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O Supremo Tribunal Federal (STF) formou maioria para validar a lei que exclui as operações com petróleo e derivados do regime fiscal da Zona Franca de Manaus. Com isso, será mantida a incidência do Imposto de Importação e do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) sobre essas operações. O julgamento é realizado no plenário virtual até a meia-noite desta sexta-feira, 8, e há sete dos 11 votos a favor da norma. A ação foi ajuizada pelo Cidadania, que alegou que a medida, prevista em lei de 2021, produzirá eldquo;efeitos devastadoreserdquo; para a indústria do petróleo na região e para a própria área de livre comércio. Segundo a legenda, a lei pode somente aumentar o nível dos incentivos, nunca eliminá-los ou reduzi-los. A Constituição garante a preservação das características eldquo;de área livre de comércio, de exportação e importação, e de incentivos fiscaiserdquo; da Zona Franca de Manaus até 2073. Prevaleceu o voto do relator, Luís Roberto Barroso. Ele entende que os bens do setor de petróleo não estão abrigados no campo dos incentivos fiscais tutelados pela Constituição. Isso porque a redação original do decreto-lei de 1967, que regula a Zona Franca de Manaus e foi alterado pela lei de 2021, já excluía as operações com petróleo e derivados do regime fiscal. Assim, a lei só teria explicitado a exclusão e não teria causado a redução de nenhum benefício fiscal. eldquo;A norma questionada reproduziu o mesmo teor das exceções ao tratamento fiscal favorecido naquela região, em vigor desde 1967, em relação às exportações ou reexportações, às importações e às operações realizadas com petróleo e derivados, com vistas a neutralizar possível assimetria tributária na importação de combustíveiserdquo;, afirmou Barroso em seu voto. Divergência Para o ministro Dias Toffoli, a exceção prevista no decreto-lei de 1967 dizia respeito somente aos lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo. eldquo;Ou seja, ele não citava o bem elsquo;petróleoersquo; isoladamente considerado (o qual não se confunde com os produtos dele derivados)erdquo;, afirmou o ministro, que foi vencido no julgamento. Ele foi seguido pelo ministro Luiz Fux e, em parte, pelo ministro Kássio Nunes Marques. eldquo;Como o item elsquo;petróleoersquo; não estava excepcionado pela redação original, era ele sim alcançado pelos incentivos fiscais estabelecidos para a Zona Franca de Manaus. Não poderia, portanto, o legislador, por meio da lei ora questionada (Lei nº 14.183/21) revogar a aplicação desses incentivos em favor das operações com petróleoerdquo;, argumentou Toffoli. Além disso, alegou o ministro, no momento em que a Constituição foi promulgada, em 1988, já existiam leis que favoreciam as operações com petróleo e derivados. Por isso, o benefício não poderia ser excluído por lei ordinária.

No ano em que a Petrobras teve queda de 33% nos ganhos e reteve dividendos extraordinários de mais de R$ 40 bilhões, a estatal também decidiu retomar a política de diversificação dos investimentos e acabar de vez com o programa de desinvestimentos colocados em prática nos governos Michel Temer e Jair Bolsonaro. Os projetos vão desde a retomada de refinarias e fertilizantes até usinas térmicas e projetos de eólica offshore. Na teleconferência dos resultados, os diretores detalharam os investimentos da companhia em 2023. Mas também garantiram que, em algum momento, ainda não definido, os dividendos reservados irão para o bolso dos acionistas e não podem ser usados para outros fins, como investimentos. eldquo;O dividendo é para distribuição de qualquer forma. Não pode pagar dívida ou investir, como falsas notícias que andam por aíerdquo;, disse o presidente da estatal, Jean Paul Prates. A decisão de mandar o lucro remanescente do quarto trimestre de 2023 para uma reserva de remuneração de capital, e não para dividendos extraordinários, fez com que a estatal perdesse R$ 54,3 bilhões em valor de mercado nesta sexta-feira, 8. Ela passou a valer R$ 474,7 bilhões. Sobre os investimentos, o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos, afirmou que a Petrobras foi a única petroleira de grande porte a colocar cinco plataformas em operação no ano passado, elevando a capacidade instalada de produção em 630 mil barris de óleo por dia. No segmento de refino, Travassos