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O Supremo Tribunal Federal (STF) marcou para amanhã (14) uma sessão virtual extraordinária de 24 horas para julgar se homologa ou não um acordo entre estados, União e Congresso sobre a desoneração do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) dos combustíveis. O acordo foi alcançado em 2 de dezembro, quando os representantes dos estados, do Distrito Federal e da União concordaram em manter a essencialidade do diesel, do gás natural e do gás de cozinha. Com isso, o ICMS cobrado sobre esses produtos fica limitado à alíquota geral do imposto, algo em torno de 17% e 18%, a depender da unidade federativa. A gasolina ficou de fora, e o ICMS sobre esse derivado do petróleo poderá superar a alíquota geral do imposto. Prevaleceu o argumento dos estados de que o item não é essencial, uma vez que são as pessoas de maior poder aquisitivo que possuem carros, sendo elas as mais beneficiadas com eventual desoneração sobre o produto. Tramitam no Supremo duas ações que questionam as duas leis complementares que alteraram a sistemática de cobrança do ICMS sobre combustíveis e estabeleceram um teto para o imposto. Os termos do acordo foram discutidos em conciliação conduzida pelo gabinete do ministro Gilmar Mendes, relator dos processos. Caso a homologação do acordo seja referendada pelos demais ministros do Supremo, a decisão deverá ser encaminhada ao Congresso para que ajustes sejam feitos nas leis complementares 192/2022 e 194/2022. O julgamento sobre o assunto no Supremo foi também discutido em reunião do Fórum Nacional de Governadores, que teve início na manhã desta terça-feira (13), no Palácio do Buriti, sede do governo distrital, e também por videoconferência. Existem ainda outras ações sobre a cobrança de ICMS em tramitação no Supremo, por meio das quais os estados e o DF também buscam uma compensação pela perda bilionária de arrecadação provocada pelo teto do ICMS sobre combustíveis. Ontem (12), a presidente do STF, ministra Rosa Weber, comprometeu-se em reunião com 15 governadores, incluindo eleitos e alguns em fim de mandato, a pautar para julgamento presencial as ações que tratam do Diferencial de Alíquota do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (Difal/ICMS). Ainda na segunda-feira (12), Rosa Weber pediu destaque das três ações diretas de inconstitucionalidade sobre o tema, que estavam pautadas no plenário virtual, obrigando a análise tradicional em plenário. Em nota, a ministra disse que eldquo;atende aos governos e à população dos estados, que também será afetadaerdquo;.

O economista Bernard Appy voltará ao Ministério da Fazenda como secretário especial para reforma tributária, anunciou há pouco o futuro titular da pasta, Fernando Haddad. Ele ocupou uma função semelhante no ministério de 2007 a 2009, no segundo mandato do governo Lula. Na primeira entrevista coletiva desde que foi confirmado no cargo, Haddad também anunciou que pretende antecipar o envio do projeto de lei complementar com as novas regras fiscais para que a proposta caminhe junto com a reforma tributária. O futuro ministro lembrou que existem duas propostas de emenda à Constituição (PEC) em tramitação no Congresso, baseadas em textos apresentados por Appy. eldquo;[O futuro secretário especial] desenhou uma proposta que tem servido ao Congresso Nacional, Câmara e Senado, de base para discussão do país. Existem as PEC 110 [no Senado] e 45 [na Câmara]. Queremos partir dessa base para conversar com parlamentareserdquo;, declarou. Appy foi o segundo nome da equipe econômica anunciado hoje. Mais cedo, Haddad havia anunciado que o economista Gabriel Galípolo, ex-presidente do Banco Fator, será o novo secretário executivo da pasta. eldquo;Temos visões de mundo parecidaserdquo;, declarou Haddad. Antecipação Haddad informou que pretende antecipar o envio, ao Congresso Nacional, do projeto de lei complementar que criará a regra fiscal que substituirá o teto de gastos. A PEC da Transição, aprovada pelo Senado e em tramitação na Câmara, estabelece que a proposta deverá ser encaminhada até agosto do próximo ano. Segundo o futuro ministro, a ideia é que o novo arcabouço fiscal tramite junto com a reforma tributária porque eldquo;uma discussão fortalece a outraerdquo;. eldquo;Vamos encaminhar o quanto antes. Se depender de mim e se houver amadurecimento do governo, antecipo essa apresentaçãoerdquo;, declarou. Ele justificou a medida dizendo que a reforma tributária faz parte do arcabouço fiscal. Haddad disse que o novo arcabouço fiscal precisa ter três premissas: ser confiável, executável no médio e longo prazo e garantir a sustentabilidade das contas públicas. eldquo;Temos que compatibilizar responsabilidade fiscal e social. Fizemos isso, sabemos como fazer e voltaremos a fazererdquo;, afirmou Haddad no CCBB.

