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A Ford anunciou nesta quinta-feira (22) mudança de gestão e racionalização de suas unidades de desenvolvimento de produtos e cadeia de suprimentos, dias depois de sinalizar um provável aumento no estoque de "[até 45 mil veículos que podem estar precisando de certas peças para serem concluídos"]:https://www1.folha.uol.com.br/mercado/2022/09/ford-pode-deixar-de-entregar-45-mil-veiculos-por-falta-de-pecas.shtml. A montadora disse que o diretor financeiro, John Lawler, assumirá a responsabilidade adicional de supervisionar a reestruturação das operações globais de suprimentos até a nomeação de novo chefe para a área. No início deste ano, a Ford disse que suas unidades de veículos elétricos e de motores de combustão seriam administradas como entidades separadas, em um movimento destinado a acelerar os negócios com veículos elétricos. Para impulsionar o desenvolvimento de veículos a bateria, a Ford anunciou a nomeação de Doug Field como diretor de desenvolvimento de produtos avançados e também como diretor de tecnologia. Na função expandida, Field supervisionará produtos para veículos elétricos, desenvolvimento de software e sistemas digitais e assistência avançada ao motorista, disse a Ford. Field, que anteriormente liderou o projeto de carros da Apple, foi contratado pela Ford no ano passado para liderar esforços da montadora em tecnologia avançada e sistemas embarcados. "Desenvolver e dimensionar a próxima geração de veículos elétricos e definidos por software requer um foco diferente e uma mistura de talentos", disse o presidente-executivo, Jim Farley, em comunicado. A empresa também disse que está contratando ex-funcionários da HP e Google para apoiar o desenvolvimento de veículos totalmente conectados, baseados em software, e sistemas avançados de assistência ao motorista. (Reuters)

A Nova Transportadora do Sudeste (NTS) emdash; rede de gasodutos que pertencia à Petrobras e hoje é detida por Brookfield e Itaúsa emdash; vai anunciar na sexta-feira um plano de investimento de R$ 12 bilhões pelos próximos oito anos. Os investimentos vão se concentrar, claro, no eixo Sudeste e Sul, com protagonismo no Rio. Parte dos recursos vai financiar um projeto que já está em andamento: o Gasoduto Itaboraí-Guapimirim (Gasig), que pretende conectar o Polo Gaslub, em Itaboraí, à rede da NTS. Trata-se do primeiro gasoduto de transporte a ser construído no país depois da promulgação da Nova Lei do Gás, no ano passado. Ele deve injetar 18 MMm³/dia (milhões de metros cúbicos por dia) de gás na malha nacional. eldquo;Este plano de investimentos demonstra que a NTS está comprometida com seu importante papel no processo de retomada do desenvolvimento da indústria de gás natural no Brasil. Há um apetite gigante para crescer de forma sustentável, com uma malha que integre todas as fontes de suprimento, permitindo assim a segurança de abastecimento do sistema brasileiroerdquo;, disse, em nota, o CEO da NTS, Erick Portela. A NTS faturou R$ 5,7 bilhões em 2021, e sua rede totaliza 2.048 quilômetros, ligando Rio, Minas Gerais e São Paulo ao gasoduto Bolívia-Brasil, ao gasoduto da TAG, aos terminais de GNL e às plantas de processamento de gás. O plano da NTS é se consolidar como rota de escoamento de produtores do pré-sal. Segundo a companhia, ela submeteu à Agência Nacional do Petróleo (ANP) o plano de abertura da capacidade para disponibilizar ao segmento pelo menos 12 MM m3/dia para acesso à sua rede.

Pela primeira vez, o Ministério da Economia estimou que as contas do governo fecharão no azul neste ano. A projeção agora indica um superávit primário de R$ 13,5 bilhões, ante um déficit de R$ 59,5 bilhões na última previsão. Isso indica que o governo central (Tesouro Nacional, Previdência e Banco Central) deve gastar menos do que arrecada no ano, sem contar as despesas com a dívida pública. Se confirmado, será o primeiro superávit desde 2013. Segundo o secretário especial de Tesouro e Orçamento, Esteves Colnago, o resultado decorre de um aumento das receitas estimado em R$ 70 bilhões. Ele avalia que o saldo positivo pode ser ainda maior do que os R$ 13,5 bilhões, mas declarou que ainda há eldquo;um dever de casa fiscal a ser feitoerdquo;. O governo vem tomando medidas para garantir o resultado das contas no azul, como a antecipação do pagamento de dividendos das estatais endash; arrecadação que pode superar os R$ 100 bilhões no ano. Assim, o superávit de 2022 deverá ser pontual. Segundo a proposta de Orçamento do ano que vem, a estimativa para 2023 é de um rombo de R$ 65,9 bilhões. eldquo;Uma coisa é você fazer um superávit derivado de reformas estruturais, com mudanças permanentes. Outra coisa é a que ocorre por questões não recorrentes ou choques exógenos, como a atual valorização das commoditieserdquo;, pondera a diretora do Instituto Fiscal Independente (IFI), Vilma Pinto. Ela também cita como fator contribuinte para o resultado as duas medidas provisórias editadas no fim de agosto que adiaram despesas de cultura e ciência e tecnologia. eldquo;Tanto que a previsão para o ano que vem é de déficit, com prorrogação de desonerações e outras medidas.erdquo; Se confirmado, o superávit primário esperado para 2022 vem com três anos de atraso. O ministro da Economia, Paulo Guedes, havia prometido zerar o déficit e colocar as contas no azul ainda no primeiro ano de mandato, em 2019. ebull;

