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No primeiro resultado anual de Magda Chambriard no comando da Petrobras, a estatal deve registrar um lucro líquido de cerca de R$ 70 bilhões em 2024, de acordo com a previsão de analistas. Se isso se confirmar, o resultado vai representar uma queda superior a 40% em relação ao ano anterior, quando registrou ganhos de R$ 124,6 bilhões. Magda tomou posse como presidente da empresa em junho do ano passado. O resultado será divulgado nesta quarta-feira após o fechamento do mercado financeiro. No quarto trimestre, a expectativa média dos bancos é que o lucro líquido fique em torno de R$ 17 bilhões, um recuo de 45% em relação ao mesmo período do ano passado. Porém, há estimativas que variam entre R$ 4,6 bilhões e R$ 30 bilhões para os ganhos entre outubro e dezembro, dependendo do banco. Para as instituições financeiras ouvidas pelo GLOBO, há uma série de fatores que ajudam a explicar a queda no lucro. Citam a redução de 3,8% na produção em 2024, puxada pelas paradas para manutenção em campos do pré-sal no fim do ano passado e pelo declínio natural dos campos do pós-sal, com queda de 20%. Além disso, houve um recuo de 1,4% no volume total de vendas no mercado interno, para 1,719 milhão de barris por dia. O resultado foi influenciado pela queda de 4,1% na gasolina e pela retração de 2,8% no diesel. Os bancos também mencionam os impactos da alta do dólar ao longo do último trimestre emdash; que chegou a ultrapassar R$ 6,20 em dezembro emdash; e a redução do preço do barril de petróleo no exterior na comparação anual. O valor médio do barril caiu de US$ 84 para uma faixa entre US$ 71 e US$ 72 entre o fim de 2023 e o fim de 2024. Somados, esses fatores, segundo a XP, afetarão o caixa, gerando impactos no lucro. A estimativa é que a receita caia mais de 3%, para R$ 493 bilhões no ano fechado de 2024. A XP também destaca a redução dos preços dos derivados em dólar, resultante da depreciação do real. "Espera-se que esse declínio na geração de caixa operacional (Ebitda) seja transferido para o lucro líquido, também impactado por perdas cambiais", afirma o banco. emdash; Há uma combinação de preço menor do petróleo e apreciação do real emdash; resume o analista de investimento independente Pedro Galdi. Dividendos de até R$ 17 bilhões Apesar da queda esperada no lucro e na receita, os bancos projetam a distribuição de dividendos ordinários. As estimativas apontam para dividendos entre US$ 2 bilhões (cerca de R$ 11,48 bilhões) e US$ 3 bilhões (R$ 17,25 bilhões), considerando a cotação de R$ 5,75. No último dia 11 de novembro, a Petrobras anunciou o pagamento de R$ 17,12 bilhões em dividendos ordinários referentes ao terceiro trimestre. No segundo trimestre deste ano, a estatal pagou um total de R$ 13,57 bilhões em dividendos ordinários. A empresa já havia distribuído outros R$ 13,45 bilhões referentes ao primeiro trimestre, totalizando R$ 44,14 bilhões. Além disso, no último dia 21 de novembro, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou o pagamento de R$ 20 bilhões em dividendos extraordinários, tema que gerou uma crise entre o antigo presidente da estatal, Jean Paul Prates, e o ministro de Minas e Energia (MME), Alexandre Silveira.

