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Após as idas e vindas dos projetos de lei, da Câmara e do Senado, que tentam estabelecer um marco legal do hidrogênio verde e de baixo carbono no país, as discussões sobre os subsídios a essa nova indústria voltam à pauta com o início das atividades parlamentares esta semana. O diagnóstico de representantes do setor é que o jogo está zerado. Não existe um projeto campeão. De um lado, o texto da Câmara, liderado por Arnaldo Jardim (Cidadania/SP) e com relatoria de Bacelar (PV/BA), que agora está no Senado (PL 2308/2023). Ele é mais técnico, ao definir os conceitos de hidrogênio de baixo carbono e hidrogênio renovável, e ao concentrar a competência sob a ANP. Contudo, deixou de fora os subsídios defendidos por desenvolvedores de projetos de hidrogênio de baixo carbono endash; o que agrada a equipe econômica do governo que tenta encontrar outras formas de incentivo ao setor. Do outro lado, o texto do Senado, que agora está na Câmara (PL 5816/2023). Apesar de contar com subsídios, sob a coordenação de Cid Gomes (PDT/CE) e relatoria de Otto Alencar (PSD/BA), o texto é considerado ruim. Mistura competências entre Aneel e ANP, e usa diferentes nomenclaturas que diferenciam hidrogênio verde, de baixo carbono, e renovável. Além disso, cria benefícios via tarifas de energia (CDE), o que pode onerar ainda mais o setor elétrico e a indústria, ao afastar a tão desejada energia barata. O custo da energia é essencial para que o do hidrogênio verde brasileiro seja competitivo. Alocação de prioridades, sejam fontes ou usos, está desgastada diante de um setor abalado por crises. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) está estimada na casa dos R$ 40 bilhões este ano. Sem incentivo, sem hidrogênio Sem incentivo, pelo menos em um primeiro momento, os projetos de hidrogênio de baixo carbono podem migrar para onde é mais vantajoso. Grande parte dos desenvolvedores são multinacionais e o dinheiro é um só. União Europeia, Estados Unidos, China, entre outros, já definiram uma série de benefícios fiscais para desenvolvimento dessa indústria, atraindo investidores. Na semana passada, o Egito sancionou a lei que garante um crédito fiscal de até 55% para projetos de produção de hidrogênio verde. O país, no Norte da África, é um competidor direto do Brasil e pode ser um grande produtor do energético para atender ao mercado europeu. O Japão também planeja US$ 20 bilhões de em subsídios, nos próximos 15 anos, para subsidiar a produção de hidrogênio verde e azul. (Nikkei)

A JBS, maior produtora global de carnes, afirmou nesta quarta-feira (7) que pretende migrar aos poucos o combustível de sua frota de caminhões para biodiesel puro (B100), após testes realizados pela sua unidade de transportes no Brasil indicarem "rendimento equivalente" ao diesel. A empresa antecipou à Reuters os resultados da primeira etapa de testes no projeto para uso de biodiesel 100% em sua frota de caminhões. Os dados mostraram que um caminhão DAF 530 abastecido com o combustível renovável apresentou ainda emissão de até 80% menos gás carbônico, na comparação com veículos que usam diesel. "Foram seis meses de operação e os resultados mostram que o uso do B100 é promissor. Os resultados iniciais evidenciam que a performance do veículo abastecido com biodiesel é equivalente ao utilizado na mesma rota com o diesel convencional, mas com impacto ambiental muito inferior", disse o diretor comercial da JBS Biodiesel, Alexandre Pereira, em nota. Questionada sobre detalhes dos planos para uso do biodiesel produzido pela própria companhia na frota, a empresa afirmou que, "conforme os testes forem avançando, a JBS pretende migrar gradativamente a frota para 100% biodiesel". "Estamos otimistas em relação ao uso do biodiesel 100% [B100] como uma alternativa segura e de alta qualidade para o uso nos caminhões em larga escala", ressaltou o diretor da JBS Transportadora, Armando Volpe. Com isso, a companhia