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No Brasil há 110 anos, a Shell prevê que a última gota de petróleo extraída pela empresa no mundo deve vir daqui, onde ainda pretende operar por muitos anos e completar a transição energética para fontes renováveis. Para tanto, o presidente da companhia no Brasil, Cristiano Pinto da Costa, diz que o País precisa acelerar as licenças para investimentos em petróleo e gás e correr com o marco regulatório da energia eólica offshore (em alto-mar), sob risco de o capital que poderia ser investido no Brasil ir para outros países onde a empresa atua. eldquo;O Brasil é hoje para a companhia um país prioritárioerdquo;, afirma Pinto da Costa na primeira entrevista exclusiva desde que assumiu a direção da empresa, em agosto de 2022. Engenheiro químico de formação, o executivo está há 18 anos na petroleira e atuou na sede, em Londres, e em praças como Haia e Houston, antes de voltar ao Brasil, em 2018. eldquo;A Shell continua a ter muito investimento nos campos onde atua (no Brasil), além de novas unidades de produção. O EeP (exploração e produção) ainda é e vai continuar a ser o carro-chefe da companhia no Brasil, mas damos passos concretos para abrir novas frentes de negócios, em linha com a estratégia do grupo de já se preparar para a transição energéticaerdquo;, diz. Atualmente, a Shell tem 14 navios-plataforma ativos, outros três já contratados e mais três planejados para serem incorporados no futuro. eldquo;Visualizamos 20 unidades de produção até o fim da décadaerdquo;, comenta o presidente da Shell no Brasil. Investimentos Sem faltar a nenhum leilão no Brasil desde 1999, quando começaram as licitações de exploração de petróleo e gás no setor, quebrando o monopólio de décadas da Petrobras, a Shell é hoje a maior produtora de petróleo privada no Brasil, com média de 400 mil barris diários. O recorde, de 448 mil barris em um dia, aconteceu em 9 de outubro do ano passado. E a tendência é crescer. A lista de 32 países onde a Shell produz petróleo atualmente será reduzida para nove, e o Brasil está entre os escolhidos. Também estão na lista Brunei, Estados Unidos, México, Reino Unido, Nigéria, Cazaquistão, Omã e Malásia. Com isso, os investimentos locais também devem subir, afirmou Costa. eldquo;Quando tem uma concentração do número de países, o porcentual por país vai subir. Então, proporcionalmente, é capaz de que isso aconteçaerdquo;, avalia. O motivo para o otimismo é a grande produtividade dos campos do pré-sal, onde está desde o começo em parceria com a Petrobras. Como exemplo, Costa destaca a produção da plataforma Mero 1, na Bacia de Santos. eldquo;É um FPSO (unidade flutuante de armazenamento e transferência) enorme, de 180 mil barris, que atingiu o platô em pouco mais de oito meses de produção com apenas quatro poços. É difícil achar algo parecido no mundoerdquo;, disse. O executivo aponta que, quanto maior a produtividade de um campo, mais baixa a intensidade de carbono gerado por barril comparado a outros países, o que ajuda a prolongar a vida da produção no Brasil. eldquo;Do ponto de vista competitivo, tanto de custo de produção quanto de intensidade de carbono, os barris de petróleo produzidos em águas profundas no Brasil e no pré-sal vão ser os mais competitivos e consequentemente os mais resilientes no longo prazo. Outras fontes de produção de óleo e gás vão fechar antes. A nossa vai ser uma das últimaserdquo;, prevê. Futuro da exploração Pinto da Costa reforça que a Shell segue com o foco na exploração das bacias de Campos e Santos, onde tem perfurações marcadas. Mas não descarta uma fronteira que o País ainda não explorou devido a questões ambientais: a Margem Equatorial. Para Costa, é preciso verificar se existe potencial a ser realizado na região, principalmente depois de grandes descobertas em países fronteiriços, como Guiana e Suriname. Ele destaca que este será um dos grandes temas a serem tratados pelo governo Lula por ser estratégico e atrair investimentos, empregos e impostos. eldquo;Dentro do Brasil, ainda há potencial exploratório em Campos e Santos, mas o País vai ter de começar a olhar em outras bacias porque está ficando claro para todos que o potencial de Santos e Campos está chegando no seu limiteerdquo;, avalia. Nos últimos cinco anos, a Shell Brasil investiu R$ 36 bilhões no Brasil, com uma média anual de US$ 1 bilhão a US$ 2 bilhões. A produção brasileira corresponde a algo entre 10% e 12% da