A partir da próxima sexta-feira (28), véspera do fim de semana de Carnaval, data em que as transações com Pix devem aumentar consideravelmente, o Banco Central (BC) vai liberar pagamentos utilizando o Pix por aproximação. Com o sistema, os consumidores vão poder realizar pagamentos com o celular emdash; como fazem com cartões emdash; usando o sistema de pagamentos instantâneos do BC Agora, será possível incluir o Pix em carteiras digitais nos celulares e pagar as compras encostando o aparelho nas maquininhas, como já ocorre no débito e no crédito. Nos pagamentos pela internet, a finalização das compras com o Pix dependerá de apenas um clique, sem precisar captar o QRCode ou usar o Pix Copia e Cola e ir até o aplicativo do banco para cada operação. Tudo será feito dentro do site da empresa que está vendendo o produto ou serviço. A funcionalidade ficará disponível a partir do Google Pay, solução de iniciação de pagamentos que agrega os recursos de instituições financeiras e os disponibiliza no momento da compra, seja virtual ou física. Para operar, o sistema precisa estar funcionando nas maquininhas. Os testes já estavam ocorrendo com os bancos C6, PicPay, Itaú (e sua maquininha, a Rede), Banco do Brasil, Santander, Bradesco e Caixa Econômica Federal. Outras 11 "maquininhas" firmaram parceria com a Google e devem estar prontas para receber pagamentos do Pix por aproximação a partir do lançamento oficial: Cielo, Getnet, Pagbank, Stone, Sumup, Fiserv, Safra Pay, Sicredi, Azulzinha, Mercado Pago e Bin. Ainda não há informação sobre quando o Pix por aproximação funcionará no Apple Pay, em dispositivos iOS, ou no Samsung Pay. A modalidade também estará disponível para todos os clientes do BTG Pactual, que disponibilizava apenas para uma base controlada. Para ativar a modalidade, o usuário deve entrar no Google Pay e vincular sua conta BTG. Clientes do Nubank e do Inter também terão acesso ao recurso. Como vai funcionar Para fazer o Pix por aproximação pela Carteira do Google, os usuários vão precisar vincular suas contas à ferramente. A partir disso, ao fazer um pagamento o consumidor só vai precisar desbloquear o celular, aproximar o aparelho e seguir os passos do pagamento Pix pela Carteira. O recurso, por enquanto, só irá funcionar para aparelhos Android. Inicialmente, o Google Pay é a única carteira digital que oferece suporte ao Pix por aproximação. Para que o usuário use a opção de aproximar, o lojista terá que optar, na maquininha, pela opção de pagamento por Pix. O código QR vai aparecer na tela da máquina. O consumidor então terá que ativar o Google Pay, que irá fornecer as opções de bancos cadastrados pelo usuário. A expansão da funcionalidade depende tanto da disponibilização pelos bancos, como da ativação do recurso para empresas por trás das "maquininhas". Todo o mercado, no entanto, terá que habilitar o sistema até o prazo estabelecido pelo BC, que era fevereiro deste ano. Segurança A funcionalidade vai operar nos aparelhos que tenham o NFC, que é tecnologia que permite a troca de informações entre os celulares e as máquinas de pagamento. O valor máximo para as operações será de R$ 500, podendo ser diminuído ou personalizado com um valor máximo por dia. Por fim, a cada operação, será obrigatória a confirmação via biometria, reconhecimento facial, senha ou chave de segurança, uma camada de proteção adicional.

Pressionada pela alta de 16,33% na conta de luz, a inflação medida pelo IPCA-15 (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo 15) acelerou a 1,23% em fevereiro, apontam dados divulgados nesta terça (25) pelo IBGE (Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística). O resultado veio após variação de 0,11% em janeiro. A taxa de 1,23% é a maior para meses de fevereiro desde 2016, quando o avanço havia sido de 1,42%. O IPCA-15, contudo, ficou abaixo do esperado pelo mercado financeiro. A mediana das projeções de analistas estava em 1,36%, segundo pesquisa da agência Bloomberg. Com os dados de fevereiro, o IPCA-15 passou a acumular alta de 4,96% em 12 meses. É um patamar acima do teto da meta de inflação para o IPCA (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo) em 2025 (4,5%). Nesse recorte, a variação era justamente de 4,5% até janeiro. Na ocasião, o IPCA-15 teve alívio com o desconto