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A fabricante britânica de materiais para a indústria metalúrgica Vesuvius vai substituir o gás natural pelo biometano como combustível da planta localizada em Campo Grande, na zona oeste do Rio de Janeiro. O biometano, cuja queima não emite carbono, vai ser produzido pela Gás Verde, empresa do grupo Urca Energia, que opera usinas em aterros sanitários para purificar o biogás gerado a partir do lixo. A Vesuvius tem 54 fábricas pelo mundo, três das quais na América do Sul, sendo duas no Brasil (no Rio de Janeiro e em Resende) e uma terceira em Los Cardos, cidade da província de Santa Fé, na Argentina. A escolha por abrir a estratégia de descarbonização pela planta do Rio, se deve ao tamanho da unidade, que produz componentes como refratários, envolvidos em 80% da produção de aço do continente. eldquo;Enxergamos essa adaptação na planta do Rio como uma espécie de piloto. É a fábrica com maior produtividade na região, com o tamanho e a distância ideal para o parceiro (Gás Verde)erdquo;, diz o diretor de operações da Vesuvius, Julio Esteves. A fábrica da Vesuvius fica a pouco menos de 25 quilômetros do Aterro Sanitário de Seropédica, onde está instalada a usina da Gás Verde. eldquo;Há sim a intenção de expandir a operação com biometano para Resende e migrar para uma matriz 100% renovável, mas antes vamos amadurecer o projeto em Campo Grande, o que já é muito relevanteerdquo;, completa Esteves. O primeiro contrato de fornecimento de biometano tem prazo de cinco anos e prevê a entrega de um total de 6,9 milhões de metros cúbicos de biometano, cerca de 1,4 milhão m³/ano. O objetivo é inaugurar a operação no início de julho para zerar a emissão líquida de carbono já em 2025. Segundo Esteves, o volume atende 100% do processo industrial, correspondendo a seis fornos, quatro estufas e um incinerador, mas 99% da operação total da planta, porque não vai contemplar o funcionamento das empilhadeiras, que ainda usam combustíveis fósseis. No futuro, porém, essas 12 máquinas também devem ser adaptadas para gás, porque não podem usar energia elétrica devido às restrições de segurança. Como o biometano é intercambiável com gás natural, não há necessidade de adaptações na planta, apenas a instalação de um posto para recebimento das carretas dedicadas ao transporte do combustível, que devem ser quatro com fluxo diário, e aparato para descomprimir o gás comprimido. Gás Verde Atualmente, a Gás Verde opera no Rio e em São Paulo, atendendo a clientes como as fabricantes Ternium (aço), Ambev (bebidas) e Saint Gobain (materiais de construção), além do sistema de logística da Lersquo;Oréal. O presidente da companhia, Marcel Jorand, diz que a maior parte dos 170 mil m³/dia de biometano produzidos hoje (150 mil m³/dia) vêm da usina no Aterro Sanitário de Seropédica, produção que deve chegar a 180 mil m³/dia até o fim deste ano. Mas a Gás Verde está construindo unidades produtoras em seis estados (Pernambuco, Maranhão, Bahia, Minas Gerais, além de outras no Rio e São Paulo. A meta, segundo Jorand, é chegar próximo a 600 mil m³/dia em 2026.