produção global da petroleira. No mundo, a empresa investe anualmente entre US$ 7 bilhões e US$ 8 bilhões no negócio de upstream (exploração e produção) e de US$ 3 bilhões a US$ 4 bilhões em energia renovável, além de US$ 5 bilhões a US$ 6 bilhões no braço de gás e petroquímica. Eólica offshore O executivo acrescenta que a companhia gosta de fechar parcerias para dividir riscos e não será diferente se houver decisão pela entrada na geração de energia eólica offshore. Um exemplo é o memorando de entendimento assinado com a Eletrobras, no fim do ano passado, para avaliar oportunidades no setor. Na avaliação do executivo, os projetos só devem sair do papel no fim desta década. Mesmo assim, se o marco regulatório que tramita na Câmara dos Deputados resultar atrativo para os vultosos investimentos previstos. A Shell já protocolou no Ibama projetos de eólica offshore para as costas de seis estados brasileiros, com capacidade instalada prevista de 17 gigawatts (GW). eldquo;Se o Brasil conseguir nos próximos 12 a 18 meses a validação do marco regulatório (de eólica offshore) e publicar o primeiro leilão de áreas para a exploração, não estaremos atrasados (com relação ao mundo). Mas isso é uma corrida. Quanto mais tempo o Brasil demorar a avançar com o marco regulatório, quanto menos competitivo esse marco regulatório for, mais o dinheiro vai para outros lugareserdquo;, diz Pinto da Costa.

Até que ponto valem a pena investimentos da Petrobras em refinarias? Há o propósito do governo Lula de ampliar a capacidade de refino da Petrobras, que se choca com o acordo entre a empresa e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) de vender 8 das suas 13 refinarias. Em outras oportunidades, esta Coluna advertiu que a construção de uma refinaria leva quatro a cinco anos, é um alto investimento que, no entanto, não se paga antes de 30 anos. Muito antes disso, a substituição de energia fóssil pela renovável terá avançado no mundo inteiro e a tendência é a de que haverá grande ociosidade de refinarias no mercado internacional. Ou seja, se é para garantir rápido aumento da capacidade de refino a fim de eliminar (ou reduzir) a dependência das importações de combustíveis, o investimento maciço em novas refinarias pode criar distorções. Dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Combustíveis (ANP) dão conta de que o Brasil tem capacidade para processar cerca de 391,7 metros cúbicos (m³) de petróleo diários ou 2,46 milhões de barris. Em 2022, a média mensal de petróleo processado nas refinarias brasileiras foi de 304 m³ por dia. A expansão não precisa ater-se à construção de grandes refinarias. Quando maturarem os investimentos da Petrobras e de outras empresas em biocombustíveis e em outras opções renováveis, não haverá tanta necessidade multiplicar a capacidade de processamento de petróleo. Uma ideia é ampliar a capacidade das refinarias já existentes, de maneira a aproveitar a infraestrutura disponível. Outro caminho, como aponta Juliana Garcia, diretora executiva de Energia e Recursos Naturais da EY Brasil, é a construção de minirrefinarias em regiões produtoras de petróleo que hoje dependem da importação de derivados. eldquo;A ampliação da capacidade de refino pode ser conjugada com modelos que incentivem investimentos em ativos cada vez mais limpos, renováveis e emergentes relacionados à transição energética. Nesse cenário, é oportuno também pensar em incentivos aos produtores que utilizam fontes intensivas em carbono para que atualizem seus parques, tornando-os mais limpos e eficienteserdquo;, avalia a executiva. De todo modo, se é ineficiente e complicado o retorno do monopólio (ou quase isso) de refino pela Petrobras, será inevitável partilhar com capitais privados não só a atual capacidade, mas também sua ampliação e atualização. Mas, se for por aí, como observa Ana Mandelli, gerente de Distribuição do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, a Petrobras não pode se afastar das demais petrolíferas e assumir riscos isolados. eldquo;O melhor caminho é continuar os desinvestimentos da Petrobras para que o parque de refino ganhe fôlego com capitais de terceiros sem comprometer o core business da empresa nem os recursos públicos.erdquo; E mais que óbvio, não se pode esperar a participação de capital privado em investimentos sujeitos a mudanças nas regras do jogo. Além disso, os preços internos não podem ser artificialmente reduzidos por canetadas do governo.

