível” porque, mesmo estando em alto mar, tem áreas de corais e manguezais na costa. O presidente do Ibama citou que a Petrobras é a autuada número 1 do órgão ambiental, “normalmente por causa de pequenos incidentes”. (Reuters) Autor/Veículo: Folha de São Paulo

Primeira mulher a subir em uma plataforma de petróleo no Brasil, a geóloga e diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, afirma que a estatal entra 2026 reforçando a ofensiva por novas reservas. Em entrevista exclusiva ao Estadão/Broadcast, a executiva comemora o resultado de 2025, quando a companhia “conseguiu elevar produção e reservas ao mesmo tempo, algo que não é comum na indústria”. Segundo ela, a estratégia que combinou revitalização de campos maduros com a busca de áreas inexploradas seguirá norteando os investimentos. “Vamos atrás de todo o óleo possível”, diz, citando desde as bacias remotas do Solimões e da Margem Equatorial até os tradicionais polos de Campos e Santos. O plano inclui ainda prospecção internacional na Colômbia, Namíbia e África do Sul. A meta é manter a estatal como líder absoluta no mercado brasileiro e blindada das oscilações do petróleo. “Nossas plataformas juntas faturam mais do que a maioria das empresas brasileiras”, ressalta. A seguir, os principais trechos da conversa: Acho que dificilmente se consegue ter o resultado que a gente teve de aumento de produção e ao mesmo tempo aumento de reserva. E sem nenhum grande evento. Fomos olhando cada reservatório. Fizemos um trabalho muito forte de estudo de reservatórios, um por um. Falamos: vamos cuidar melhor do que nós temos, vamos atrás de todo petróleo possível. E claro, Búzios também ajudou, não em reservas, mas na produção. Estamos trabalhando na redução dos custos de poço, engajando toda a operação para atuar com prontidão e dar o seu melhor na mudança de pequenos processos que gerem ganhos. Otimizamos contratos para reduzir custos com o fretamento de aviões no Amazonas, por exemplo. A otimização da chegada de barcos, que abastecem as plataformas com insumos, reduziu o tempo de permanência das embarcações. Economizamos R$ 5 milhões por mês em cada plataforma, sem perder absolutamente nada. Todo mundo está fazendo o seu melhor e, hoje, quando observamos quanto fatura uma plataforma da Petrobras por ano, provavelmente todas juntas faturam mais que a maioria das empresas do Brasil. Não, nem toda descoberta vai precisar de uma nova plataforma. Então, o que a gente quer usar? Os tiebacks (conexões) mais longos, para colocar em uma plataforma existente. Mas tem que fazer estudos para ver se tem pressão para isso. Então, a gente está fazendo esse tipo de estudo, principalmente para a bacia de Campos, porque eu tenho uma infraestrutura lá montada. A gente está revendo. Em Barracuda e Caratinga o bid (licitação) para plataformas deu vazio. Depois tivemos problema com Marlim Sul e Marlim Leste, porque o bid foi lá nas alturas. A proposta era maior do que para um campo do pré-sal. E estamos agora com Albacora. Vamos trazer a P-31 já este ano para ajudar a produzir em Albacora. Vai ser o símbolo de do retorno de uma plataforma que ia ser jogada no lixo. Vai voltar a produzir sem ter que esperar uma plataforma nova, e isso é ótimo. A gente vai antecipar a produção e isso vai ser este ano, já no primeiro semestre. E em breve vamos anunciar uma coisa muito boa para garantir que a manutenção de todas as nossas plataformas seja mais rápida, melhor, mais econômica e feita de forma mais eficiente. A Venezuela bancou o petróleo necessário para a Segunda Guerra Mundial e fala-se muito dos 270 milhões de barris. Só que não é reserva, é potencial. Eu posso olhar tudo, mas tem de estar dentro de todas as legalidades, e hoje a Venezuela está sob sanções. O parque de refino é obsoleto e há um passivo ambiental muito, muito grande. Hoje, ninguém olha a Venezuela por isso. É um projeto fantástico, moderno e praticamente sem emissões, mas estamos