deve seguir passos semelhantes ao da Amaggi, outro conglomerado do agronegócio que também tem produção de biodiesel e anunciou no ano passado a compra de 100 veículos adaptados para rodar com B100. A JBS não detalhou um cronograma para a migração da frota para o biodiesel. No período dos testes, o veículo utilizado pela JBS Transportadora fez a rota logística entre Lins (interior de SP) -- onde a companhia tem um complexo produtivo, incluindo usina de biodiesel -- e o porto de Santos (litoral paulista). A JBS disse que os testes mostraram que a potência do veículo com B100 também foi equivalente em relação a caminhões que rodam com diesel convencional, que atualmente no Brasil contém uma mistura de 12% de biodiesel, antes de um aumento para B14 a partir de março. "Os testes mostraram que o biodiesel 100% [B100] tem impacto positivo na performance, desempenho e na preservação de itens importantes do caminhão, como o motor", disse Volpe. Desde o início do teste, em julho de 2023, o caminhão percorreu o total de 59.938 km, transportando mais de 3,2 mil toneladas de produtos fabricados no polo industrial da JBS em Lins. No total, foram cerca de 35 mil litros de biocombustível B100 consumidos. A empresa afirmou também que os custos com o B100 também foram equivalentes aos registrados com o diesel tradicional. Mas Pereira destacou que o biodiesel é um combustível mais "limpo, biodegradável e altamente eficiente no aspecto ambiental". Além disso, disse ele, os testes mostraram que ele é um substituto imediato do combustível fóssil e compatível com a tecnologia já existente de motores da indústria automobilística. "Nosso objetivo é comprovar a qualidade do biodiesel como uma alternativa imediata para descarbonização da matriz energética no transporte brasileiro", afirmou o diretor da JBS Biodiesel. A capacidade instalada da JBS Biodiesel é de cerca de 785 milhões de litros por ano, pouco mais de 10% do volume do biocombustível produzido no Brasil em 2023.

A JBS, maior produtora global de carnes, afirmou nesta quarta-feira (7) que pretende migrar aos poucos o combustível de sua frota de caminhões para biodiesel puro (B100), após testes realizados pela sua unidade de transportes no Brasil indicarem "rendimento equivalente" ao diesel. A empresa antecipou à Reuters os resultados da primeira etapa de testes no projeto para uso de biodiesel 100% em sua frota de caminhões. Os dados mostraram que um caminhão DAF 530 abastecido com o combustível renovável apresentou ainda emissão de até 80% menos gás carbônico, na comparação com veículos que usam diesel. "Foram seis meses de operação e os resultados mostram que o uso do B100 é promissor. Os resultados iniciais evidenciam que a performance do veículo abastecido com biodiesel é equivalente ao utilizado na mesma rota com o diesel convencional, mas com impacto ambiental muito inferior", disse o diretor comercial da JBS Biodiesel, Alexandre Pereira, em nota. Questionada sobre detalhes dos planos para uso do biodiesel produzido pela própria companhia na frota, a empresa afirmou que, "conforme os testes forem avançando, a JBS pretende migrar gradativamente a frota para 100% biodiesel". "Estamos otimistas em relação ao uso do biodiesel 100% [B100] como uma alternativa segura e de alta qualidade para o uso nos caminhões em larga escala", ressaltou o diretor da JBS Transportadora, Armando Volpe. Com isso, a companhia deve seguir passos semelhantes ao da Amaggi, outro conglomerado do agronegócio que também tem produção de biodiesel e anunciou no ano passado a compra de 100 veículos adaptados para rodar com B100. A JBS não detalhou um cronograma para a migração da frota para o biodiesel. No período dos testes, o veículo utilizado pela JBS Transportadora fez a rota logística entre Lins (interior de SP) -- onde a companhia tem um complexo produtivo, incluindo usina de biodiesel -- e o porto de Santos (litoral paulista). A JBS disse que os testes mostraram que a potência