A produção de SAF (Combustível Sustentável de Aviação) deve atingir 300 milhões de litros no mundo em 2022. O número é o triplo do ano passado. No entanto, ainda representa 0,1% do total de combustível usado no mundo pelos aviões. Isso não impede o setor de ter planos ambiciosos para o SAF: espera-se que a produção atinja 8 bilhões de litros em 2025, o que representaria 2% do mercado. Em seguida, viria avanço mais forte nas décadas de 2030 e 2040. Em 2050, o plano é que a produção atinja 450 bilhões de litros anuais, tornando-se o combustível-padrão. As empresas aéreas, pressionadas publicamente para reduzir suas emissões de poluentes, têm interesse em comprar mais SAF. Além de poluir 80% menos que o querosene, o novo combustível é fácil de adotar: pode ser usado nos motores de aviões já existentes, sem grandes adaptações. O SAF também pode ser misturado ao querosene em várias proporções. A demanda pelo combustível também cresce por causa dos voos corporativos. Empresas como KPMG Austrália e BCG (Boston Consulting Group) fizeram acordos recentes com as companhias aéreas para que os voos comprados para seus funcionários sejam feitos usando combustível limpo, e aceitaram pagar taxas extras por isso. "Nossa maior fonte de emissões vem das viagens de negócios, e nos comprometemos a cortar as emissões pela metade até 2025, comparado a 2018", disse David Webb, diretor de sustentabilidade da BCG, à Reuters. A australiana Qantas, que fez acordos desse tipo com cinco empresas, se comprometeu a usar 10% de SAF na sua matriz de combustíveis até 2030, e subir este percentual para 60% até 2050. Apesar da alta procura, o avanço do SAF é lento por várias razões, especialmente a dificuldade em aumentar a produção. O combustível é feito a partir de óleos de plantas como palma e mamona, e de rejeitos orgânicos, incluindo óleos vegetais descartados. Montar uma fábrica leva de três a cinco anos. Outro entrave vem das áreas técnicas das companhias aéreas: há dúvidas se o uso contínuo do SAF pode afetar a vida útil dos motores ou exigir mais manutenções. Como a tecnologia é recente, ainda não há testes que comprovem os efeitos de queimar óleos vegetais durante anos. Ainda há o problema do preço: cada litro do SAF custa de 2,5 a 5 vezes mais que o querosene de aviação. Assim, mesmo com o preço do petróleo tendo subido muito este ano, o novo combustível ainda está distante de ter preço competitivo. O setor aéreo espera que com a adoção em larga escala, os custos sejam mais manejáveis, já que a produção poderá ser feita em várias partes do mundo. Com o petróleo, questões políticas em regiões como o Oriente Médio e a Rússia impactam os preços. Segundo a Iata (Associação Internacional de Transportes Aéreos), existem em torno de cem projetos de fabricação do SAF em 30 países, mas a maioria fica nos EUA e na Europa. Na América Latina, há uma refinaria sendo erguida no Panamá, que deverá ser uma das maiores do mundo. No Brasil, há um projeto em Manaus, da BrasilBioFuels, previsto para entrar em operação em 2025. "A América Latina está muito bem posicionada para capitalizar este mercado, por ter muito potencial de fornecer matéria-prima", diz Hemant Mistry, diretor de transição energética na Iata. As aéreas defendem que os governos adotem medidas de incentivo, como estímulos fiscais e a criação de regulações. No Brasil, por exemplo, não há determinação exata de quais impostos serão cobrados sobre o produto ou qual o percentual de mistura com o querosene que pode ser usado. Ao mesmo tempo, os empresários criticam pressões como a imposição de taxas para quem continuar usando querosene. Na quarta (7), a União Europeia chegou a um acordo sobre uma lei para aumentar o valor que as companhias aéreas têm de pagar por suas emissões de dióxido de carbono. A lei ainda precisa ser aprovada no Parlamento Europeu e ratificada pelos países do bloco. "Como vimos no passado, existirão países que continuarão a ver isto como uma oportunidade de aumentar as receitas por meio de taxas em nome do ambiente. Nada deste dinheiro irá realmente ser direcionado para resolver problemas ambientais", questiona Willie Walsh, diretor-geral da Iata. Há ainda uma preocupação de que os governos priorizem investimentos em biodiesel, para