esperando a licença ambiental. Por isso, ele disputa recursos com outros projetos em avaliação dentro dos US$ 10 bilhões que reservamos (no Plano de Negócios 2026-2030). Está dentro do cronograma e buscamos negociar com os diferentes stakeholders. As comunidades estão aborrecidas com outras experiências em que todos os recursos dessa atividade foram para o governo central. Nós temos uma responsabilidade social e podemos cooperar com as comunidades de povos originários. A demora impacta mais a Colômbia, que, diferentemente do Brasil, tem quase todas as cidades dependentes do gás. Hoje eles estão importando shale gas (gás de xisto ou folhelho). Não estamos com muito foco na Argentina agora. Há muitas incertezas sobre a remessa de lucros das empresas. Vimos a ExxonMobil, a Shell e outras saindo de lá, e o grande negócio deles é o shale gas. Vista essa conjuntura, prefiro atacar áreas em que temos expertise. A Argentina seria um lugar para a Petrobras se fosse com um sócio que dominasse essa área, os quais também são poucos no mercado. A perfuração da África do Sul foi postergada por conta de licença, ia ser em setembro e agora já estou empurrando para o ano que vem. A maior parte da geração da África do Sul é carvão, e eles não gostam da produção de gás porque desloca o carvão. Na Namíbia, não estamos ainda nessa fase, tem que ter áreas primeiro. A gente ainda não atingiu o reservatório, mas falta pouco. Temos que estar otimista, porque tem tantas informações que a gente vai ter com esse poço (Morpho). Ele é posicionado logicamente, porque tem o potencial do óleo, tem o potencial da gente entender todo o sistema de lá. Mas tudo depende do resultado. Se der óleo, é o resultado, se não der óleo, a gente vai voltar a estudar e vai voltar mais à frente. Depois de perfurar esse poço, a sonda vai furar Mãe Ouro, que é uma locação lá no Rio Grande do Norte. Naquela região do Solimões, a gente está fazendo um poço que não é exploratório, é um poço de extensão, para aumentar a produtividade, porque está produzindo muito. O outro é o poço exploratório, para ver se tem outra acumulação ali perto, que aí a gente aproveita a infraestrutura. A gente só não furou ainda porque para

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustível (ANP) defende que o novo desconto de 15% nas tarifas de saída dos gasodutos de transporte, para contratos de longo prazo, contribuirá positivamente para o equilíbrio do sistema. O regulador admite, porém, que, se necessário, recorrerá à conta regulatória para compensar o novo incentivo – que mira, em especial, as térmicas a gás conectadas à rede no Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) de março. “A ANP pretende usar a conta regulatória que tem a função de equilibrar o sistema de transporte. Não faz sentido deixar a conta regulatória parada nas transportadoras”, afirmou a agência, em nota ao eixos pro (teste grátis), serviço exclusivo para empresas da agência eixos, ao ser questionada sobre a operacionalização do desconto. A integração entre o mercado de gás e o setor elétrico será tema de debate na gas week outlook São Paulo 2026, no dia 24 de fevereiro. O evento promovido pela agência eixos reúne algumas das principais lideranças do setor de energia do país em um encontro voltado ao debate sobre os rumos do mercado de gás natural no Brasil. Veja a programação. Como funciona a conta regulatória? A conta regulatória é um mecanismo que registra as diferenças entre a receita máxima permitida das transportadoras e a receita efetivamente auferida num período tarifário. Serve para evitar cenários tanto de subarrecadação quanto de sobrearrecadação. O saldo da conta, hoje, é positivo, na casa de centenas de milhares de reais. Esse volume é oriundo, principalmente, de penalidades e contratação de produtos de curto prazo – na esteira do desenvolvimento do mercado spot de gás no Brasil. Aliás… com a revisão da sistemática do LRCAP pelo Ministério de