destacou a retomada das obras da Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, que foi separada em três fases. A primeira fase, que vai acrescentar capacidade de processar mais 15 mil barris por dia, está prevista para ser concluída este ano. Na segunda fase, haverá a expansão do Trem 1 da refinaria em 15 mil bpd, previsto para ficar pronto em 2025. eldquo;Na próxima semana vamos receber as propostas para adequação do Trem 2 da Rnesterdquo;, disse o executivo, explicando que o processo de contratações para o início das obras está em andamento e quando concluído vai acrescentar 130 mil bpd. O diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, disse que a estatal reservou R$ 3,8 bilhões em capex corrente para manutenção de refinarias em 2024. Em 2023, os investimentos dessa natureza somaram R$ 3,1 bilhões. Houve paradas programadas para manutenção ou melhorias de relevo em pelo menos quatro refinarias da Petrobras (RPBC, Refap, Reduc e Regap), segundo a apresentação de França na teleconferência. Além disso, a Petrobras está em negociação para recomprar a refinaria de Mataripe (ex-Rlam, vendida à Acelen, controlada pelo Mubadala). O presidente da estatal, Jean Paul Prates, confirmou que há conversas porque a Petrobras recebeu um convite dos atuais donos. eldquo;Conversamos com eles porque recebemos um convite. Achamos interessante analisar e estamos analisandoerdquo;, disse com relação à convocatória para negociações da Acelen sobre a refinaria e outros negócios de biorefino no apagar das luzes de 2023. Prates disse que o termo eldquo;renacionalização de ativoserdquo; é eldquo;mofadoerdquo; e não faz parte do vocabulário da atual gestão da Petrobras. Segundo ele, a Petrobras não tem a intenção de recomprar ativos que pertenciam à empresa e foram vendidos à iniciativa privada no passado, mas vai manter conversas sobre o que interessa do ponto de vista de negócio. eldquo;elsquo;Renacionalizaçãoersquo; de ativos não faz parte do nosso vocabulário. Olhamos para qualquer um desses ativos (vendidos no passado) como ativos de negócios. E se tiver de ter maioria por questão estratégica, teremos. Se não for o caso, não teremos. Se não for do interesse da Petrobras, não faremos proposta ou abordagem qualquer. Não estamos aqui para renacionalizar, reestatizar, nada disso. Estamos olhando ativos e vendo se interessa ou nãoerdquo;, disse. Antes, também na teleconferência, ele já havia reiterado que Vibra (Ex-BR Distribuidora) eldquo;não está na mesaerdquo; e que não há estudos para recompra dessa empresa dentro da Petrobras. Fertilizantes Outra área que voltou ao radar da Petrobras é o de fertilizantes. O diretor de Processos Industriais e Produtos da estatal, William França, afirmou que a Petrobras está eldquo;trabalhando forteerdquo; para ser um player no negócio de fertilizantes e não apenas uma fábrica, o que seguiria diretriz estratégica aprovada pelo Conselho de Administração da estatal. Na apresentação, ele cita a Unidade de Fertilizantes III, em processo de reavaliação; o estudo de alternativas para a retomada da produção da Ansa; e estudos de parcerias no segmento, em plantas atuais ou novas e para a descarbonização da produção. O mesmo valeria para Petroquímica, ramo em que a estatal já tem participação na Braskem, passível de aumento, e avalia novas oportunidades. Neste caso, cita a ambição de integração com o refino e de encontrar alternativas para investimento na produção de químicos básicos e resinas. Térmicas Na área de energia elétrica, o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim, informou que a estatal vai avaliar o leilão de reserva de capacidade, lançado nesta sexta-feira pelo Ministério de Minas e Energia (MME). Segundo ele, é possível que a companhia participe. eldquo;Vamos analisar o leilão, mas existe uma possibilidade de vir a participar porque temos algumas térmicas que estão descontratadas e elas poderiam participar desse leilão, é uma possibilidade concretaerdquo;, disse Tolmasquim. Ele explicou ainda que a empresa pretende construir uma nova termelétrica no Gaslub (ex-Comperj), mas que não daria tempo de entrar no leilão de capacidade, mas poderá entrar em leilões futuros. Questionado se a Petrobras poderia se interessar pela compra dos ativos da AES que estão à venda no Brasil, Tolmasquim explicou que poderá analisar projetos