Segundo maior porto do Nordeste brasileiro, o Complexo Industrial e Portuário do Pecém (CIPP) se prepara para posicionar o Ceará como um grande player no mercado de hidrogênio verde. No ano passado, o CIPP anunciou sua ambição de ser um hub do novo energético e, de lá para cá, acumula dois pré-contratos e duas dezenas de memorandos de entendimento com o governo do estado e empresas como AES Brasil, Fortescue Future Industries, Linde, Qair, TransHydrogen Aliance, Eren do Brasil, Casa dos Ventos, Engie, EDP Renováveis e White Martins. Esses projetos somam 8 GW em capacidade de eletrólise para produzir 1,3 milhão de toneladas de hidrogênio verde por ano. O segundo pré-contrato inclusive foi assinado hoje (22/9) com a geradora de energia renovável AES Brasil, para iniciar os estudos de viabilidade da produção de até 2 GW de hidrogênio a partir da eletrólise e de até 800 mil toneladas de amônia verde por ano. Boa parte deve atender uma demanda externa. O cenário de insegurança energética potencializado pela guerra da Rússia está acelerando os planos e subsídios para o hidrogênio de baixo carbono. Do lado da demanda, a União Europeia colocou como meta alcançar 20 milhões de toneladas de hidrogênio no consumo de energia, no plano REPowerEU. Metade será importada. Duna Uribe, diretora comercial do CIPP, conta que, para atrair empresas e viabilizar a oferta do produto a um preço competitivo, o porto fornecerá infraestrutura, serviços e condições na Zona de Processamento de Exportação (ZPE). Os portos industriais são considerados locais estratégicos para hubs de hidrogênio por reunir em um só lugar infraestrutura, potenciais consumidores como indústria e transportes, e saída para outros continentes Infraestrutura Em infraestrutura, a administração do complexo do Pecém já indicou uma área de 500 hectares para os projetos, considerando que as empresas interessadas na produção de hidrogênio verde também estão de olho na conversão em amônia emdash; alternativa para exportação e consumo da indústria. A exportação será pelo Píer 2, que já tem infraestrutura para tráfego de navios e oferece um tanque para armazenamento compartilhado de amônia. Os serviços incluem uma rede de gás natural conectando o porto à área industrial e soluções compartilhadas de água, como reuso de efluentes e destilação. eldquo;É importante dizer que nós não estamos olhando apenas para a exportação de uma commodity. Estamos olhando para toda a cadeia de valorerdquo;, disse Uribe durante um evento do Fórum Brasil-Reino Unido nesta quinta. Essa cadeia começa nos parques de geração solar e eólica onshore e offshore e no tratamento da água usada na eletrólise, passa pela produção de hidrogênio, amônia e combustíveis sintéticos, e pelo armazenamento, distribuição e logística, até chegar no uso final. Nesta última ponta estão as refinarias, fábricas de fertilizantes, siderúrgicas, termelétricas e transporte, além do mercado internacional. Competitividade A competitividade é fundamental. Depende de energia barata, mas também de incentivos. Segundo Uribe, o Ceará está na fase final de um estudo sobre políticas necessárias para estimular o desenvolvimento desta nova indústria. E cita como exemplo incentivos fiscais para geração de energia dedicada aos projetos de hidrogênio. Para ser competitivo, o hidrogênio verde precisa custar cerca de US$ 3/kg. Hoje, ele está em média a US$ 6, chegando a quase US$ 9 em algumas regiões do mundo, de acordo com levantamento da PWC. A Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, em inglês) calcula que é possível alcançar essa competitividade até o final da década, especialmente em países com preços de eletricidade de US$ 30/MWh. Nesse ponto, o Brasil está quase lá, diz Joaquim Rolim, coordenador de Energia da Federação das Indústrias do Ceará (Fiec). Rolim avalia que os leilões federais de energia já mostram a competitividade da eólica e solar, com os preços próximos a US$ 30/MWh. Outro ponto é a disponibilidade e complementaridade dessas fontes. O Ceará tem hoje 5 GW de capacidade instalada, sendo 48% desta energia eólica e 13% solar. Mas o potencial é muito maior. A Fiec calcula um potencial de 94 GW de geração eólica onshore e 117 GW offshore. Na solar fotovoltaica essa estimativa chega a 643 GW emdash; três vezes a capacidade total instalada no Brasil (185 GW). Incentivos para o CCS Outra tecnologia que corre para ganhar um marco legal que dê viabilidade aos projetos é a captura e armazenamento de carbono (CCS, na sigla em inglês). O CCS é visto como estratégico na produção de hidrogênio de baixo carbono a partir do gás natural, mas também para descarbonizar as operações do OeG e até agregar valor à bioenergia. Segundo Isabela Morbach, advogada e co-fundadora e diretora da CCS Brasil, o país pode aprender com a experiência internacional e adaptar a regulação à realidade doméstica, especialmente para superar os entraves em torno do armazenamento.