do veículo com B100 também foi equivalente em relação a caminhões que rodam com diesel convencional, que atualmente no Brasil contém uma mistura de 12% de biodiesel, antes de um aumento para B14 a partir de março. "Os testes mostraram que o biodiesel 100% [B100] tem impacto positivo na performance, desempenho e na preservação de itens importantes do caminhão, como o motor", disse Volpe. Desde o início do teste, em julho de 2023, o caminhão percorreu o total de 59.938 km, transportando mais de 3,2 mil toneladas de produtos fabricados no polo industrial da JBS em Lins. No total, foram cerca de 35 mil litros de biocombustível B100 consumidos. A empresa afirmou também que os custos com o B100 também foram equivalentes aos registrados com o diesel tradicional. Mas Pereira destacou que o biodiesel é um combustível mais "limpo, biodegradável e altamente eficiente no aspecto ambiental". Além disso, disse ele, os testes mostraram que ele é um substituto imediato do combustível fóssil e compatível com a tecnologia já existente de motores da indústria automobilística. "Nosso objetivo é comprovar a qualidade do biodiesel como uma alternativa imediata para descarbonização da matriz energética no transporte brasileiro", afirmou o diretor da JBS Biodiesel. A capacidade instalada da JBS Biodiesel é de cerca de 785 milhões de litros por ano, pouco mais de 10% do volume do biocombustível produzido no Brasil em 2023.

O mercado de petróleo está perdendo uma importante fonte de crescimento este ano, uma vez que a produção da gigante brasileira Petrobras deve se manter estável após um salto em 2023. O problema tem duas vertentes. Alguns campos importantes que a petrolífera colocou em operação no início da década de 2010 atingiram o pico e começaram a declinar. Ao mesmo tempo, há uma pausa na entrega de novos equipamentos de produção para campos que ainda estão em expansão. Como resultado, a Petrobras não espera registrar crescimento anual novamente até 2026. Isso significa que qualquer expansão de curto prazo no Brasil virá de empresas petrolíferas estrangeiras e de produtores juniores locais, que operaram apenas 12% da produção do país no ano passado. O diretor executivo de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes, está com pressa para explorar áreas fora do pré-sal, que fornece mais de 70% da produção do Brasil. Caso contrário, a produção geral do país só crescerá até 2030, aproximadamente, e depois começará a despencar. -- O pré-sal não vai durar para sempre -- disse Mendes em entrevista em uma das torres corporativas da empresa no Rio de Janeiro. -- Até 2050, o Brasil será um país insignificante em termos de produção de petróleoerdquo;, a menos que a Petrobras encontre mais petróleo. É uma reversão significativa. A produção do Brasil cresceu mais no ano passado do que a de qualquer outro país, exceto EUA e Irã, o que contribuiu para que a Opep+ restringisse a oferta para sustentar os preços. Principal campo do pré-sal produz menos A pausa prolongada da Petrobras oferecerá um pouco de alívio à Opep e à Rússia, embora a produção nos EUA e na Guiana deva continuar crescendo. A recente tensão geopolítica no Oriente Médio destaca como a produção de outras regiões é crucial para a segurança energética global. O principal desafio da Petrobras é Tupi. Foi o primeiro campo do pré-sal a entrar em produção em 2010 e ainda é o que mais produz no Brasil, com 832,000 de barris por dia de petróleo no ano passado. No entanto, sua produção caiu 13% desde seu pico em 2020. Um campo menor do pré-sal, o Sapinhoá, caiu 18% desde 2020, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis, a ANP. Os declínios estão compensando o crescimento em outros projetos, como Búzios, que é ainda maior do que Tupi em termos de potencial. A empresa está tomando medidas para limitar o ritmo anual de declínio de Tupi a 7% ou 8% ao ano, em comparação com uma média de cerca de 10% para a Petrobras como um todo, disse Mendes. A estatal