de energia renováveis, mas não está nos planos comprar térmicas de terceiros. eldquo;A gente, em termos de térmicas, não pretende adquirir térmicas de terceiros. Se tiver questão de portfólio de renováveis pode analisar como está analisando de várias outras empresaserdquo;, concluiu. Recorde de contratos de gás natural Tolmasquim disse que a Petrobras teve um recorde de celebração de contratos de fornecimento de gás natural em 2023. Ao todo, foram 34 contratos com 15 distribuidoras. eldquo;São 22 milhões de metros cúbicos de gás por dia a partir desse ano, o que equivale a 55% do mercado térmico brasileiroerdquo;, comparou. Em termos de receita, disse Tolmasquim, isso vai gerar um montante de R$ 167 bilhões no horizonte de até 11 anos. Ele afirmou ainda que, em 2023, a Petrobras assinou memorandos de entendimento com 45 empresas visando ter opções para novos negócios à frente. Entre elas estão a geração de energia renovável e projetos de captura e armazenamento de carbono (CCUS). eldquo;Assinamos MOUs com 45 empresas, são 45 oportunidades de negócios sendo analisadas. Não faremos (negócio) com isso tudo. Ao contrário, será uma porcentagem pequena. Mas é importante ter grande número de possibilidades para selecionar melhorerdquo;, disse. Na apresentação de Tolmasquim, era citada a avaliação de oportunidades para 30 GW em eólicas offshore e projetos de hidrogênio de baixo carbono e derivados. Aí, a Petrobras teria foco em grandes consumidores industriais, além de oportunidades para consumo próprio. No tópico sobre CCUS, era citado o projeto piloto no Rio de Janeiro, além de estudos para hubs industriais no próprio Rio, São Paulo e Espírito Santo. Mercado de diesel R O diretor de logística e comercialização da Petrobras, Claudio Schlosser, disse que, apesar da falta de um mandato específico para o diesel verde na mistura do diesel, a companhia tem conseguido negociar o fornecimento do produto com algumas distribuidoras, caso de Ipiranga e Sim, distribuidora regional do Rio Grande Sul. eldquo;Como o mercado de diesel R ainda é voluntário, não tem mandato, trabalhamos direto com algumas distribuidoras. Destaco a distribuidora regional Sim e a Ipirangaerdquo;, disse. A Petrobras defende a criação de um mandato específico para o diesel R com teor renovável que produz hoje, para além do mandato do biodiesel, de 14%. O tema é assunto de discussão no Congresso Nacional, na esteira do projeto de lei sobre combustíveis do futuro, em vias de ir a votação no plenário. O projeto prevê a criação de um mandato específico de até 3% para HVO, mas o relator, Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), já disse publicamente que o texto não vai contemplar o diesel coprocessado, caso do produzido pela Petrobras, feito por meio do coprocessamento de óleos fóssil e vegetal. Margem Equatorial Segundo o diretor de Exploração e Produção da estatal, Joelson Mendes, a empresa aguarda várias licenças, sendo as mais impactantes as aguardadas para a Margem Equatorial, região que pode ajudar a companhia a aumentar suas reservas de petróleo. Por isso, ele afirma que a greve do Ibama está preocupando a Petrobras. eldquo;É preocupante a greve do Ibama e a gente trabalha com muitas licenças. A mais impactante talvez seja na Margem Equatorial. Estamos fazendo um segundo poço e não tem licença para um terceiro poço, e pode vir nos impactar simerdquo;, respondeu Mendes a um analista. De acordo com Mendes, a área de Eeamp;P já está fazendo análises de risco sobre o atraso das licenças, mas não deu detalhes. Sem alavancagem adicional Apesar da análise declarada para investimentos em novos negócios não só em refino, como em geração de energia renovável e descarbonização, Leite disse que a companhia não enxerga necessidade de alavancagem adicional para a realização de fusões e aquisições futuras. eldquo;Manutenção de nível de alavancagem e gestão de capital são mantras para nóserdquo;, disse Leite. Ele comentou, especificamente, sobre Mataripe e disse que a análise da Petrobras sobre os negócios da Acelen no Nordeste é global. eldquo;Estamos analisando o todo. Tem combustível de aviação verde, tem biorefino, horizontes novos. Mas a possibilidade de endividamento para isso (compra de participação em Mataripe) não está em consideração. Não esperamos tomar dívida para comprar (participação), disse Leite.

