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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.

A Petrobras anunciou na tarde desta quinta-feira, 22, uma nova redução nos preços de venda do gás de cozinha. O combustível ficará mais barato nas refinarias a partir desta sexta-feira, 23. O preço médio de venda para as distribuidoras do Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), o gás de cozinha, passará de R$ 4,0265/kg para R$ 3,7842/kg, o equivalente a R$ 49,19 por 13 kg, uma redução média de R$ 3,15 por 13 kg. eldquo;Essa redução acompanha a evolução dos preços de referência e é coerente com a prática de preços da Petrobras, que busca o equilíbrio dos seus preços com o mercado, mas sem o repasse para os preços internos da volatilidade conjuntural das cotações e da taxa de câmbioerdquo;, justificou a petroleira, em nota.

Na busca incessante por combustíveis que agridem cada vez menos o meio-ambiente, principalmente no Brasil, onde a eletrificação ainda barra em uma série de desafios, os biocombustíveis levam a vantagem, considerando a vasta área de exploração de matéria-prima de produtos agrícolas ou vegetais, como milho, cana-de-açúcar, mamona, entre outros. Nesse cenário, a grande batalha é a discussão da melhor alternativa na redução da emissão de poluentes dos veículos e máquinas com motor de combustão interna , pois a qualidade do óleo diesel se apresenta como um obstáculo importante à sua modernização tecnológica. eldquo;Além de dificultar ou mesmo inviabilizar os possíveis ganhos ambientais, isso coloca o Brasil em situação comercial desfavorável , isolando-o frente ao mercado internacionalerdquo;, afirma Gabriel Murgel Branco, consultor técnico da Afeevas (Associação dos Fabricantes de Equipamentos para Controle de Emissões Veiculares da América do Sul). De olho nisso, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) submeteu a Minuta de Resolução 2120631 - SEI/ANP à audiência pública CP 11/2022, em julho no qual propõe a definição de um plano e cronograma de descontinuidade dos óleos diesel S500 para uso rodoviário e S1800 para uso não rodoviário no prazo de até quatro anos , em conjunto com produtores de óleo diesel eldquo;Aerdquo; (sem adição de biodiesel) e importadores. "Para que a eletrificação produza os efeitos ambientais almejados, é fundamental também que se estimule a atualização tecnológica dos motores dessas usinas para o controle de emissões de última geração erdquo;, analisa Elcio Luiz Farah, Diretor Adjunto da Afeevas. Com isso, os especialistas defendem que a existência de um programa de emissões para equipamentos não rodoviários, em consonância com o novo plano da ANP , permitirá que o Brasil acompanhe os melhores níveis tecnológicos do mercado das máquinas movidas por motores a diesel. No caso do transporte rodoviário, com vida útil superior a 30 anos, as locomotivas são algumas das máquinas que não possuem leis de controle de emissões no Brasil. Em 2017, a EnvironMentality fez um estudo de impacto ambiental para implantar o trecho do Ferroanel que interliga os ramais que vêm de Jundiaí (SP), do Rio de Janeiro (RJ) e de Santos (SP), com longos trechos em túneis por baixo da Serra da Cantareira. O local citado é uma reserva ambiental que não pode receber altos índices de gases poluentes . Gabriel explica que o estudo verificou que trens que estão trabalhando no Brasil têm um alto nível de emissão de óxidos de nitrogênio (NOx) e de material particulado. eldquo;Por conta disso, o projeto recomendou o emprego de locomotivas com o padrão de emissões eldquo;Tier 4erdquo; norte americano para poder ser aprovado e implantadoerdquo;, conta. O especialista indica que, globalmente, existem quatro níveis de controles de emissões. Nos Estados Unidos, eles são chamados de Tier 1, Tier 2, Tier 3 e Tier 4. Para que fosse possível o trecho Ferroanel sair do papel, a melhor solução ambiental seria eletrificar o trecho .