espera que a ANP prorrogue o contrato do campo até a década de 2060. A Petrobras precisa da aprovação da agência reguladora para justificar o investimento de bilhões de dólares para extrair barris adicionais em Tupi. Uma nova plataforma de produção e equipamentos associados podem custar até US$ 7 bilhões e não estariam prontos até 2029, na melhor das hipóteses, disse Mendes. Os sócios minoritários da Petrobras em Tupi são a Shell e a Galp. Expansão da frota de plataformas A Petrobras também está desacelerando a expansão da maior frota do mundo das plataformas do tipo FPSO. Ela está adicionando apenas um este ano, depois de adicionar quatro em 2023 emdash; dentre um total de 14 previstos até 2028. Alguns FPSOs podem produzir até 225.000 barris por dia cada. De acordo com Mendes, muitos analistas de petróleo têm uma visão mais otimista do que a estimativa de produção da empresa, que leva em conta potenciais complicações decorrentes de trabalhos de manutenção e atrasos na entrega de equipamentos. A Agência Internacional de Energia (AIE) espera que o Brasil eleve sua produção em 240.000 barris por dia este ano. A bacia marítima que a Petrobras está mais animada para explorar é conhecida como Foz do Amazonas, onde a empresa vem lutando com as autoridades brasileiras para obter licenças de perfuração em uma área ambientalmente sensível na costa do Amapá. A Petrobras esperava que um recurso fosse resolvido este mês, mas uma paralisação no Ibama gerou incerteza, disse Mendes. Enquanto isso, a empresa perfurará um segundo poço em outra bacia da chamada Margem Equatorial brasileira ainda este mês. O setor petrolífero tem grandes expectativas de que a região possa abrigar grandes campos semelhantes aos que a Exxon está desenvolvendo na Guiana. Busca no exterior Internacionalmente, o foco principal da Petrobras é a Colômbia, onde continua a explorar uma importante descoberta de gás em alto-mar e planeja perfurar pelo menos mais dois poços este ano. Se for bem-sucedida, poderá haver gás suficiente para abastecer a Colômbia e também justificar um terminal de exportação, disse Mendes. A Petrobras também está estudando dados sísmicos em três blocos de exploração em São Tomé e Príncipe, duas ilhas vulcânicas ao largo da costa da África Central que demonstraram semelhanças geológicas com a Guiana. A companhia comprou participações minoritárias em blocos da Shell no final do ano passado, marcando um retorno à África, onde a administração anterior havia vendido ativos. A empresa também está interessada em aquisições em outras partes da África, incluindo a Nigéria. -- Temos conversas em andamento. Estamos voltando porque temos interesse e conhecimento -- disse Mendes.

O mercado de petróleo está perdendo uma importante fonte de crescimento este ano, uma vez que a produção da gigante brasileira Petrobras deve se manter estável após um salto em 2023. O problema tem duas vertentes. Alguns campos importantes que a petrolífera colocou em operação no início da década de 2010 atingiram o pico e começaram a declinar. Ao mesmo tempo, há uma pausa na entrega de novos equipamentos de produção para campos que ainda estão em expansão. Como resultado, a Petrobras não espera registrar crescimento anual novamente até 2026. Isso significa que qualquer expansão de curto prazo no Brasil virá de empresas petrolíferas estrangeiras e de produtores juniores locais, que operaram apenas 12% da produção do país no ano passado. O diretor executivo de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes, está com pressa para explorar áreas fora do pré-sal, que fornece mais de 70% da produção do Brasil. Caso contrário, a produção geral do país só crescerá até 2030, aproximadamente, e depois começará a despencar. -- O pré-sal não vai durar para sempre -- disse Mendes em entrevista em uma das torres corporativas da empresa no Rio de Janeiro. -- Até 2050, o Brasil será um país insignificante em termos de produção de petróleoerdquo;, a menos que a