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O compromisso encabeçado pelo Brasil na COP30 de quadruplicar a produção e consumo de combustíveis sustentáveis até 2035 tem potencial de mobilizar bilhões em investimentos e alavancar um novo mercado associado à bioenergia: o do CO2 como produto. Estudo publicado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) aponta que o país tem disponível cerca de 27 milhões de toneladas por ano de CO2 apenas no setor de etanol. No biogás, cuja escala de produção ainda é pequena, o volume fica em 491 mil toneladas ano, sendo 99 mil toneladas/ano nas plantas em operação e o restante nas unidades com pedidos de autorização. De acordo com o documento (.pdf), as principais oportunidades envolvem a fermentação alcoólica e a purificação do biogás (em termos de facilidade de captura) e a cogeração a biomassa (em termos de volume). A projeção é que é possível alcançar 197 Mt de CO2 biogênico em 2035 no setor de etanol, a maior parte (155 MtCO2) vindo de cogeração. As usinas de etanol de cana e milho podem contribuir com 36 MtCO2 e o biometano com mais 6 MtCO2. A captura e uso ou armazenamento de CO2 na bioenergia é uma alternativa para reduzir e até levar a indústria a emissões negativas. Um potencial que o Brasil pode explorar para atingir a neutralidade até 2050, e amenizar os impactos de setores que terão maior dificuldade para redução de emissões. A diretora de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE, Heloísa Borges, explica que o aumento acelerado da produção de biocombustíveis fará crescer de forma expressiva o volume de emissões de CO2 biogênico endash; o que pode ajudar a impulsionar a produção de combustíveis sintéticos e a descarbonização da indústria. eldquo;Quando olhamos a rampa de subida da produção de biocombustíveis, há um crescimento grande de CO2 associado à fermentação da indústria sucroalcooleira e à purificação do biogás. Nós podemos usar esse CO2. É um subproduto que pode e deve ser comercializadoerdquo;, disse em entrevista à eixos na COP30, em Belém, às vésperas da publicação do estudo. Assista O trabalho da EPE aponta que o CO2 biogênico pode viabilizar rotas como e-metanol e e-amônia, que dependem de carbono para sintetizar combustíveis limpos. Segundo Borges, como o uso de carbono fóssil nessas cadeias compromete a descarbonização, a tendência é de valorização da oferta renovável. Oportunidade no mercado de carbono Políticas públicas como o RenovaBio, Combustível do Futuro e Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten) já trazem alguns mecanismos de fomento ao aproveitamento do CO2. No RenovaBio, por exemplo, há um bônus de até 20% na nota de eficiência energético-ambiental do produtor ou importador de biocombustível que comprove emissões negativas de gases de efeito estufa. Mas a EPE também aponta que o desenvolvimento em escala de atividades de captura, transporte, uso e armazenamento de CO2 (CCUS) no Brasil ainda depende de uma série de definições regulatórias e incentivos. Uma das fronteiras é justamente o mercado de carbono, em fase de regulamentação. O relatório aponta que a lei 15.042/2024, que instituiu o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões de Gases de Efeito Estufa, pode ser um mecanismo decisivo para o CCUS no Brasil. eldquo;Entretanto, ainda é necessário definir as regulações específicas para início de operação desse mercadoerdquo;, observa o documento. Do combustível à água com gás A indústria está atenta a esse novo momento do carbono. Nesta sexta (28), a produtora de biocombustíveis Be8 anunciou a assinatura de uma carta de intenções com a Air Liquide para comercialização de CO2 biogênico capturado da produção de etanol. A parceria estabelece o fornecimento do gás a partir de uma usina em Passo Fundo (RS) prevista para entrar em operação no segundo semestre de 2026. Segundo o presidente da Be8, Erasmo Carlos Battistella, com a captura do CO2, o projeto completará o ciclo integral de valorização da matéria-prima. Ao mesmo tempo, atenderá demandas de diversos setores industriais que buscam alternativas sustentáveis para sua produção. Para o diretor geral da Air Liquide Brasil, Rodrigo Jorge, o projeto é estratégico na garantia de cadeias de suprimentos resilientes. O gás será purificado pela Air Liquide em padrões de alta exigência e destinado a setores como hospitais (gases medicinais e terapêuticos), indústria de bebidas (carbonatação), setor metalmecânico (soldagem e resfriamento), refrigeração e controle ambiental, agricultura e hortifruti (ambientes de estufa), entre outras aplicações industriais.