Minas e Energia (MME), a expectativa é que as térmicas a gás conectadas na malha de gasodutos contratem apenas uma parte de sua demanda por capacidade por meio de contratos firmes – e a outra seja complementada, justamente, com os produtos de curto prazo. A Resolução 991/2026, publicada em janeiro, disciplina a aplicação e monitoramento da conta e estabelece que o seu saldo deve ser revertido, prioritariamente, à modicidade tarifária – uma bandeira dos usuários. A regulação diz que o saldo da conta pode ser convertido, total ou parcialmente, em aumento ou redução da receita máxima permitida para o ano subsequente. E permite, por exemplo, que o saldo positivo da conta dos produtos de curto prazo seja usado para compensar fustrações de demanda nos processos de oferta de capacidade. Autor/Veículo: Eixos

O Superior Tribunal de Justiça (STJ) decidiu suspender liminares que questionavam dispositivos do RenovaBio, reforçando a segurança jurídica do programa e reconhecendo a atuação coordenada da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e do Ministério de Minas e Energia (MME) para assegurar a integridade regulatória e o cumprimento das metas nacionais de descarbonização. Instituído pela Lei nº 13.576/2017, o RenovaBio é um programa de Estado voltado à redução das emissões de gases de efeito estufa no setor de transportes, por meio do estímulo à produção e ao uso de biocombustíveis, como etanol, biodiesel e biometano. O programa estabelece metas compulsórias de descarbonização e utiliza os Créditos de Descarbonização (CBIOs) como instrumento de mercado para seu cumprimento. Reconhecido internacionalmente, o RenovaBio integra a estratégia brasileira de mitigação das mudanças climáticas e é referenciado pelas United Nations como Energy Compact, contribuindo para o atendimento das Contribuições Nacionalmente Determinadas (NDCs) assumidas pelo Brasil. O programa se destaca por seu caráter auditável, mensurável e rastreável, assegurando a integridade ambiental das reduções de emissões obtidas. As metas de eficiência energético-ambiental vêm sendo alcançadas por meio da redução da intensidade de carbono (gCO₂eq/MJ) dos combustíveis comercializados no país. A decisão do STJ reforça a importância do RenovaBio como instrumento estruturante da política energética e climática brasileira, promovendo uma transição energética justa, incentivando investimentos, gerando empregos e fortalecendo a competitividade do setor de biocombustíveis. Consulte a decisão. Autor/Veículo: Assessoria de Imprensa da ANP

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) autorizou nesta quarta-feira a Petrobras a retomar a perfuração de seu primeiro poço exploratório na Bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial. No entanto, o órgão regulador atrelou o aval a novas condicionantes. A atividade estava suspensa desde 4 de janeiro, quando a estatal identificou perda de fluido de perfuração em duas linhas auxiliares que conectam a sonda ao poço Morpho, localizado a cerca de 175 quilômetros da costa do Amapá. Na ocasião, a Petrobras informou que a ocorrência não ofereceu riscos ao meio ambiente, já que o fluido utilizado atende aos limites de toxicidade permitidos e é biodegradável. Segundo a estatal, não houve danos ambientais nem riscos às pessoas. O Ibama também destacou, à época, que o vazamento não foi considerado grave e não representou risco ambiental. Em carta enviada à Petrobras, a ANP afirmou que a decisão levou em conta análises técnicas e destacou que, após a adoção de medidas mitigadoras propostas pela companhia, como a troca de parte de peças nos equipamentos, foi autorizada a retomada das atividades de perfuração. Segundo a ANP, “a retomada das atividades somente poderá ocorrer após o integral cumprimento das condicionantes estabelecidas”. O órgão regulador disse que a estatal deverá realizar a substituição de todos os selos das juntas do riser (tubo). Além disso, deve apresentar