ônibus e caminhões, em vez do SAF, já que, geralmente, uma mesma refinaria pode fazer as duas coisas. "Se houver incentivos financeiros para o biodiesel, as refinarias podem produzir mais dele e não se focarem no SAF. É preciso haver equilíbrio. Não se esqueçam da aviação", pede Mistry. Os modelos de estímulo variam entre os continentes. Na Europa, a UE debate uma regra que obrigue as aéreas a usar ao menos 2% de SAF em sua matriz de combustíveis a partir de 2025. O percentual subiria gradativamente, até atingir 63% em 2050. A exigência valeria para todas as empresas que tenham voos partindo dos países do bloco. Já nos EUA, em 2021, o presidente Joe Biden lançou um programa para estimular a produção de SAF, que inclui créditos de impostos e parcerias com agricultores para obter matéria-prima. A meta é atingir uma produção de ao menos 3 bilhões de galões de SAF por ano até 2030 e ter combustível limpo para abastecer 100% da aviação americana até 2050.

A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) afirma, em relatório mensal publicado nesta terça-feira, 13, que sua projeção para o crescimento na demanda global pela commodity seguiu em 2,5 milhões de barris por dia (bpd) para 2022. Para o ano seguinte, ela continua em 2,2 milhões de bpd. No ano atual, a demanda por petróleo foi revisada para cima no terceiro trimestre, puxada pelos países da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), mas revista para baixo no quarto trimestre, diante de desaceleração fora da OCDE e da atividade industrial fraca da China. Para 2023, a expectativa é de crescimento de 300 bpd na demanda da OCDE e de 1,9 milhão de bpd fora desse grupo, mas a Opep ressalta que a projeção está sujeita a eldquo;muitas incertezaserdquo; no quadro atual, por fatores como as medidas para conter a covid-19, sobretudo na China, e eldquo;as tensões geopolíticas em andamentoerdquo;, com a guerra da Rússia na Ucrânia. Demanda pelo petróleo do grupo A demanda pelo petróleo da Opep no ano atual foi mantida em relação ao mês anterior, em 28,6 milhões de barris por dia, afirma a entidade. O resultado representa um crescimento de cerca de 500 mil bpd em relação ao nível de 2021, compara. A Opep ainda informa que o crescimento na demanda pelo seu petróleo em 2023 também foi mantido, a 29,2 milhões de bpd, ou seja, um crescimento de 600 mil bpd ante o esperado para o ano atual. Oferta Já do lado da oferta, a Opep diz que o crescimento neste ano dos países que estão fora do cartel será de 1,9 milhão de bpd, praticamente em linha com o apontado no mês anterior. Os principais impulsionadores desse aumento são EUA, Canadá, Guiana, Rússia, China e Brasil, enquanto na Noruega e na Tailândia deve haver recuo na produção. Para 2023, a previsão é que o crescimento na produção de fora da Opep de 1,5 milhão de bpd, com o avanço puxado por EUA, Noruega, Brasil, Canadá, Casaquistão e Guiana, mas queda na produção na Rússia e no México. A Opep vê, ainda, grande incerteza sobre o quadro geopolítico no Leste Europeu, bem como em relação ao potencial de produção de xisto nos EUA em 2023. Atividade global A organização afirma também que a economia global continuou em sua trajetória de recuperação em boa parte de 2022, mas com níveis variados entre as regiões e com eldquo;uma desaceleração notável mais para o fim do anoerdquo;. A zona do euro teve crescimento inesperado no primeiro semestre do ano atual, antes de desacelerar no semestre atual, com a inflação mais alta e o consequente aperto monetário do Banco Central Europeu (BCE), bem como temores de uma crise de energia, diz a Opep. A economia dos EUA, por sua vez, enfrentou eldquo;desafioserdquo; no primeiro semestre, mas se recupera no atual, apoiada pelo consumo saudável. Já na China, a política rígida contra a covid-19 conteve o crescimento em 2022. Na Índia, o crescimento foi forte no primeiro semestre, mas desacelerou um pouco no terceiro trimestre, em quadro de inflação elevada. Para 2022, o Produto Interno Bruto (PIB) global deve crescer 2,8%, prevê a Opep. Para 2023, o cartel espera que o crescimento global seja de 2,5%. O relaxamento de políticas rígidas contra a covid-19 na China e a resolução de tensões geopolíticas no Leste Europeu poderiam ajudar, diz a Opep.