A Petrobras confirmou ao Estadão/Broadcast a visita de uma comitiva à Venezuela na semana que passou para avaliação de possíveis oportunidades de negócio. Nenhum acordo foi assinado durante a missão. A equipe da Petrobras que viajou à Venezuela foi integrada por executivos e técnicos da área de Exploração e Produção (Eeamp;P) em terra e águas rasas, e também da área de refino. Foram visitados ativos de produção e refino em Maracaibo, importante região produtora de petróleo no país. Não foi esclarecido se a viagem aconteceu a convite do governo venezuelano, mas a Petrobras informou ter arcado com todas as despesas envolvidas. Uma fonte da estatal definiu a viagem à Venezuela como eldquo;técnicaerdquo; e eldquo;corriqueiraerdquo;, e destacou que nenhum acordo ou compromisso foi assinado, ao contrário do que aconteceu em recentes missões à China e ao Oriente Médio, por exemplo. Segundo a fonte, foi mais uma das visitas para avaliação de ativos que a estatal faz no Brasil e no exterior em função da sua necessidade de ampliação de portfólio. Especificamente no caso da Venezuela, disse, qualquer possibilidade futura só vai avançar em caso de continuidade do abrandamento das sanções impostas ao país pelos Estados Unidos. Recentemente, o ministro do Petróleo da Venezuela, Pedro Tellechea, relatou visitas análogas ao país de funcionários da Sonatrach da Argélia, da YPFB da Bolívia e da Petroleos Mexicanos. O governo Maduro aposta que o governo americano, de Joe Biden, não vai ampliar penalidades à Venezuela a fim de evitar maiores restrições na produção global de petróleo que elevem os preços globais do barril e da gasolina nos EUA.

Será encerrado no próximo dia 31/3/2024 o prazo para a comprovação das metas individuais de descarbonização para distribuidores de combustíveis fósseis referentes ao ano de 2023. O prazo está estabelecido no Parágrafo Único do Art. 4º-A do Decreto nº 9.888, de 2019. A B3 aceitará aposentadorias de Créditos de Descarbonização (CBIO) até sexta-feira, dia 29/03/2024, para fins de cumprimento das metas de descarbonização referentes ao ano de 2023. Até o dia 5/3, 51 distribuidores já haviam cumprido integramente suas metas, tendo sido aposentados aproximadamente 17,4 milhões de créditos de descarbonização (CBIOs), o que corresponde a aproximadamente 43 % do total das metas individuais relativas ao ano de 2023 (40,9 milhões de CBIOs, estabelecido pelo Despacho ANP nº 1.319, de 1º de novembro de 2023). Até a mesma data, havia um total de 32,9 milhões de CBIOs disponíveis para negociação na B3, dos quais 23,3 milhões na posse de distribuidores de combustíveis, 9 milhões com emissores primários (produtores de biocombustíveis certificados no RenovaBio) e 558 mil com partes não obrigadas ao cumprimento de metas do RenovaBio. O descumprimento parcial ou integral da meta anual individual sujeita o distribuidor de combustíveis a multa, prevista no art. 9º da Lei nº 13.576, de 2017, e no art. 6º do Decreto nº 9.888, de 2019, sem prejuízo das demais sanções administrativas e pecuniárias previstas na Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999, e de outras de natureza civil e penal cabíveis. Destacamos que o não pagamento da multa aplicada implica na inscrição do distribuidor no CADIN Federal (Cadastro Informativo de Créditos não Quitados do Setor Público Federal). Além disso, independente do pagamento ou não da multa, caso o distribuidor não cumpra a meta em determinado ano, a quantidade de CBIOs que deixou de ser aposentada será automaticamente acrescida à meta do ano seguinte. Da mesma forma, os CBIOs aposentados que ultrapassarem a meta de um ano serão contabilizados para cumprimento da obrigatoriedade do ano subsequente. Como funciona o RenovaBio O RenovaBio é a Política Nacional de Biocombustíveis. Um de seus principais instrumentos é o estabelecimento de metas nacionais anuais de descarbonização para o setor de combustíveis, de forma a incentivar o aumento da produção e da participação de biocombustíveis na matriz energética de transportes do país. As metas nacionais são estabelecidas pelo CNPE e são anualmente desdobradas, pela ANP, em metas individuais compulsórias para os distribuidores de combustíveis, conforme suas participações no mercado de combustíveis fósseis. As distribuidoras de combustíveis deverão comprovar o cumprimento de metas individuais compulsórias por meio da compra de créditos de descarbonização (CBIO), ativo financeiro negociável em bolsa, derivado da certificação do processo produtivo de biocombustíveis com base nos respectivos níveis de eficiência alcançados em relação a suas emissões. Consulte as metas para 2023 que devem ser cumpridas até 31/3/24.