evidências de treinamento de todos os colaboradores, revisar o plano de manutenção preventiva e utilizar as juntas de riser reserva somente após o envio dos respectivos certificados de conformidade. A ANP informou ainda que está fazendo auditoria do sistema de gestão de segurança operacional da sonda desde a última segunda-feira. O Ibama concedeu à Petrobras a licença para perfurar o primeiro poço na Bacia da Foz do Amazonas em 20 de outubro, após um processo iniciado em 2020. A estatal iniciou a perfuração no mesmo dia. O poço tem profundidade total de 7.081 metros, dos quais 2.880 metros correspondem à lâmina d’água. O poço está localizado no bloco FZA-M-059, em águas profundas do Amapá, a cerca de 500 quilômetros da foz do rio Amazonas e a 175 quilômetros da costa, na Margem Equatorial brasileira. A perfuração na região é alvo de críticas de ambientalistas, que avaliam que a área concentra grande diversidade de fauna e flora marinha, além de extensas áreas de manguezais e a presença de comunidades indígenas na costa. Autor/Veículo: O Globo

O Brasil fechou 2025 com a marca histórica de produção média de 3,77 milhões de barris de petróleo por dia, um aumento de 12,3% sobre o recorde anterior de 2023. Em plena era de transição energética, o país ainda conta com resultados assim para atrair divisas e reduzir os déficits persistentes nas transações com o exterior e no Orçamento público. As exportações do produto alcançaram US$ 44,6 bilhões no ano, liderando a pauta nacional. Esse sucesso se deve em grande parte ao saneamento financeiro e operacional da Petrobras após a dilapidação da estatal nas gestões petistas anteriores, marcadas por investimentos perdulários, endividamento excessivo, corrupção e desvios estratégicos. A partir de 2016, a companhia revisou drasticamente seus negócios, desinvestiu em ativos não essenciais e concentrou recursos em exploração e produção. Com contas em ordem, mais enxuta e eficiente, no ano passado a Petrobras adicionou 1,7 bilhão de barris às reservas, descobrindo 1,7 barril para cada barril produzido —o suficiente para quase 13 anos de extração no ritmo atual. O foco em maximizar a eficiência de extração em campos petrolíferos já descobertos, como Tupi, Búzios, Mero e Itapu, permitiu elevar a produção em bases financeiramente saudáveis, sem os excessos do passado. Os recordes também irrigam as contas públicas. Royalties e participações especiais representam parcela relevante das receitas federais e, sobretudo, dos estados e municípios produtores. Esses recursos financiam saúde, educação e programas sociais, demonstrando que o petróleo, quando bem gerido, ainda pode contribuir diretamente para o bem-estar da população. Outro aspecto positivo é a participação crescente de empresas privadas no setor. Em dezembro de 2025, a Petrobras respondeu por menos de dois terços da produção total, o que prova o acerto da abertura, iniciada com o fim do monopólio estatal em 1997 e depois aprofundada, apesar das resistências ideológicas do PT. Não se pode ignorar, entretanto, o contexto global de busca por energia não poluente. Investimentos futuros precisam avaliar cuidadosamente a viabilidade econômica à luz da descarbonização, e as divisas obtidas devem ajudar a financiar a transição. Tudo indica que, enquanto houver demanda mundial, o que persistirá por décadas, o Brasil continuará apostando em combustíveis fósseis. Novas fronteiras —com destaque para a margem equatorial, na bacia da Foz do Amazonas— atraem a cobiça de governantes e investidores. Compreende-se que uma economia de renda média não pretenda abrir mão de seus recursos naturais, porém cumpre planejar o futuro. A crença no desenvolvimento à base de receitas do petróleo explorado pelo Estado, espalhada da esquerda à direita no país, já se mostrava obsoleta antes mesmo das preocupações globais com a crise climática. (Editorial – O que a Folha pensa) Autor/Veículo: Folha de São Paulo (Opinião)