A Associação Brasileira das Empresas Aéreas (ABEAR) apresentou hoje (15), em reunião no Ministério de Minas e Energia (MME), o atual cenário do combustível de aviação, especialmente em relação ao preço do querosene de aviação (QAV) e à necessidade de uma política para combustível sustentável no Brasil. No encontro realizado na sede do MME, em Brasília, estiveram presentes o secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis da pasta, Pietro Mendes, os diretores Leandro de Oliveira Albuquerque e Aldo Barroso Júnior e o coordenador Renato Dutra. O secretário afirmou estar ciente da relevância dos dois temas e que o ministério vem estudando modelos viáveis para a revisão do custo do QAV no Brasil. Sobre SAF, ele afirmou que pretende retomar o projeto eldquo;Combustíveis do Futuroerdquo;, que visa ampliar o mercado de combustíveis sustentáveis e de baixa intensidade de carbono. eldquo;Atualmente nossa preocupação se dá em duas frentes: o preço do QAV e uma política para que o combustível sustentável seja de fato desenvolvido no Brasil e atraia investimentos. Essas conversas com a pasta de Minas e Energia são fundamentais para entendermos como o governo pretende endereçar as questões que destravam parte da nossa agenda de custoserdquo;, afirma Jurema Monteiro, diretora de Relações Institucionais da ABEAR. A fala da diretora da ABEAR foi reforçada pelos demais participantes do encontro, como o diretor de Relações Externas no Brasil da IATA, Marcelo Pedroso, e a diretora Jurídica e de Relações Governamentais da GOL, Renata Fonseca. Participaram, ainda, o especialista em Relações Institucionais e Governamentais da GOL, Fellipe Bandeira, e a gerente de Comunicação da ABEAR, Karen Bonfim. (ABEAR)

O preço do diesel caiu mais de 1,50% em média nas bombas de combustível de todo o país no período de 1º a 13 de fevereiro, após uma redução de valores nas refinarias da Petrobras, de acordo com dados do último Índice de Preços Ticket Log (IPTL). Na média nacional, o diesel comum foi comercializado a 6,67 reais, com recuo de 1,53%, se comparado a janeiro; e o tipo S-10, a 6,76 reais, 1,56% mais baixo. eldquo;De acordo com o IPTL, a tendência de queda no valor do diesel, identificada em dezembro e janeiro, se mantém agora em fevereiro com os reflexos da última redução anunciada (pela Petrobras)erdquo;, disse Douglas Pina, diretor-Geral de Mobilidade da Edenred Brasil, que detém a marca Ticket Log. A Petrobras reduziu o preço médio do diesel vendido às distribuidoras em 8,89%, no último dia 8. O Rio Grande do Sul liderou o ranking das médias mais baixas para o diesel, com o comum a 6,11 reais e o S-10 a 6,21 reais. Entre as médias mais altas de todo o país, Roraima se destacou com o tipo comum a 7,78 reais e o Amapá, com o S-10 a 7,94 reais/litro. Na análise por região, todas registraram redução no valor do combustível, com destaque para o Sul, que apresentou os recuos mais expressivos e também o preço médio mais baixo do país para os dois tipos de diesel. O IPTL é um índice de preços de combustíveis levantado com base nos abastecimentos realizados nos 21 mil postos credenciados da Ticket Log, marca de gestão de frotas e soluções de mobilidade da Edenred Brasil. GASOLINA E ETANOL O preço médio da gasolina nos postos do Brasil teve alta de 1,56% entre 1º a 13 de fevereiro ante janeiro, a 5,40 reais o litro, enquanto o etanol hidratado, seu concorrente direto nas bombas, avançou 1,21%, a 4,44 reais o litro, segundo o levantamento da Ticket Log. eldquo;O preço mais alto para a gasolina é reflexo do último aumento de 7,47% para o combustível vendido às refinarias, anunciado no último dia 24 de janeiroerdquo;, disse