No apagar das luzes da gestão de Bolsonaro, o governo federal lançou o edital do projeto Poço Transparente, que incentiva o fracking no Brasil. A prática consiste na exploração de reservatórios não convencionais de petróleo e gás por meio de técnicas como o fraturamento hidráulico e já foi banida em países como Alemanha, França e Reino Unido por estar associada a riscos à saúde humana e impactos socioambientais. Já há empresas com interesse em aplicar o fraturamento hidráulico em áreas de exploração na Amazônia Legal. É o caso da Eneva, a maior operadora privada de gás natural do Brasil, cujas operações no Maranhão estão na região da bacia sedimentar do Parnaíba (no Pará, Maranhão, Piauí e Tocantins), que contém uma das reservas de gás não convencional mais promissoras do país, de acordo com dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Outras bacias sedimentares na Amazônia, como a do Solimões (no Amazonas) e do Amazonas (no Amazonas, Pará e Amapá), também contêm potenciais reservas do recurso, de acordo com dados da EPE. O documento, lançado na última quinta-feira (7), faz concessões a entidades e empresas do setor de petróleo e gás que haviam pedido a flexibilização de trechos de uma minuta submetida à consulta pública entre março e abril deste ano no site do Ministério de Minas e Energia (MME). Como um dos requisitos para a qualificação de projetos por meio do edital, a versão preliminar do texto determinava que houvesse distância mínima de 1,5 mil metros entre o poço perfurado para fracking e aquíferos passíveis de uso doméstico ou industrial. Também demandava que os poços onde seria realizado o fraturamento hidráulico ficasse a pelo menos 500 metros de eldquo;construção habitadaerdquo;. Na consulta pública, a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip) e o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) se manifestaram contrariamente ao primeiro ponto, e a Abpip, desfavoravelmente ao segundo, conforme revelou a Agência Pública em junho. A intenção, sobretudo em relação ao primeiro tópico, era beneficiar a Eneva, que, em evento para investidores em fevereiro deste ano, manifestou a intenção de submeter uma proposta ao Poço Transparente para realizar o fracking em Santo Antônio dos Lopes, no interior do Maranhão, onde possui um complexo formado por quatro usinas termelétricas e campos de produção de gás convencional. Segundo a Abpip e o IBP, poços com potencial não convencional naquela região distam entre 1,2 e 1,4 mil metros de aquíferos endash; o que desrespeitaria o limite determinado pela primeira versão do edital. No fim das contas, ambas as exigências acabaram suprimidas do edital elaborado pelo MME, Agência Nacional de Petróleo (ANP), EPE e Programa de Parceria de Investimentos (PPI), vinculado ao Ministério da Economia. O documento estabelece apenas que não sejam aceitos projetos eldquo;quando houver estudos técnicos que demonstrem que a execução do fraturamento hidráulico afetará a base de um aquífero passível de uso doméstico ou industrialerdquo;. Ilan Zugman, diretor para América Latina da organização 350.org, avalia que o documento é demasiadamente simplificado e impõe poucas restrições diante de uma técnica eldquo;perigosa e danosaerdquo; como o fracking, o que classifica como eldquo;temerárioerdquo;. eldquo;A retirada desses pré-requisitos deixou o processo ainda mais fácil para as empresaserdquo;, destaca Zugman. eldquo;É claro que será estudado caso a caso, mas é um grande absurdo que não haja restrições maiores. Pelo contrário, eles derrubaram as restrições que já eram muito frágeis.erdquo; A 350.org é uma das 16 organizações da sociedade civil que, em nota lançada na sexta-feira (9), criticaram o edital e pediram sua eldquo;revogação imediataerdquo; ao presidente eleito Luiz Inácio Lula da Silva (PT), ao vice Geraldo Alckmin (PSB), ao coordenador do grupo de trabalho do Meio Ambiente da equipe de transição, senador Jorge