temporário nas contas de luz em razão do bônus de Itaipu. A medida entrou em vigor em janeiro devido a um atraso na conclusão do processo. A taxa de 0,11% foi a menor para o primeiro mês do ano desde o início do Plano Real. Com a reversão do bônus em fevereiro, o aumento do ICMS de combustíveis e os reajustes sazonais das mensalidades escolares, os economistas passaram a projetar a aceleração do IPCA-15 neste mês. Apesar de o índice ter subido menos do que o esperado, o quadro ainda é ruim em termos qualitativos, com desafios para a condução da política monetária do BC (Banco Central), avalia o economista Igor Cadilhac, do PicPay. "Mantemos nossa expectativa de que o Copom eleve a Selic para 15%, patamar no qual deve permanecer até o fim do ano", diz. Conforme o economista, a principal surpresa do IPCA-15 veio das passagens aéreas, que caíram 20,42% em fevereiro. A baixa foi maior do que a esperada (-15%). Além disso, aponta Cadilhac, a alimentação no domicílio subiu 0,63%, abaixo da projeção (0,91%). Relatório do Itaú traz avaliação semelhante. "O dado divulgado hoje [terça] veio abaixo das expectativas, com surpresa concentrada em passagens aéreas [...]. Em relação aos núcleos, por outro lado, os serviços subjacentes [com preços menos voláteis] vieram em linha com nossa expectativa e seguem indicando um qualitativo ruim para a inflação", diz a publicação, assinada pela economista Luciana Rabelo. Conta de luz puxa resultado Segundo o IBGE, a alta de 16,33% na energia elétrica residencial ocorreu após queda de 15,46% em janeiro. Com o novo resultado, a conta de luz exerceu a maior pressão individual sobre o IPCA-15 (0,54 ponto percentual). Na sequência, veio o impacto do reajuste de 7,5% nas mensalidades do ensino fundamental (0,12 ponto percentual). A gasolina, por sua vez, subiu 1,71%, gerando a terceira maior pressão sobre o índice (0,09 ponto percentual). Quando a análise considera os nove grupos de bens e serviços pesquisados, habitação (4,34%) teve o principal impacto (0,63 ponto percentual). O resultado reflete principalmente o avanço dos preços da energia. O grupo educação, por sua vez, teve a maior variação (4,78%). Alimentos sobem menos Em alimentação e bebidas, a alta dos preços foi de 0,61% em fevereiro, abaixo da registrada em janeiro (1,06%). O ramo, porém, ainda mostra a maior inflação acumulada entre os nove grupos em 12 meses: 7,12%. No índice mensal de fevereiro, o IBGE destacou os aumentos da cenoura (17,62%) e do café moído (11,63%). O ovo de galinha, por sua vez, subiu 2,56%. Por outro lado, o instituto apontou quedas na batata-inglesa (-8,17%), no arroz (-1,49%) e nas frutas (-1,18%). A carestia da comida traz dor de cabeça para o governo Lula (PT). A situação é apontada como uma das razões para a perda de popularidade do presidente. Nos últimos meses, a inflação dos alimentos foi pressionada por fatores como problemas climáticos e valorização do dólar. IPCA-15 e IPCA Por ser divulgado antes, o IPCA-15 sinaliza uma tendência para os preços no IPCA, o indicador oficial de inflação do Brasil. A metodologia de cálculo dos dois é a mesma, mas há diferenças como o período da coleta dos preços. No IPCA-15, o levantamento das informações ocorre entre a segunda metade do mês anterior e a primeira metade do mês de referência. No caso do índice de fevereiro, o trabalho foi de 15 de janeiro a 12 de fevereiro. Já a coleta de preços do IPCA se concentra no mês de referência da pesquisa. Em outras palavras, contempla o "mês cheio". Assim, o resultado de fevereiro ainda não é conhecido. Será publicado em 12 de março. O IPCA serve de referência para o regime de metas de inflação perseguido pelo BC. Na mediana, as previsões do mercado apontam alta de 5,65% para o índice oficial ao fim de 2025, conforme a edição mais recente do boletim Focus, divulgada pelo BC na segunda (24). A estimativa subiu pela 19ª semana consecutiva, distanciando-se do teto da meta de inflação deste ano, que é de 4,5%. Em 2025, o BC passa a perseguir o alvo de maneira contínua, abandonando o chamado ano-calendário (janeiro a dezembro). No novo modelo, a meta será considerada descumprida quando a variação acumulada pelo IPCA permanecer por seis meses seguidos fora do intervalo de tolerância, que vai de 1,5% (piso) a 4,5% (teto). O centro do alvo é 3%.