A Câmara dos Deputados pode votar na semana que vem um pacote de projetos de lei que pretende elevar a quantidade de combustíveis renováveis na gasolina e no óleo diesel. O relator, o deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), passou os últimos dias conversando com as bancadas em busca de um acordo para levar a pauta ao plenário. Baseado em um projeto enviado pelo governo Luiz Inácio Lula da Silva, em 2023, com a adição de outras cinco propostas, o texto possibilita ao governo federal elevar em até 35% o percentual do etanol na gasolina, caso seja comprovada a sua viabilidade técnica. A proposta é mais ambiciosa que a do Palácio do Planalto, que previa a ampliação para 30%. Hoje, o limite é de 27,5%. Também será possível ao Poder Executivo reduzir o percentual a 22%, sob as mesmas condições. Outro ponto do projeto trata da elevação anual do percentual obrigatório do biodiesel ao óleo diesel, no período de 2025 a 2030. Com um aumento de um ponto percentual por ano, partindo dos atuais 15%, o índice poderá chegar a 20% ao final do período, em um regime denominado B20. Ao mesmo tempo, o governo, por meio do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), fica autorizado a aumentar a quantidade para 25% a partir de 2031, em outra alteração ao texto do governo. Além disso, o CNPE poderá ampliar o ajuste anual, caso o cenário seja favorável a isso. As medidas são justificadas por Jardim pela necessidade de descarbonização do setor de transportes, um dos maiores responsáveis pelas emissões de gases de efeito estufa. eldquo;Uma das formas mais eficientes de fazê-lo é por meio da oferta de combustíveis menos poluenteserdquo;, diz o relator. Veja outros pontos do projeto eldquo;combustível do futuroerdquo;: Aviação O pacote cria um programa de incentivo à pesquisa, produção e uso do combustível sustentável de aviação, também conhecido pela sigla em inglês SAF (Sustainable Aviation Fuel), produzido a partir de matérias-primas como cana-de-açúcar e resíduos sólidos. A partir de 2027, as companhias aéreas serão obrigadas a reduzir as emissões de carbono em um ponto percentual pelos dez anos seguintes. Ou seja, a diminuição será de 1% no primeiro ano e de 10% em 2037. O CNPE poderá alterar os percentuais. Biometano Outro projeto incorporado institui o Programa Nacional do Biometano, um combustível derivado da purificação do biogás retirado do processo de decomposição de resíduos orgânicos. O texto busca incorporar o biometano à matriz energética brasileira, especialmente na matriz de transporte nacional. A partir de 2026, 1% do gás natural comercializado no país deverá incluir o biometano, percentual que deve ir aumentando sucessivamente, até chegar a 10% em 2023. O ritmo da evolução anual será definido pelo CNPE. Combustíveis sintéticos O projeto ainda trata dos combustíveis sintéticos, que como outras fontes de energia, deverão ser regulamentados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Fabricado em laboratório, o combustível sintético é produzido a partir da combinação de dois gases - hidrogênio e dióxido de carbono - por meio de processos que não utilizam petróleo. É considerado uma alternativa para preservar os veículos com motores a combustão, por ser uma fonte com menor emissão de poluentes. Diesel verde Produzido a partir de matérias-primas renováveis, como gorduras de origem vegetal e animal e cana-de-açúcar, o diesel verde também será adotado gradualmente, de acordo com o projeto, por meio do Programa Nacional de Diesel Verde. Entre 2027 e 2037, o diesel verde deverá ser incorporado ao tradicional óleo diesel, chegando ao piso de 3% ao final deste período, com valores anuais estabelecidos pelo CNPE de acordo com as condições e oferta do combustível. Será permitida a adição voluntária acima desta marca. Estocagem de carbono Por fim, o pacote eldquo;combustível do futuroerdquo; cria uma série de regras para a captura e armazenamento de dióxido de carbono, editadas pela ANP. A agência deverá fornecer dados para a identificação de áreas com maior potencial para a estocagem. Cada empresa ou consórcio empresarial que quiser aderir à atividade poderá ser autorizada a fazê-lo pelo prazo de 30 anos, prorrogável pelo mesmo período de tempo em caso de cumprimento das normas celebradas. Caso haja descumprimento das regras, a companhia infratora estará sujeita à cassação da autorização, além de outras punições a depender da gravidade do ocorrido, segundo avaliação da ANP.