A queda do preço do petróleo no mercado internacional favorece a nova presidente da Petrobras, Magda Chambriard, dando um alívio em eventuais pressões para reajustar os combustíveis nos seus primeiros dias no cargo. Mas a perda de valor da commodity pode começar a preocupar os acionistas da estatal, caso o preço se afaste muito dos US$ 80 o barril, avaliam analistas. Na quarta-feira, 5, o preço do contrato de petróleo do tipo Brent para agosto fechou em US$ 78,41 - em meados de abril, essa cotação estava pouco acima de US$ 90. A queda mais recente reflete principalmente a decisão da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) de reduzir gradualmente os cortes voluntários de 2,2 milhões de barris por dia (bpd) a partir de outubro de 2024, até serem completamente eliminados em setembro de 2025. A Opep produz atualmente cerca de 41 milhões de barris por dia, e é responsável por aproximadamente 30% da produção global de petróleo. Segundo Adriano Pires, diretor da consultoria Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie), um preço do petróleo mais alto é bom para os acionistas da Petrobras. eldquo;E, para o governo, deveria ser bom também, já que é o maior acionistas da Petrobras.erdquo; Mas há outras questões envolvidas. eldquo;Quando o preço do petróleo cai é bom para a (direção da) Petrobras e bom para o governo, porque vai no sentido de que não precisa aumentar o preço da gasolina e do diesel, e vai até diminuir a atual defasagem da gasolina, quem sabe reduzir para um nível mais estável do que está agoraerdquo;, diz Pires. Ou seja, acaba sendo positivo politicamente para o governo, já que preço alto dos combustíveis costuma se refletir em popularidade mais baixa. eldquo;Mas para a empresa em si e para o acionista não é um bom negócio, porque petróleo caro representa mais lucro, mais pagamento de dividendo.erdquo; Combustíveis Segundo levantamento do Cbie, a defasagem do preço da gasolina da Petrobras em relação ao mercado internacional está em quase 18%, enquanto o diesel, principal produto vendido pela estatal, estaria apenas 0,36% abaixo dos preços externos. Para o ex-presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Eberaldo Almeida, o preço dos combustíveis tem dinâmica própria, eldquo;influenciada, mas não definida pelos movimentos do petróleoerdquo;. eldquo;Aí a tendência de curto prazo (dos combustíveis) é a defasagem aumentar em função da elsquo;driving seasonersquo; nos EUA (temporada americana de férias) e da apreciação do dólar frente ao real com um (cenário) fiscal mais deterioradoerdquo;, afirmou. O especialista lembra que a eldquo;driving seasonerdquo;, quando as famílias americanas viajam e o consumo de gasolina e diesel aumentam, começou na semana passada e vai até o início de setembro, pressionando os preços do derivado em todo o mundo. Normalmente, os EUA já respondem por 25% do consumo mundial de gasolina e qualquer variação mexe com a conjuntura mundial da commodity. Em 2023, porém, esse efeito das férias de verão nos preços foi menor do que em anos anteriores, o que pode se repetir esse ano justamente em função do cenário de juros altos, inflação e hipotecas mais caras. O líder da área de análise da Warren, Frederico Nobre, considera a queda do petróleo hoje um movimento especulativo de curto prazo. Ele explica que para a Petrobras, o melhor cenário é a estabilidade do petróleo ao redor de US$ 80 o barril e câmbio estável, para permitir a continuidade na geração de caixa e dividendos, sem gerar instabilidade política e represamento de preços de combustíveis. erdquo;Movimentos de curto prazo ocorrem para os dois lados, mas com petróleo ao redor de US$ 80, a Petrobras continua fazendo bastante dinheiroerdquo;, explicou. Para João Daronco, analista da Suno, a queda do petróleo é um movimento natural, diante da queda de demanda. Além disso, o mercado como um todo está mais pessimista diante da demanda menor do que a esperada. eldquo;Por conta da queda da demanda, você espera uma queda na oferta, um controle da oferta para conseguir manter os preços. Você encontra todo esse cenário, principalmente da China, o que traz esse pessimismo para o mercadoerdquo;, disse Daronco. eldquo;Se pegar os cortes anunciados, ainda não é um cenário muito atrativo para a Opep, que gostaria que estivesse acima de US$ 80eamp;Prime;, concluiu. Foco na demanda Eberaldo de Almeida argumenta que o fundamento definidor dos preços do petróleo à frente não será a oferta influenciada pela Opep, mas sim a demanda. Para o ex-presidente do IBP, a tendência para o barril do petróleo tipo Brent nos próximos meses é de estabilidade pouco acima dos US$ 80. Isso em função de uma demanda sem perspectiva de crescimento, ligada a um cenário de juros altos e inflação que freiam o consumo no mundo todo, além dos esforços crescentes de eletrificação e geração renovável, que tiram cada vez mais mercado do petróleo. eldquo;Há de fato uma pressão baixista no preço, mas mais ligada a uma demanda que não tende a crescererdquo;, disse Almeida. Sobre a oferta, o especialista lembra que países da própria Opep, como Venezuela e Irã, já não vinham cumprindo as cotas estabelecidas, o que amenizava a lógica dos cortes agora abortados mais precocemente do que se esperava. Além disso, lembrou, é crescente a produção fora da Opep, o que já tem ajudado a neutralizar a política do cartel. eldquo;A produção de Brasil, Guiana e os Estados Unidos com o eldquo;shale gáserdquo; (gás de xisto) já vem crescendo. Ainda vai entrar o Suriname. E dentro da própria Opep+, alguns países como Rússia e Irã vão tentar manter ou aumentar a produção para fazer frente a gastos militares. A oferta tende a aumentar, mas sem um demanda garantida, o que deve fazer o preço flutuar, mas sem perder o patamar dos US$ 80eamp;Prime;, avaliou.