Viana (PT), e também ao relator do GT, Pedro Ivo Batista. Os signatários do texto apontam que o Poço Transparente representa eldquo;iminente risco de danos irreversíveis a toda a sociedade brasileira e ao clima globalerdquo;, já que o petróleo e o gás não convencionais obtidos via fracking são combustíveis fósseis, cuja queima produz gases de efeito estufa, responsáveis pelo aquecimento global e as mudanças climáticas. De acordo com o Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC), é necessário que o mundo atinja, no máximo até 2025, o pico das emissões desses gases para manter viva a meta do Acordo de Paris de limitar o aumento da temperatura média global a 1,5°C. Por isso, para Zugman, o Brasil está na contramão do mundo ao apostar no fracking. eldquo;O governo deveria fortalecer a transição energética, colocar o foco nas energias renováveis e não em testar uma técnica que já foi banida em vários paíseserdquo;, afirma. Em resposta aos questionamentos da Pública, a ANP informou apenas que a demanda deveria ser dirigida ao MME. O ministério, por sua vez, não retornou até a publicação da reportagem, assim como a EPE, PPI, Abpip, IBP e Eneva. Redução de royalties e apoio ao licenciamento ambiental A partir de agora, conforme o edital, empresas que quiserem fazer fracking em poços não convencionais em blocos ou campos sob sua concessão poderão inscrever propostas, que deverão ser analisadas pelo MME num prazo de 90 dias. Poderão ser submetidos projetos durante dois anos, até 7 de dezembro de 2024. As propostas selecionadas contarão com incentivos, como a redução do pagamento de royalties por parte das empresas produtoras aos entes estatais. A lei determina que a compensação financeira seja paga em montante correspondente a 10% da produção de petróleo ou gás natural, com a previsão de que a ANP possa reduzir o valor a 5% em casos específicos. O edital determina que isso se aplique ao caso do Poço Transparente. Ainda segundo o documento, o projeto tem como bandeiras a transparência e a intenção de promover a exploração de reservatórios não convencionais eldquo;em condições seguras para o meio ambiente e para a saúde humanaerdquo;. No entanto, especialistas ouvidos pela Pública não acreditam que isso seja possível diante das sólidas evidências científicas que apontam riscos à saúde e ao meio ambiente relacionados à prática do fracking. O edital também estabelece que os projetos selecionados contarão eldquo;com apoio ao licenciamento ambiental e a outras medidas necessárias à sua viabilizaçãoerdquo;. Esse é um dos grandes obstáculos para a aplicação da técnica do fraturamento hidráulico no Brasil: não existe no país regulamentação específica para o processo de licenciamento ambiental necessário à sua realização, conforme determina resolução da ANP. O Poço Transparente só viabilizará a atividade por ser uma iniciativa de caráter experimental. A publicação do edital no último mês de Bolsonaro como presidente da República visa ao cumprimento de uma promessa que constava em seu plano de governo quando candidato em 2018: a de incentivar a eldquo;exploração não convencionalerdquo; de petróleo e gás que pudesse ser eldquo;praticada por pequenos produtoreserdquo; contra eldquo;o monopólio da Petrobras sobre toda a cadeia de produção do combustívelerdquo;. Impactos O fracking pode acarretar uma série de consequências ambientais, conforme vêm apontando a ciência e as comunidades impactadas ao longo dos anos. Uma das mais notáveis são as significativas emissões de gases de efeito estufa (GEE), os grandes responsáveis pelo aquecimento global, não só nas etapas de exploração e produção do gás de folhelho, como na atividade do maquinário pesado utilizado nas operações e na intensa movimentação de veículos de transporte endash; o que causa também a piora da qualidade do ar local. Há ainda as emissões eldquo;fugitivaserdquo; de metano, um poderoso GEE, que ocorrem em momentos da