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, relacionou à desvalorização da cotação do petróleo a definição do valor que a estatal pretende investir nos próximos cinco anos. Durante coletiva de imprensa sobre o plano de negócios (PN) 2026-2030, nesta sexta-feira, 28, ela disse que o plano, apresentado na véspera, traz uma redução importante na projeção do preço do petróleo Brent. A estatal informara, na quinta-feira, que o valor do Brent, por barril, previsto é de US$ 63 para 2026 e de US$ 70 para 2030. eldquo;Eu chamo a atenção que, do primeiro semestre do ano passado, para o momento atual, nós temos uma queda de US$ 20 por barril no preço do petróleo cruerdquo;, disse Magda. eldquo;Isso significa que nós estamos hoje, no mês de novembro, com 75% do valor do petróleo Brent, que é o que nos remunera, comparado ao início do ano de 2024.erdquo; A seguir, ela fez uma comparação com finanças pessoais. eldquo;O que significaria nas contas pessoais de cada um de vocês, se de um ano para outro vocês tivessem um salário reduzido a 75% do valor? Que tipo de exercício se teria de fazer para equilibrar as contas? E é isso que estamos fazendo.erdquo; A CEO da estatal afirmou que eldquo;muitos cenaristas estão falando de petróleo em US$ 50 no começo do ano que vemerdquo; e que, eldquo;com petróleo baixo, produtores pisam no freio, e o preço pode subir; por isso o cenário de US$ 70 para os quatro anos finais do planoerdquo;. Quanto a estatal planeja investir Magda ressaltou que, ainda assim, o volume de investimentos previstos pela estatal nos próximos cinco anos é importante para a economia nacional. Este é o segundo plano da companhia sob comando dela. eldquo;É um volume que representa 5% de todo o investimento que acontece no nosso paíserdquo;, disse. Na véspera, a estatal divulgou plano para os próximos cinco anos. No período de 2026-2030, a estatal prevê US$ 109 bilhões de investimentos totais (capex). A cifra representa um recuo de 1,8% em comparação ao atual plano. Desse total, US$ 81 bilhões estão garantidos, US$ 10 bilhões foram colocados para revisão trimestral até 2027 e outros US$ 18 bilhões serão analisados futuramente pela petroleira. O diretor financeiro, Fernando Melgarejo, enfatizou que a estatal reduziu o Brent de equilíbrio para US$ 59 em 2026 de US$ 80 no plano anterior (2025-2029). eldquo;Para indicadores do preço do óleo buscamos mais de 30 cenaristas que trabalham no setorerdquo;, afirmou. A presidente da estatal ressaltou que a empresa está sendo cautelosa, atenta ao nível de endividamento, mas que não pode abrir mão de investimentos importantes. eldquo;Em cenário do preço do petróleo todas as estimativas estão erradas. Ou seja, estamos dizendo que o ano que vem vai ser bem difícil, mas depois pode mudar. Se adotássemos essa premissa mais radical (US$ 50), poderíamos evitar investimentos que são importantes para a companhia. Por isso, colocamos US$ 10 bilhões da Carteira em Implantação para serem revisados e que vão concorrer entre eles trimestralmenteerdquo;, garantiu. eldquo;Estamos voltando com projetos para prancheta e implementando medidas diversas para otimizar custos, buscando uma economia de 8,5% nos gastos operacionais até 2030erdquo;, ressaltou. Como fica a política de dividendos? A presidente da Petrobras afirmou que a estatal está comprometida com os investidores ao mesmo tempo que trabalha para manter a saúde financeira. eldquo;Nossa política de dividendos está mantida e o endividamento sob controleerdquo;, disse durante coletiva de imprensa sobre o plano de negócios (PN) 2026-2030. A estatal informou que prevê que a geração de caixa entre US$ 190 bilhões e US$ 220 bilhões para os próximos cinco anos. A estimativa da empresa para a remuneração dos acionistas é de dividendos ordinários entre US$ 45 bilhões e US$ 50 bilhões, de acordo com o documento enviado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM). A executiva ressaltou que a estatal está implantando medidas para reduzir custos de US$ 12 bilhões, mas que, no momento, não há uma carteira de carteira de desinvestimentos.

A oferta de etanol deve ganhar força a partir da safra 2026/27, em um movimento que pode alterar o equilíbrio observado neste ano no mercado de biocombustíveis. A combinação de maior produção nas usinas de cana e da expansão contínua do etanol de milho tende a elevar de forma expressiva o volume disponível, criando ambiente para possíveis pressões baixistas sobre os preços ao longo do próximo ciclo. No Centro-Sul, a recuperação da disponibilidade de cana em 2026/27 deve estimular uma mudança no mix industrial. As usinas que priorizaram o açúcar em 2025/26, reduzindo a oferta de etanol, tendem a reverter essa estratégia com o objetivo de aproveitar o cenário mais favorável ao biocombustível. A perspectiva é de incremento relevante na produção de etanol de cana. O setor de etanol de milho mantém trajetória de expansão acelerada. O avanço expressivo registrado em 2025/26 deve continuar no ciclo seguinte, impulsionado pelo preço elevado do etanol e pelo milho mais barato, combinação que fortalece as margens e incentiva novos projetos. As projeções indicam produção de 10,1 bilhões de litros na safra 2025/26 e de 12,2 bilhões de litros em 2026/27. Enquanto isso, o consumo segue firme em todo o país. O aumento da mistura obrigatória de etanol anidro na gasolina, que passa de 27% para 30 a partir de 1º de agosto, intensifica ainda mais a demanda. A mudança amplia o uso do biocombustível inclusive em regiões onde a gasolina costuma apresentar maior competitividade, elevando as transferências entre estados e reforçando a procura em um momento de oferta mais limitada de etanol de cana.