A medida provisória que restringiu a compensação de créditos tributários pode levar a um aumento de 4% a 7% na gasolina e de 1% a 4% no diesel, calculou o Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) a partir de informações das distribuidoras associadas. Com isso, a gasolina pode ter um aumento de R$ 0,20 a R$ 0,36 por litro, enquanto o diesel pode encarecer de R$ 0,10 a R$ 0,23. Editada na quarta-feira (05/6) com efeito imediato, a MP 1227/2024 restringiu a compensação de créditos tributários de PIS/Pasep e Cofins com o objetivo de compensar os impactos da manutenção da desoneração da folha de pagamentos de empresas e de municípios. O IBP estima um impacto de R$ 10 bilhões no setor de combustíveis, considerando apenas a cadeia de distribuição e logística. A premissa usada na previsão é de que todo o impacto da medida nas empresas seja repassado aos preços dos derivados. O efeito imediato é sobre o caixa das empresas, já que os créditos tributários eram usados para compensar pagamentos importantes, como imposto de renda, contribuição previdenciária e contribuições sobre o lucro. A diretora interina de Downstream do IBP, Ana Mandelli, afirma que os tributos são uma grande parte do custo do setor, por isso, há pouco espaço para absorver o aumento de custos na própria margem das empresas. Para Mandelli, a medida é contraditória, já que visava ajudar a pagar a desoneração dos municípios eldquo;Eu estou onerando o transporte público desses próprios municípioserdquo;, apontou. Além dos efeitos nos preços e da insegurança aos investimentos, o IBP afirma que a medida aumenta o eldquo;custo Brasilerdquo; e contraria as premissas de simplificação tributária e incentivo à industrialização que têm sido sinalizadas pelo governo. A entidade avalia judicializar a medida.

A ANP divulgou hoje (6/6) o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de abril de 2024, que traz os dados consolidados da produção nacional. A produção total (petróleo + gás natural) foi de 4,054 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Com relação ao petróleo, foram extraídos 3,194 milhões de barris por dia (bbl/d), uma redução de 4,8% na comparação com o mês anterior e aumento de 1,7% em relação ao mesmo mês de 2023. A produção de gás natural em abril foi de 136,68 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d). Houve queda de 5,1% frente a março de 2024 e de 3,5% na comparação com abril de 2023. Pré-sal A produção total (petróleo + gás natural) no pré-sal, em abril, foi de 3,156 milhões de boe/d e correspondeu a 77,8% da produção brasileira. Esse número representa uma redução de 5,8% em relação ao mês anterior e aumento de 4,5% na comparação com o mesmo mês de 2023. Foram produzidos 2,488 milhões de bbl/d de petróleo e 106,12 milhões de m³/d de gás natural por meio de 146 poços. Aproveitamento do gás natural Em abril, o aproveitamento de gás natural foi de 97,1%. Foram disponibilizados ao mercado 44,95 milhões de m³/d e a queima foi de 3,92 milhões de m³/d. Houve queda de 30,2% na queima, em relação ao mês anterior, e aumento de 1,4% na comparação com abril de 2023. Origem da produção No mês, os campos marítimos produziram 97,3% do petróleo e 85,9% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foram responsáveis por 88,49% do total produzido. A produção teve origem em 6.525 poços, sendo 509 marítimos e 6.016 terrestres. Campos e instalações No mês de abril, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, registrando 722,73 mil bbl/d de petróleo e 34,85 milhões de m³/d de gás natural. A instalação com maior produção de petróleo foi a plataforma Petrobras 77, nos campos de Búzios e Tambuatá, com 157.535 bbl/d. Já a instalação com maior produção de gás natural foi o Polo Arara, correspondente aos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, com 8,28 milhões de m³/d. Inclusão da PPSA na tabela de produção A partir deste mês, a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) passa a constar da tabela eldquo;Distribuição da produção de petróleo e gás natural por consorciadoerdquo;, representando o percentual de petróleo e gás natural referente à União nos contratos de partilha da produção. Sobre o Boletim da Produção de Petróleo e Gás Além da publicação