Pina. Já sobre o etanol, Pina pontuou que neste início de mês, os acréscimos consecutivos registrados nos últimos meses para o litro do biocombustível começaram a desacelerar no país. eldquo;Entre fevereiro e março, a oferta do produto deve aumentar no mercado e refletir em mais redução no preço.erdquo; Na análise por região, o Norte não só liderou o ranking das médias mais altas para os dois combustíveis, como também dos acréscimos mais expressivos. A gasolina foi comercializada a 5,67 reais nos postos da região, com aumento de 2,92%, enquanto o etanol fechou a 4,77 reais no período e aumentou 5,39%. (Reuters)

A Raízen (RAIZ4), assinou um contrato de afretamento com a KCC Chartering, subsidiária da norueguesa Klaveness Combination Carriers (KCC), o que permitirá que navios híbridos saiam do Brasil com açúcar e tragam combustíveis importados. Com a iniciativa, que permitirá redução de emissões e ganhos de eficiência, os navios da KCC poderão levar açúcar brasileiro da Raízen para seus clientes no Oriente Médio, por exemplo, e retornar com combustíveis derivados do petróleo para a América do Sul. Assim, as embarcações poderão ficar constantemente carregadas, na ida e na volta, transportando produtos diferentes, ressaltaram executivos de ambas as empresas à Reuters. O contrato é válido por três anos. A Raízen endash;uma joint venture da Shell com a Cosanendash; também atua no suprimento de combustíveis na Argentina e no Uruguai, cujos mercados assim como o Brasil também são deficitários em relação a esses produtos e poderão ser abastecidos pelos navios híbridos. A combinação de cargas, com mínimo de lastro e tempo de espera entre as viagens, poderá reduzir em até 40% as emissões de CO2 por tonelada transportada, dependendo da rota e em comparação a navios-tanque padrão e navios graneleiros realizando as mesmas atividades comerciais, afirmou. eldquo;Não tem só a ver com a redução de emissões, tem a ver com fazer o melhor para o mundo, sendo competitivo e eficiente. Isso nos aproxima muito dos nossos clientes e amplia nossas relações, porque é um ganha, ganha, ganhaerdquo;, afirmou à Reuters o vice-presidente de Trading da Raízen, Paulo Neves. Normalmente, os navios podem ficar cerca de 40% de seu tempo viajando vazios e fazendo operações de embarque e desembarque. No acordo com a KCC, a expectativa é reduzir esse percentual a cerca de 5% a 10%. eldquo;A lógica do navio é igual a do avião, não pode parar, tem que rodar o tempo inteiroerdquo;, frisou Neves. Pelo negócio, a Raízen contará com oito navios híbridos da KCC a seu serviço, o equivalente a metade da atual frota da companhia afretadora. Cada embarcação pode transportar mais ou menos 75 mil toneladas de carga seca e 65 mil toneladas de carga líquida. O número de navios do negócio é relativamente pequeno, considerando que a Raízen opera atualmente com cerca de 400 navios afretados. No entanto, Neves frisou a característica única do acordo, que tem ainda o potencial para crescer, trazendo mais resultado com o tempo. eldquo;Esse caso é emblemático porque a gente é muito feliz de encontrar uma empresa com um DNA tão parecido com o nosso, construindo uma solução que é mais eficiente para todo mundoehellip; e, além de tudo, o nosso cliente que já tem um açúcar vencedor da Raízen, terá esse açúcar com uma pegada de carbono menorerdquo;, disse Neves. eldquo;Eu demorei até a acreditar que a gente ia conseguir colocar açúcar e líquidos no mesmo navio.erdquo; Para alternar entre um produto e outro, os porões de carga do navio passam por uma limpeza técnica, que é inspecionada no porto de descarga, após concluída a operação de descarregamento. São