Petrobras encontre mais petróleo. É uma reversão significativa. A produção do Brasil cresceu mais no ano passado do que a de qualquer outro país, exceto EUA e Irã, o que contribuiu para que a Opep+ restringisse a oferta para sustentar os preços. Principal campo do pré-sal produz menos A pausa prolongada da Petrobras oferecerá um pouco de alívio à Opep e à Rússia, embora a produção nos EUA e na Guiana deva continuar crescendo. A recente tensão geopolítica no Oriente Médio destaca como a produção de outras regiões é crucial para a segurança energética global. O principal desafio da Petrobras é Tupi. Foi o primeiro campo do pré-sal a entrar em produção em 2010 e ainda é o que mais produz no Brasil, com 832,000 de barris por dia de petróleo no ano passado. No entanto, sua produção caiu 13% desde seu pico em 2020. Um campo menor do pré-sal, o Sapinhoá, caiu 18% desde 2020, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis, a ANP. Os declínios estão compensando o crescimento em outros projetos, como Búzios, que é ainda maior do que Tupi em termos de potencial. A empresa está tomando medidas para limitar o ritmo anual de declínio de Tupi a 7% ou 8% ao ano, em comparação com uma média de cerca de 10% para a Petrobras como um todo, disse Mendes. A estatal espera que a ANP prorrogue o contrato do campo até a década de 2060. A Petrobras precisa da aprovação da agência reguladora para justificar o investimento de bilhões de dólares para extrair barris adicionais em Tupi. Uma nova plataforma de produção e equipamentos associados podem custar até US$ 7 bilhões e não estariam prontos até 2029, na melhor das hipóteses, disse Mendes. Os sócios minoritários da Petrobras em Tupi são a Shell e a Galp. Expansão da frota de plataformas A Petrobras também está desacelerando a expansão da maior frota do mundo das plataformas do tipo FPSO. Ela está adicionando apenas um este ano, depois de adicionar quatro em 2023 emdash; dentre um total de 14 previstos até 2028. Alguns FPSOs podem produzir até 225.000 barris por dia cada. De acordo com Mendes, muitos analistas de petróleo têm uma visão mais otimista do que a estimativa de produção da empresa, que leva em conta potenciais complicações decorrentes de trabalhos de manutenção e atrasos na entrega de equipamentos. A Agência Internacional de Energia (AIE) espera que o Brasil eleve sua produção em 240.000 barris por dia este ano. A bacia marítima que a Petrobras está mais animada para explorar é conhecida como Foz do Amazonas, onde a empresa vem lutando com as autoridades brasileiras para obter licenças de perfuração em uma área ambientalmente sensível na costa do Amapá. A Petrobras esperava que um recurso fosse resolvido este mês, mas uma paralisação no Ibama gerou incerteza, disse Mendes. Enquanto isso, a empresa perfurará um segundo poço em outra bacia da chamada Margem Equatorial brasileira ainda este mês. O setor petrolífero tem grandes expectativas de que a região possa abrigar grandes campos semelhantes aos que a Exxon está desenvolvendo na Guiana. Busca no exterior Internacionalmente, o foco principal da Petrobras é a Colômbia, onde continua a explorar uma importante descoberta de gás em alto-mar e planeja perfurar pelo menos mais dois poços este ano. Se for bem-sucedida, poderá haver gás suficiente para abastecer a Colômbia e também justificar um terminal de exportação, disse Mendes. A Petrobras também está estudando dados sísmicos em três blocos de exploração em São Tomé e Príncipe, duas ilhas vulcânicas ao largo da costa da África Central que demonstraram semelhanças geológicas com a Guiana. A companhia comprou participações minoritárias em blocos da Shell no final do ano passado, marcando um retorno à África, onde a administração anterior havia vendido ativos. A empresa também está interessada em aquisições em outras partes da África, incluindo a Nigéria. -- Temos conversas em andamento. Estamos voltando porque temos interesse e conhecimento -- disse Mendes.