injeção de fluidos nos poços e de sua volta à superfície (a eldquo;água de retornoerdquo;) para a extração do petróleo ou gás. Um estudo de 2019 constatou que, durante a década anterior, a produção de gás de folhelho nos EUA endash; que, graças ao fracking, se tornaram o maior produtor mundial de hidrocarbonetos endash; pode ter contribuído para mais da metade do aumento das emissões derivadas de combustíveis fósseis em todo o planeta e para aproximadamente um terço da elevação de emissões globais de todas as fontes de GEE no mesmo período. Os tremores induzidos pelo fracking ou em decorrência dele representam outro impacto. Eles podem ser ocasionados pelo próprio fraturamento hidráulico ou pela reinjeção, na rocha, da água suja que sobe à superfície com o óleo ou gás endash; uma maneira mais barata de descartá-la. No estado norte-americano do Texas, por exemplo, o número de terremotos de magnitude 3 ou maior dobrou de 2021 para 2022, o que cientistas têm atribuído à reinserção de água no subsolo após o fracking. Pela escala Richter, a partir do nível 3,5 o tremor começa a ser sentido pela população. Em Vaca Muerta, na Patagônia argentina, região com a segunda maior reserva potencial de gás de folhelho no mundo e onde o fracking é feito desde 2011, os terremotos também prejudicam a vida das comunidades. Um estudo identificou 206 sismos na região entre 2015 e 2020, algo que pode ser considerado uma nova dinâmica local e tem relação com o fraturamento hidráulico, concluíram os pesquisadores. Pela mesma razão, o Reino Unido baniu a prática em 2019. Porém, eldquo;os recursos hídricos são potencialmente os mais sensíveis aos impactos ambientais decorrentes das atividades de frackingerdquo;, de acordo com um caderno da FGV Energia, MME, EPE e Rede Gasbras, pois elas exigem eldquo;quantidades significativas de água doceerdquo; e geram eldquo;grandes volumes de rejeitos líquidos contaminados por diversos elementos e compostos potencialmente tóxicoserdquo;. A técnica demanda, segundo alguns estudos, de 10 milhões a 17 milhões de litros de água para cada poço, o que ameaça a segurança hídrica das regiões onde é executada, sobretudo nas quais já há escassez ou em épocas de seca. Além disso, existe o risco de contaminação de aquíferos, pelos quais passam os furos que miram camadas de rocha muito abaixo da camada subterrânea de água. Mais provável do que isso, mostra um artigo científico publicado em 2017, é a contaminação de águas superficiais, como rios e córregos, por derramamentos ou vazamentos acidentais de fluidos residuais do fracking. Todas essas implicações podem provocar danos à saúde humana. Pesquisa divulgada em março deste ano identificou que produtos químicos relacionados ao fraturamento hidráulico têm chegado a aquíferos que alimentam os sistemas de água municipais da Pensilvânia endash; considerado um dos epicentros da prática nos EUA endash;, sendo que o potencial de contaminação é maior durante o período de pré-produção, quando um novo poço é perfurado. As autoras do trabalho observaram, ainda, que cada novo poço aberto a menos de 1 km de uma fonte pública de água potável está associado a um aumento de 11% a 13% na incidência de partos prematuros e baixo peso no nascimento de bebês expostos durante a gestação. O que é o fracking e o que significam recursos não convencionais Recursos não convencionais são aqueles extraídos de rochas de baixa permeabilidade, mais difíceis de explorar do que os reservatórios típicos, que produzem petróleo e gás convencionais. eldquo;Xistoerdquo; (shale, em inglês) é o termo usado popularmente para se referir ao folhelho, uma das formações rochosas não convencionais em que o gás e o petróleo podem ocorrer. Também existem os reservatórios de arenitos ou carbonatos eldquo;fechadoserdquo; com petróleo e gás (tigh oil e gas), entre outros. Segundo a EPE, potenciais reservas de sete tipos de recursos não convencionais foram mapeadas em