tradicional em .pdf, é possível consultar os dados do boletim de forma interativa utilizando a tecnologia de Business Intelligence (BI). A ferramenta permite que o usuário altere o mês de referência para o qual deseja a informação, além de diferentes seleções de períodos para consulta e filtros específicos para campos, estados e bacias. A partir da divulgação do mês de janeiro de 2024, foram incluídas consultas por regime contratual, indicativo de campos marginais e campos maduros e o filtro de operador da época do período escolhido na consulta. Variações na produção são esperadas e podem ocorrer devido a fatores como paradas programadas de unidades de produção em função de manutenção, entrada em operação de poços, parada de poços para manutenção ou limpeza, início de comissionamento de novas unidades de produção, dentre outros. Tais ações são típicas da produção de petróleo e gás natural e buscam a operação estável e contínua, bem como o aumento da produção ao longo do tempo.

Para debater os avanços do chamado combustível do futuro, o Ministério de Minas e Energia (MME) participou da audiência pública promovida nesta terça-feira (4) pela Frente Parlamentar de Recursos Naturais do Senado Federal. O secretário Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do MME, Pietro Mendes, participou representando o ministro Alexandre Silveira. Além dele, foram convidados para a reunião representantes das empresas de petróleo e gás, das distribuidoras de combustíveis, do setor de biogás e de especialistas em transição energética. O secretário Pietro Mendes destacou os pilares do governo atual em buscar uma transição energética justa e inclusiva. Ele enfatizou que que não existe eldquo;bala de prataerdquo; ou solução única para viabilizar a industrialização do país. eldquo;Temos que buscar a diversificação das fontes energéticas. Mesmo com todos os esforços de refino e renováveis, não seremos capazes de garantir o suprimento do pico da demanda, por isso se justifica explorar uma gama de opções de oferta de energiaerdquo;, explicou. O secretário Pietro Mendes destacou os pilares do governo atual em buscar uma transição energética justa e inclusiva. Ele enfatizou que que não existe eldquo;bala de prataerdquo; para viabilizar a industrialização do país ou um único mecanismo que resolva todos os problemas. eldquo;Na verdade, isso não é possível. Quando olhamos para outros biocombustíveis, temos o RenovaBio, mandato [redução de emissões ], diferenciação tributária. É preciso uma série de estímulos para viabilizar a utilização dessas fontes alternativas de energiaerdquo;, explicou. Durante a audiência pública da Frente Parlamentar de Recursos Naturais, Pietro Mendes também ressaltou o empenho do MME nas bases do Programa Combustível do Futuro, que após a contribuição da Câmara dos Deputados pode ser ainda mais aprimorado no Senado Federal. eldquo;Com a aprovação deste programa, espera-se gerar ainda mais investimentos no setor, o que viabilizará mais empregos e renda para nosso paíserdquo;, prevê o secretário. O relator do Projeto de Lei (PL) 528/2020, senador Veneziano Vital do Rêgo, destacou durante a audiência endash; a última de uma série de três encontros públicos endash; que o relatório final da proposta deve ser apresentado na próxima semana, na Comissão de Infraestrutura (CI) do Senado Federal, para debate e votação. O PL visa promover mobilidade sustentável de baixo carbono e a captura e a estocagem geológica de dióxido de carbono. Saiba mais Com a participação ativa na criação de um marco legal para atividade de Captura e Estocagem Geológica de Dióxido De Carbono (CCS), o MME é protagonista para que o Brasil possa a atingir as metas internacionais de redução das emissões de gases de efeito estufa (GEE). Para isso, fomentou o diálogo setorial com as perspectivas globais de descarbonização em torno de uma série de iniciativas que convergem para a transição energética, tais como: Integração de políticas públicas Criação de instrumentos para estímulo à produção e uso de novos combustíveis sustentáveis; Criação do marco legal para atividade de Captura e Estocagem Geológica de Dióxido De Carbono (CCS) e para os combustíveis sintéticos; Ampliação do teor de etanol anidro na gasolina.