As vendas crescentes de carros híbridos ajudaram a Toyota a superar as estimativas no terceiro trimestre, à medida que a maior montadora do mundo elevou as previsões de lucro anual e forneceu uma maior justificativa para sua aposta na tecnologia. A empresa japonesa aumentou sua previsão de lucro operacional para o ano fiscal até março para ¥4,9 trilhões (cerca de R$ 168,63 bilhões) de ¥4,5 trilhões e afirmou que o lucro no terceiro trimestre fiscal atingiu ¥1,7 trilhão, um aumento em relação a ¥957 bilhões no ano anterior. Os resultados superaram as expectativas dos analistas, de acordo com dados da LSEG, e fizeram com que suas ações subissem 4,8% no fechamento em Tóquio. A montadora afirmou que o aumento se deve principalmente "aos esforços de marketing, à medida que o volume de vendas aumentou em todas as regiões", especialmente para veículos híbridos elétricos de margem mais alta, enquanto o iene fraco proporcionou um benefício adicional. "Em todas as regiões, a participação das vendas de híbridos aumentou, então, como uma solução realista, os híbridos ainda são preferidos pelos nossos clientes", disse o diretor financeiro da Toyota, Yoichi Miyazaki, aos jornalistas. "No ano passado, os veículos híbridos venderam de 3,4 milhões a 3,5 milhões de unidades. Em 2022, acredito que tenha ficado em cerca de 2,6 milhões. Portanto, dentro do ano, houve um aumento de um pouco menos de 1 milhão na demanda por híbridos globalmente. E acredito que a demanda deva atingir 5 milhões de unidades por volta de 2025", disse ele. No terceiro trimestre, as vendas de híbridos aumentaram 47% em relação ao ano anterior, totalizando 951.000, enquanto as vendas totais de veículos subiram 10%. As vendas animadoras de veículos híbridos elétricos contrariam as preocupações de alguns analistas de que a Toyota não está avançando rápido o suficiente em direção aos veículos elétricos a bateria (BEVs). A empresa planeja vender 3,5 milhões de BEVs anualmente a partir de 2030, mas vendeu apenas 104.000 BEVs no ano calendário de 2023. O aumento na demanda por híbridos "justifica sua aposta na tecnologia. No entanto, o risco é que, se a demanda por VE aumentar rapidamente, por exemplo, por meio da produção em massa, a Toyota pode não estar pronta para aproveitar. Mas claramente, a Toyota está em uma posição favorável agora", disse James Hong, analista automotivo da Macquarie. "Muitos fabricantes de equipamentos originais, como a GM, estão fazendo a mesma aposta em híbridos agora, à medida que o crescimento de BEVs diminui e as metas de COe#8322; dos reguladores permanecem em vigor", disse Thomas Besson, chefe de pesquisa automotiva da Kepler Cheuvreux. O grupo Toyota - que manteve seu título de maior montadora do mundo no ano passado, vendendo um recorde de 11,2 milhões de veículos de passageiros, incluindo suas subsidiárias - há muito tempo está comprometido com "uma abordagem de múltiplos caminhos" que depende de uma ampla variedade de carros sendo vendidos em mais de 170 países, onde os BEVs permanecerão inacessíveis por muitos anos. No mês passado, seu presidente, Akio Toyoda, disse que via a penetração de BEVs atingindo 30% e que o nível de adoção era "algo que os clientes e o mercado decidirão, não as regulamentações ou o poder político". Os 70% restantes dos veículos seriam híbridos, movidos a hidrogênio ou teriam motores a gasolina tradicionais, acrescentou. Atualmente, a Toyota está enfrentando uma série de escândalos de dados em algumas de suas afiliadas mais próximas, incluindo a Daihatsu, o que levou a uma ligeira redução nas estimativas de vendas para o Japão. Toyoda disse na semana passada que ele pessoalmente "tomaria medidas" e participaria das reuniões anuais das afiliadas neste verão, onde as julgaria com base nas ações que tomaram. O grupo também examinaria o ritmo de novos projetos e desenvolvimento à luz dos escândalos, alguns dos quais foram causados por pressão excessiva sobre as afiliadas. (Financial Times)