A BP vai abandonar sua promessa de reduzir a produção de petróleo e gás e anunciar pelo menos um grande desinvestimento na reunião com investidores nesta quarta-feira (26), disseram pessoas familiarizadas com o plano. A mudança ocorre enquanto CEO Murray Auchincloss luta para convencer a Elliott Management, investidora ativista do negócio, de que é possível reverter a situação da empresa. Auchincloss prometeu um "reajuste fundamental" para melhorar o desempenho após a revelação de que o fundo de hedge dos EUA adquiriu uma participação de quase 5% na empresa de 72 bilhões de libras listada no FTSE 100. Acionistas e membros do próprio conselho de Auchincloss veem o dia do investidor desta semana como o teste mais difícil na carreira de 27 anos do executivo canadense na BP. Auchincloss tornou-se CEO permanente há 13 meses, após o ex-chefe Bernard Looney ser demitido devido a um escândalo sobre relacionamentos passados com colegas. Alguns membros do conselho acham que Auchincloss demorou demais para anunciar o tipo de mudanças estratégicas necessárias para reconquistar a confiança dos investidores, disse uma pessoa familiarizada com o pensamento do conselho. Foi um momento de "tudo ou nada" para a empresa, disse Irene Himona, analista da Bernstein. Como ex-diretor financeiro da BP, Auchincloss estava muito associado à estratégia existente para abandoná-la imediatamente. Em vez disso, ele sinalizou um desejo de produzir mais petróleo e gás e reduzir gastos em outras áreas, mas não anunciou grandes mudanças. "Agora ele precisa esclarecer isso porque já se passou tempo suficiente e o mundo exterior mudou", apontou ela. O dia do investidor foi planejado antes de a BP tomar conhecimento da participação da Elliott na empresa, mas a chegada do ativista aumentou a pressão sobre o CEO para fazer mudanças radicais. A Elliott ainda não comentou publicamente sua posição. Em conversas com outros acionistas da BP, o ativista tem sido cauteloso sobre o que gostaria que a administração fizesse, preferindo delinear problemas em vez de soluções prescritivas. "Eles foram bastante cautelosos no que disseram, um pouco surpreendentemente", disse um grande acionista da BP que conversou com a Elliott. "O que obtivemos foi um diagnóstico de problemas muito bom." Entre outras questões, a Elliott destacou que as metas baseadas em volume da BP para aumentar a produção de energia verde e reduzir a produção de petróleo e gás destruíram valor ao amarrar a empresa a objetivos estáticos. Sob a estratégia apresentada em 2020 por Looney e Auchincloss, a BP se comprometeu a reduzir a produção de petróleo e gás em 40% até 2030. Eles também prometeram desenvolver 20 gigawatts de capacidade de energia renovável até 2025 e 50GW até 2050. Em 2023, em meio à turbulência nos mercados de energia após a invasão da Ucrânia pela Rússia, Looney atualizou a meta de redução de petróleo e gás para 25%, dizendo que os governos estavam pedindo que empresas como a BP investissem no "sistema de energia de hoje". Nesta quarta, Auchincloss deve reduzir ainda mais, abandonando completamente a meta, disseram duas pessoas familiarizadas com o plano. Himona, da Bernstein, disse que o CEO poderia ir além e se comprometer a aumentar a produção de petróleo e gás a partir dos níveis atuais. Ela observou que ExxonMobil, Chevron e Shell já disseram que continuariam aumentando a produção. A BP produz cerca de 2,3 milhões de barris de óleo equivalente por dia (bpd), abaixo dos cerca de 2,6 milhões de bpd em 2019. A Elliott também está pressionando a BP a fazer desinvestimentos significativos, mas não informou a outros investidores quais ativos precisam ser vendidos, disse o acionista que conversou com o fundo de hedge. Desde que o desastre da Deepwater Horizon em 2010 deixou a BP com uma conta de US$ 62,5 bilhões, a empresa sempre teve metas para desinvestimentos, mas evitou anunciar algum específico com antecedência. Isso deve mudar no dia do investidor, com Auchincloss se preparando para anunciar pelo menos um grande desinvestimento, disse uma pessoa familiarizada com o plano. Analistas delinearam várias opções, incluindo a venda do negócio de lubrificantes Castrol, a alienação de partes de seu império de marketing e varejo e a listagem de seu negócio de xisto nos EUA em Nova York. A BP também poderia se comprometer a desmembrar total ou parcialmente unidades-chave de baixo carbono, como o negócio solar Lightsource BP ou o produtor brasileiro de biocombustíveis Bunge Bioenergia, disseram analistas e acionistas. No ano passado, Auchincloss colocou todo o negócio de energia eólica offshore da BP em uma nova joint venture independente com a japonesa Jera, em um exemplo do que ele descreveu como a execução de uma abordagem "leve em capital" para investir na transição energética. A Elliott adquiriu uma participação na Anglo American em 2024, quando foi divulgado que a BHP havia abordado o grupo listado no Reino Unido sobre uma aquisição. No final, a Elliott apoiou a Anglo depois que seu presidente e CEO delinearam uma estratégia radical para preservar a independência da empresa, desinvestindo várias partes do negócio, ajudando a afastar a oferta da BHP. Agora, o fundo de hedge quer ver algo semelhante na BP, disse uma pessoa familiarizada com seu pensamento ao Financial Times. A Elliott se encontrou com Auchincloss e o presidente Helge Lund, e ainda não levantou a possibilidade de mudanças de pessoal no conselho ou no nível executivo, disseram duas pessoas familiarizadas. No entanto, alguns membros esperam que mudanças no conselho sejam a próxima etapa na agenda da Elliott se o dia do investidor não impressionar, disse a fonte familiarizada com o pensamento do conselho. Isso poderia incluir uma pressão por um novo presidente, seguido por um novo CEO, acrescentou a pessoa. Lund é presidente da BP desde 2019 e foi fundamental na nomeação de Looney e no desenvolvimento de sua estratégia atual. Ele então supervisionou a resposta prolongada da BP às alegações de que Looney não havia divulgado completamente seus relacionamentos passados com colegas e apoiou a estratégia do ex-CEO após sua demissão. Quando a BP reduziu seu compromisso de cortar a produção de petróleo e gás em 2023, as ações subiram mais de 10% nas 48 horas seguintes. Alguns investidores esperam que abandonar oficialmente todos os cortes de produção tenha um efeito semelhante esta semana. No entanto, fazer isso provavelmente exigirá que a BP frustre outros acionistas ao também rebaixar seus planos de cortar emissões. Um grupo de investidores escreveu para Lund na semana passada exigindo que os acionistas tenham direito a voto sobre quaisquer mudanças que enfraqueçam suas metas climáticas. "Claramente, se eles se afastarem do baixo carbono e aumentarem um pouco o petróleo e o gás, você esperaria que essas metas fossem ajustadas para baixo", disse Himona, da Bernstein. "A BP não estará na mesma posição para cortar suas emissões tão rapidamente quanto no plano atual." A BP e a Elliott se recusaram a comentar. (Financial Times)

Com uma matriz elétrica majoritariamente limpa, o Brasil vem há anos sendo apontado como um país com potencial para liderar globalmente a transição energética, oferecendo soluções para terceiros. Neste mês, um estudo do Net Zero Industrial Policy Lab (Laboratório de Políticas Industriais de Emissões Líquidas Zero), da Universidade Johns Hopkins, dos Estados Unidos, afirmou que o País eldquo;pode ser uma potência de primeira ordem no novo sistema energético mundial, ao lado da China, dos Estados Unidos e da Rússiaerdquo;. Empresas já anunciaram a intenção de instalar aqui usinas de hidrogênio verde, de produzir combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês), de restaurar floresta para vender crédito de carbono e de fabricar carros eletrificados. Enquanto alguns projetos avançam, outros sofrem para sair do papel endash; e nos últimos meses tem crescido em todo o mundo as discussões de que o preço dos produtos eldquo;verdeserdquo; podem ser caros demais para viabilizá-los. Para Marc Moutinho, líder no Brasil do Acelerador da Transição Industrial (ITA), o Brasil vai bem quando se trata de interesse das empresas em iniciativas de transição energética, dado que há dezenas de projetos anunciados. Quando se pensa em decisões finais de investimento, porém, o País já não se destaca tanto. eldquo;Projetos que começam a ser construídos, ainda não vimos muito no Brasil. Mas isso também é um desafio muito significativo em qualquer lugar do mundoerdquo;, diz Moutinho. O ITA é uma iniciativa global para catalisar a descarbonização dos setores industriais e de transporte. Lançado em dezembro de 2023, é financiado pela Bloomberg Philanthropies e pelos Emirados Árabes Unidos. Segundo o executivo do ITA, países como Estados Unidos, China, Alemanha e Suécia vinham se destacando na implementação dos projetos, principalmente devido ao apoio político e fiscal que receberam nos últimos anos. Moutinho acrescenta, no entanto, que, mais recentemente, Europa e EUA desaceleraram, enquanto Brasil e Índia começaram a anunciar mais iniciativas. eldquo;O equilíbrio pode estar mudando.erdquo; O ritmo de implementação dos projetos varia conforme o segmento. De forma geral, os de hidrogênio verde estão mais longe de se concretizar endash; há 50 memorandos de entendimento assinados para instalação de plantas no Brasil, mas as obras não foram iniciadas. Já os de crédito de carbono do tipo restauração de