A diretora de Energia e Descarbonização da Vale, Ludmila Nascimento, disse que a mineradora avalia antecipar o aumento da mistura de biodiesel para 25% no diesel que abastece sua frota de caminhões. Testes de desempenho nos motores estão sendo realizados e uma decisão sobre a viabilidade dessa estratégia de descarbonização será tomada em nove meses, afirmou a executiva. Hoje o mandato legal do biodiesel exige 14% do combustível no diesel vendido por distribuidoras, porcentual que vai chegar a 15% em 2025 e, segundo o projeto de lei do Combustível do Futuro, em vias de aprovação no Congresso, deverá ser de 20% até 2030. Se a Vale aprovar os 25%, praticará mistura acima da obrigatória em qualquer cenário regulatório. Este pode ser um impulso mais imediato à estratégia de descarbonização da mineradora no curto prazo. A companhia pretende reduzir em até 33% as suas emissões de carbono até 2030 e chegar ao carbono neutro em 2050, reforçou Ludmila. "Isso não exigiria nenhuma adaptação ou troca nos motores dos nossos caminhões, porque o biodiesel é e#39;drop ine#39; (intercambiável com diesel). Estamos fazendo os testes, que exigem muitas horas, para avaliar se há alguma limitação", disse Ludmila na quarta-feira, 5. Ela falou na saída de evento da Universidade Columbia, ligado ao G20, sobre transição energética no Rio de Janeiro. Alternativas A executiva lembrou que existem tecnologias alternativas aos combustíveis já existentes, mas que nenhuma está madura para aplicação imediata em grande escala. Entre essas opções consideradas, ela cita o etanol, amônia verde, metanol e hidrogênio, que seguem no radar da Vale. A eletrificação da frota, inclusive para caminhões mais pesados, que carregam mais de 250 toneladas, ainda é considerada, embora executivos da empresa já tenham reconhecido as limitações dessa opção, como mostrou o Broadcast, sistema de notícias em tempo real do Grupo Estado. Etanol Em estudo, o uso do etanol é um dos caminhos mais viáveis, porque há suprimento estabelecido e transporte consolidado no mercado, mas isso vai exigir adaptações nos motores para adequá-los ao combustível. A Vale já anunciou projeto com a Caterpillar nesse sentido. Ludmila lembra que as outras opções seguem consideradas, mas ainda envolvem riscos, sobretudo relacionados a toxicidade dos materiais. As novas tecnologias, inclusive eletrificação, devem ser aplicadas não só para os caminhões, como para as locomotivas da Vale e para os navios de empresas contratadas pela companhia Investimento A mineradora projeta que vai investir entre US$ 4 bilhões e US$ 6 bilhões para reduzir as emissões de gases de efeito estufa (GEE) nas operações até 2030, o que inclui custos de adaptação da sua infraestrutura. Ludmila informou que as soluções avaliadas pela Vale variam até US$ 100 por tonelada de carbono. As escolhas vão se basear na chamada curva marginal de abatimento. Ela considera investimento e custo de cada solução em comparação com o custo futuro da emissão de carbono. (Estadão Conteúdo)