Uma nova cepa geneticamente modificada de levedura demonstrou, em condições semelhantes às industriais, potencial para otimizar em até 60% a produção de etanol de segunda geração (2G) no Brasil, sem a necessidade de aumentar a área plantada de cana-de-açúcar. Segundo resultados divulgados na revista Scientific Reports, a inovação poderá também reduzir parte dos custos da indústria. O estudo foi conduzido por pesquisadores da Universidade de São Paulo (USP) e colaboradores, com apoio da Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (Fapesp). A plantação de cana-de-açúcar e seu processamento agroindustrial geram todos os anos milhões de toneladas de biomassa lignocelulósica, resíduo de matéria orgânica composto de lignina, celulose e hemicelulose. Atualmente destinada apenas à queima para a geração de energia elétrica, essa biomassa também pode servir de matéria-prima para a fabricação do etanol 2G, considerado um dos combustíveis com menor pegada de carbono do mundo justamente por utilizar resíduos do processo de fabricação do etanol comum e do açúcar. Há, no entanto, um obstáculo para o uso da biomassa lignocelulósica: por se tratar de um açúcar complexo, ela não é metabolizada naturalmente pelo microrganismo utilizado na produção tradicional de etanol, a levedura Saccharomyces cerevisiae. Durante a fabricação do combustível 2G, é necessário realizar uma etapa extra de pré-tratamento, com altas temperaturas e altas pressões, e uma etapa de hidrólise, com enzimas que quebram os açúcares e os tornam disponíveis para a fermentação. Somente então é possível a conversão em etanol. No estudo recentemente publicado, os pesquisadores lançaram mão de sequências gênicas de enzimas encontradas em outros fungos para construir uma nova versão da levedura, capaz de transportar e degradar internamente componentes da hemicelulose (oligossacarídeos) que compõem a biomassa lignocelulósica. Os genes foram, então, inseridos em S. cerevisiae, dando origem a uma nova cepa. Desenvolvida em parceria com pesquisadores das universidades Estadual de Campinas (Unicamp), de Illinois (Estados Unidos) e de Bath (Reino Unido) e testada em um meio próximo ao real (industrial), a nova levedura carrega ainda outras modificações importantes. Por meio da substituição de determinados genes, pode metabolizar ácido acético, produto da digestão da hemicelulose normalmente não consumido pelas leveduras, tóxico e que compromete o processo de fermentação. eldquo;Atuamos com engenharia metabólica para dar à levedura a capacidade de ser autossuficiente em processos que ela não seria naturalmenteerdquo;, explica Dielle Pierotti Procópio, pesquisadora do Instituto de Química (IQ) da USP e primeira autora do estudo. A cepa mutante produziu 60% mais etanol e 12% menos xilitol (gerado a partir da xilose) do que a cepa controle. Econômica e ambientalmente correta O destaque da nova levedura é sua capacidade de aumentar a produção do etanol de segunda geração sem demandar a ampliação da área plantada de cana-de-açúcar. Além disso, pelo fato de ser capaz de metabolizar açúcares complexos, a biomassa não precisa passar por tratamentos químicos severos endash; esse tipo de processo costuma demandar condições específicas de temperatura e pressão, consumindo mais energia e gerando uma quantidade considerável de resíduos agressivos ao meio ambiente. Outra vantagem é a redução de custos para a indústria. eldquo;Normalmente, os fabricantes precisam comprar enzimas que digerem açúcares complexos, o que encarece consideravelmente o processo endash; é um custo extra que não existe na produção do combustível tradicionalerdquo;, explica Thiago Olitta Basso, professor do Departamento de Engenharia Química da Escola Politécnica (Poli) da USP e coordenador do estudo. eldquo;Além disso, condições mais amenas de pré-tratamento levam à diminuição da produção de certos compostos tóxicos, o que permite uma fermentação melhor do etanol de segunda geração e contribui ainda mais para o rendimentoerdquo;, completa Basso. De acordo com os pesquisadores, trabalhos futuros podem explorar ainda o potencial dessa nova levedura para controlar bactérias contaminantes, geralmente bactérias láticas, que comprometem o rendimento, pois esses açúcares complexos não são metabolizados por tais contaminantes. Isso reduziria o peso ambiental do uso de antibiótico na indústria. (Agência Fapesp)