O etanol hidratado não está surpreendendo nesta semana com as baixas nas distribuidoras acompanhando as reduções nas indústrias. Mas fica em perspectiva que o consumo volte a ser regulado com novas altas, como as que ocorrem no acumulado até sexta passada. As usinas aumentaram em 6,93%, em dados do Cepea, e desde segunda os preços caem nas distribuidoras. Não se descarta que daqui para frente haja esse movimento pendular para o biocombustível de acordo com o consumo semanal. Do ponto de vista de competitividade, Paulo Strini, do Grupo Triex, acredita que o biocombustível precisaria cair bem na bomba, em torno do 65% na relação de preços com a gasolina, no entanto também as usinas olham o açúcar remunerando mais. Daí que podem, sim, as fábricas olharem os estoques para a entressafra (dezembro a abril), avalia o analista e trader. Vale lembrar que, nesta quinta (22), a arbitragem está em 17,56% negativa para o etanol contra o açúcar em Nova York, segundo Maurício Murici, da Safras e Mercado. Foi menor até segunda. Muruci já vinha falando desde junho que o mix iria mudar e, pelos dados de agosto, da Unica, isso fica evidenciado. A produção de açúcar subui de 41% para 47% e de etanol caiu de 57% para 51%, eldquo;e deverá seguir assimerdquo;. Tanto que as usinas também aumentaram os volumes exportações contratadas de açúcar desde o meio do ano, já vendo esse movimento ruim do etanol, mas se aproveitando das cotações em Nova York. Para completar, o especialista do Triex lembra também que as chuvas estão no radar e, conforme os níveis, podem atrapalhar a moagem neste fim de safra.

Os contratos futuros do petróleo fecharam em alta, recebendo impulso dos temores sobre a oferta da commodity, depois que o presidente russo, Vladimir Putin, anunciou a mobilização das forças de reserva do país na Ucrânia, alimentando os temores de uma escalada das tensões na região. O contrato do petróleo Brent para dezembro - a referência global da commodity - fechou em alta de 0,82%, a US$ 89,53 por barril, enquanto o do WTI americano para novembro subiu 0,66%, a US$ 83,49 por barril. Ambas as referências seguem em vias de fechar a semana no vermelho, no entanto. "Os riscos de escassez de oferta e as condições apertadas do mercado devem dar ao petróleo algum suporte acima do nível dos US$ 80, mas uma queda mais rápida em direção a uma recessão global deve manter os preços sob pressão", diz Edward Moya, analista sênior de mercados da Oanda, em nota. "Os preços do petróleo permanecem voláteis, conforme os investidores no mercado de energia tentam se adaptar a uma piora nas perspectivas de demanda, que ainda está vulnerável". Em relatório semanal sobre o petróleo, o banco JPMorgan disse, por outro lado, que, apesar dos temores sobre a força da economia global ameaçar a alta dos preços da commodity, a expectativa é que os superávits de barris observados no verão, no hemisfério norte, se transformarão em déficits a partir de outubro. O banco projeta que preço do barril deve ficar em US$ 100 no último trimestre deste ano. Entre os motivos, o JPMorgan afirma que a liberação de barris das reservas estratégicas dos EUA deve terminar em outubro, o que deve afetar o mercado. O banco também diz não enxergar um acordo nuclear com o Irã e que as restrições contra a Rússia continuarão afetando a oferta da commodity. eldquo;Também estimamos que o dólar provavelmente foi responsável por metade da queda do preço do petróleo em agosto. Se o dólar se estabilizar, isso não apenas aumentaria a demanda por petróleo em países dependentes de importações de petróleo, mas também os preços.