quatorze bacias sedimentares brasileiras, com destaque, em termos de variedade, para as do Paraná (que se estende por Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás, São Paulo, Paraná e Santa Catarina), Parnaíba (que abrange partes do Pará, Maranhão, Piauí e Tocantins) e Recôncavo (Bahia). Em relação ao gás de folhelho endash; que fez dos Estados Unidos o maior produtor mundial de gás endash;, as bacias do Parnaíba, Paraná, Recôncavo, Solimões (no Amazonas) e Amazonas (no Amazonas, Pará e Amapá) são as mais promissoras. O Departamento de Informação de Energia dos Estados Unidos (EIA, na sigla em inglês) coloca o Brasil como o décimo país com mais recursos em gás de folhelho no planeta. Para que a operação comercial desses reservatórios não convencionais seja viável, são necessárias técnicas mais complexas. Primeiro, o poço é perfurado de maneira vertical até que se atinja a camada de rocha a ser explorada, que normalmente fica a profundidades de 1,8 a 3 km abaixo da superfície. A partir daí, a perfuração continua horizontalmente por distância que varia de 1 a 3 km, e, ao fim desse processo, o poço é revestido com tubos de aço e cimentado. Depois disso, entra o fraturamento hidráulico: a injeção de grandes quantidades de água com diversos produtos químicos (na literatura científica, há registro de mais de mil componentes químicos já utilizados nas operações) e areia sob alta pressão, que produz fraturas nas rochas, permitindo que o gás e o óleo antes inacessíveis fluam para a tubulação e sejam extraídos.

Os contratos futuros de petróleo fecharam em alta nesta terça-feira (13), em uma sessão na qual ativos de risco foram apoiados pela divulgação do índice de preços ao consumidor (CPI, na sigla em inglês) americano de novembro, que apresentou desaceleração. O dado reforçou perspectivas de menor aperto monetário pelo Federal Reserve (Fed), o que pressionou o dólar, movimento que dá forças à commodity, cotada na moeda americana. Além disso, perspectivas para a demanda com a reabertura na China seguiram observadas, além das repercussões do teto aos preços das exportações russas. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para janeiro de 2023 fechou em alta de 3,03% (US$ 2,22), a US$ 75,39 o barril, enquanto o Brent para fevereiro negociado na Intercontinental Exchange (ICE) fechou em alta de 2,48% (US$ 1,89), a US$ 77,99 o barril. O movimento ainda recupera apenas uma parte do recuo de mais de 11% da semana anterior. O Swissquote menciona uma estimativa otimista do Goldman Sachs para a demanda pelo petróleo com a reabertura da China e também a possibilidade de que Moscou reduza mais sua oferta, para retaliar a União Europeia pelo teto de preços imposto ao petróleo russo. Em relatório mensal, a estimativa para a demanda pelo petróleo da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) no ano atual foi mantida em relação ao mês anterior, em 28,6 milhões de barris por dia (bpd), afirma a entidade. O resultado representa um crescimento de cerca de 500 mil bpd em relação ao nível de 2021, compara. A Opep ainda informa que o crescimento na demanda pelo seu petróleo em 2023 também foi mantido, a 29,2 milhões de bpd, ou seja, um crescimento de 600 mil bpd ante o esperado para o ano atual. Para a Capital Economics, a recente queda nos preços do petróleo diz uma coisa: que as preocupações com a demanda estão no comando. eldquo;Dado que esperamos uma nova desaceleração no crescimento global no primeiro trimestre de 2023, acreditamos que os preços possam cair ainda maiserdquo;, projeta. eldquo;A principal diferença entre nossas novas previsões de preço do petróleo e as antigas é que esperamos preços mais baixos no início de 2023. Embora nossas antigas previsões estivessem amplamente alinhadas com a visão de consenso entre os economistas, agora são mais baixas. Nossa nova previsão média para o petróleo Brent em 2023 é de US$ 80 por barrilerdquo;, aponta a consultoria.