utilizados produtos específicos para garantir as condições de recebimento da próxima carga. Dependendo do tipo de carga, ela pode até ser feita durante a própria viagem do navio em direção ao próximo porto de carregamento mas, usualmente para a Raízen, acontece no porto de descarga, explicou a companhia. Ambições futuras A Raízen e a KCC planejam aumentar ainda mais as reduções de emissões ao estabelecer ambições para uma cooperação de longo prazo em iniciativas de eficiência operacional e energética, bem como possíveis testes de novos tipos de combustível. O CEO da KCC, Engebret Dahm, destacou que a empresa unirá esforços com a Raízen para enfrentar ineficiências na área de transporte e cumprir compromissos conjuntos em relação à descarbonização. Dahm destacou que a indústria marítima não está incluída no Acordo de Paris e que as iniciativas globais para a descarbonização dependem em grande parte de regulamentos que precisam ser acordados entre países, o que muitas vezes pode não ser muito eficiente. eldquo;É preciso liderar, agir. Você não pode esperar que os governos ajam. Você precisa agir cedoehellip; Essa é a filosofia da minha empresa e, pelo que aprendi sobre Raízen, também é a filosofia dela. E é por isso que eu acredito que essa é uma parceria muito boaerdquo;, disse Dahm. A solução ocorre ainda em um momento em que as grandes distribuidoras de combustíveis no Brasil investiram alto em infraestrutura e logística para importar produtos como diesel e gasolina, depois que a Petrobras reduziu sua atribuição no abastecimento do país nos últimos anos, incluindo a venda de refinarias. Neves destacou que o mercado brasileiro hoje depende também de outros players privados além da Petrobras. eldquo;Olhando do ponto de vista estrutural, de uma forma muito rápida, a gente imagina que o Brasil continua deficitário esse ano, continua precisando importarerdquo;, concluiu.

O petróleo fechou em queda, pressionado pelo dólar forte, já que aumenta a perspectiva de um Federal Reserve (Fed) mais hawkish, e pela alta dos estoques da commodity nos Estados Unidos. Investidores também monitoram a demanda chinesa. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para março de 2023 fechou em queda de 0,59% (US$ 0,47), a US$ 78,59 o barril, enquanto o Brent para abril, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), caiu 0,23% (US$ 0,20), a US$ 85,38 o barril. Analista da Oanda, Edward Moya observa que os preços do petróleo foram pressionados pelo rali do dólar após dados econômicos sugerirem maior aperto monetário pelo Federal Reserve (Fed). As vendas no varejo e o índice de atividade industrial Empire State, que mede as condições da manufatura no Estado de Nova York, subiram acima do esperado pelo mercado. Os contratos também estenderam as quedas após relatório de estoques do petróleo nos Estados Unidos apresentar aumento acentuado na semana passada. eldquo;Os dados sugerem que o Departamento de Energia (DoE) subestimou não apenas a produção doméstica diária de petróleo, mas também provavelmente subestimou as importações líquidas de petróleo bruto e superestimou as operações de refinariaerdquo;, disse Troy Vincent, analista sênior de mercado da DTN. O petróleo chegou a operar em alta, na reta final do pregão, mas rapidamente desfez o movimento. O mercado monitora sinais de demanda na China, que apresentou crescimento nas viagens domésticas e internacionais após a reabertura, em especial de derivados como o diesel. No entanto, o TD Securities alerta que os preços do petróleo bruto eldquo;ainda têm um longo caminho a percorrer antes de serem consistentes com uma tendência de alta sustentadaerdquo;.