Os oito países que integram a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) concordaram neste domingo, 30, em manter os níveis de produção de óleo atuais no primeiro trimestre de 2026. Também foi decidido em reunião realizada hoje o estabelecimento de um mecanismo para avaliar a capacidade máxima de produção de cada integrante, informou a entidade em comunicado oficial. eldquo;Os oito países participantes reafirmaram sua decisão de 2 de novembro de 2025 de pausar os incrementos de produção em janeiro, fevereiro e março de 2026 devido à sazonalidadeerdquo;, diz a Opep+ no documento. Fazem parte da organização Arábia Saudita, Rússia, Iraque, Emirados Árabes Unidos, Kuwait, Cazaquistão, Argélia e Omã, que, juntos, respondem por metade da oferta global de petróleo. Dois delegados do grupo e uma fonte familiarizada com o assunto já haviam vazado à imprensa que, no atual encontro, a política de pausar novos incrementos na produção seria mantida para os primeiros três meses do próximo ano. eldquo;Os oito países integrantes reafirmam compromisso com a estabilidade do mercado diante da perspectiva econômica global estável e dos fundamentos saudáveis do mercado de petróleo, refletidos em baixos estoqueserdquo;, informa a nota da Opep+. Mais de 3 milhões de barris por dia de cortes de produção ainda estão em vigor. O grupo, que realiza reuniões mensais para revisar as condições do mercado, se encontrou hoje em meio a uma nova iniciativa dos Estados Unidos para um acordo de cessar-fogo entre Rússia e Ucrânia, que poderia elevar o fornecimento de petróleo caso as sanções contra Moscou sejam suavizadas. A próxima decisão do cartel será em 4 de janeiro de 2026. (Estadão Conteúdo)

Os contratos futuros do petróleo fecharam a sexta-feira, 28, em queda diária e perdas de quase 4% no mês, conforme o mercado de energia se posiciona em espera por reunião da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) no domingo e de olho nos desdobramentos das negociações para o fim da guerra entre Rússia e Ucrânia. A sessão teve liquidez reduzida devido ao feriado da quinta-feira nos EUA e também foi marcado, mais cedo, por uma paralisação técnica no CME que afetou negociações do WTI. O petróleo WTI para janeiro fechou em queda de 0,17% (US$ 0,10), a US$ 58,55 o barril, negociado na New York Mercantile Exchange (Nymex). Já o Brent para fevereiro, negociado na Intercontinental Exchange de Londres (ICE), encerrou o dia com recuo de 0,78% (US$ 0,49), a US$ 62,38 o barril. Na semana, o WTI subiu 0,84%, enquanto o Brent caiu 0,29%. No mês, as perdas foram de 3,99% e de 3,83%, respectivamente. Os preços começaram o dia em alta, fortalecida após a normalização das plataformas do CME Group, que ficaram paralisadas por horas devido a uma falha no sistema de refrigeração de um data center, interrompendo negociações de diversas commodities, inclusive o WTI. Contudo, passaram a operar voláteis no início da tarde e perderam força na reta final da sessão, conforme investidores se posicionavam em compasso de espera por encontro da Opep+, que poderá dar novos sinais sobre o futuro da oferta global. Segundo a Reuters, o cartel deve manter sua política de produção inalterada no primeiro trimestre de 2026 na reunião de domingo, segundo delegados citados pela Reuters. Analistas do Barclays avaliam que o potencial de queda dos preços é limitado, observando que mesmo um avanço diplomático no conflito Rússia-Ucrânia não resultaria em aumento relevante da oferta russa no curto prazo, dado o desempenho abaixo das metas da Opep+ neste ano. (Estadão Conteúdo)

Um processo administrativo aberto pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a pedido da Refit está dificultando as fiscalizações da reguladora sobre a refinaria. Em novembro, a empresa pediu a suspeição de dois diretores da ANP: Pietro Mendes e Symone Araújo. A manifestação da Refit foi uma reação a ações realizadas nos últimos meses pela agência que resultaram na interdição da refinaria de Manguinhos (RJ), pertencente à empresa, e na apreensão de cargas de combustíveis. Outros dois diretores, Daniel Maia e Fernando Moura, pediram vistas ao processo e o tema ainda não retornou à pauta. A expectativa é que o processo seja retomado em dezembro. Na quinta-feira (27), a Refit foi alvo de uma operação, a Poço de Lobato, realizada em cinco Estados e no Distrito Federal para o cumprimento de mandados de busca e apreensão em empresas ligadas à companhia, controlada pelo empresário Ricardo Magro. À reportagem, a ANP afirmou que não participou da operação Poço de Lobato. Em setembro, a Refit teve quatro cargas de combustíveis apreendidas em duas etapas da Operação Cadeia de Carbono, da qual participaram ANP e Receita Federal. Na segunda etapa, a refinaria foi interditada pela ANP. Para ler esta notícia, clique aqui.