floresta estão caminhando, apesar de desafios como a necessidade de enormes volumes de investimento e questões fundiárias na Amazônia. Nesta semana, o Estadão mostra como projetos de eldquo;economia verdeerdquo; estão avançando no Brasil. Um dos entraves para os projetos saírem do papel é o preço de seus produtos. O hidrogênio verde, por exemplo, que pode ser uma solução para descarbonizar a siderurgia, precisaria ter um custo de US$ 2 o quilo para ser competitivo. Hoje, o valor é de cerca de US$ 6. eldquo;As pessoas esperavam que os custos diminuíssem mais rapidamente do que ocorreu. Agora estão pensando onde realmente faz sentido usá-loerdquo;, acrescenta Moutinho. Diretor da Aeamp;M Infra, braço da consultoria Alvarez eamp; Marsal especializado em infraestrutura, Filipe Bonaldo não vê os projetos em larga escala de hidrogênio verde no Brasil saírem do papel em menos de dois anos. Além do custo de produção, desafios regulatórios e tecnológicos dificultam a viabilização deles, diz. eldquo;Há ainda o fator Trump, que aumenta a insegurança macroeconômica.erdquo; Os especialistas citam, entre os entraves regulatórios, a atual concessão de isenção de imposto na importação de fertilizantes. Se houvesse tarifas, a produção de fertilizante eldquo;verdeerdquo; no País poderia até ser impulsionada. Para fabricar esse tipo de produto, o hidrogênio verde é usado como matéria-prima. Questionado sobre o assunto, o Ministério da Fazenda não se manifestou. Quanto mais cedo e de forma mais eficaz essas oportunidades regulatórias forem aproveitadas, mais rápido terão um impacto positivo nos projetos industriais eldquo;verdeserdquo;, acrescenta Moutinho. Segundo estudo da Confederação Nacional da Indústria (CNI), já foram anunciados para o Brasil projetos de hidrogênio verde que somam R$ 188,7 bilhões em investimentos. Desses, R$ 77,3 bilhões, ou seis projetos, deverão ter a decisão final de investimento tomada nesse ano, prevê a Associação Brasileira do Hidrogênio Verde (ABIHV). A empresa de energia solar e eólica Casa dos Ventos é uma das companhias que atuam para produzir hidrogênio verde para exportação, em um projeto de US$ 8,4 bilhões que deverá ser instalado no Porto do Pecém (CE). Em 2023, a empresa trabalhava com um cronograma de início das obras em 2025 e operações no último trimestre de 2027. Agora, a previsão é ter a decisão final de investimento no fim deste ano ou começo de 2026 e, aí, iniciar as obras. eldquo;Eu não diria que houve um atraso. Ali (em 2023), o momento de incerteza era maior. Agora, estamos com um prazo mais conservador. Amadurecemos e entendemos o projeto. Temos um plano definido. Estamos discutindo com bancos o financiamento. O projeto está avançando bemerdquo;, diz Lucas Araripe, diretor-executivo da Casa dos Ventos. De acordo com Araripe, para a decisão final de investimento ser positiva será preciso provar ao acionista da companhia (o grupo francês TotalEnergies) que o projeto no Brasil é competitivo na comparação com os de outras partes do mundo. eldquo;O grupo tem acesso a projetos ao redor de todo o mundo. Eles consomem hidrogênio e já assinaram dois contratos de compraerdquo;, diz o executivo, que diz acreditar que o projeto brasileiro terá bons preços dado que a energia eólica e solar (usadas na produção do hidrogênio) são competitivas. Outra planta prevista para ser instalada no Pecém, a da australiana Fortescue também deve ter sua decisão final de investimento tomada neste ano. A empresa, que tem um dos maiores projetos de hidrogênio verde para o Brasil, prevê injetar na unidade R$ 20 bilhões. Em 2023, o gerente da empresa no País, Luis Viga, afirmava que a unidade começaria a produzir em 2027. Questionado se o prazo se mantém, ele afirmou que o eldquo;cronograma do projeto é considerado estratégico e, por isso, a empresa não pode detalhá-loerdquo;. Segundo Viga, para a usina ser construída, é preciso que ela tenha eldquo;viabilidade econômica, social e ambiental, incluindo menores custos de energia e aumento da demanda global por hidrogênio verdeerdquo;. Hoje, a Fortescue está justamente estudando essa viabilidade. Para isso, trabalha no detalhamento da infraestrutura industrial, na definição dos sistemas de captação e tratamento de água e em ajustes nos modelos de armazenamento e distribuição da energia renovável que será usada na planta. Já a alemã Neuman eamp; Esser conseguiu colocar sua fábrica em operação no fim de novembro. Não se trata, porém, de uma usina, mas de uma planta que fabrica equipamentos para a produção de hidrogênio verde endash; a primeira unidade do gênero da companhia na América Latina. A fábrica, que recebeu um investimento de R$ 70 milhões, deveria ter sido inaugurada em abril do ano passado. eldquo;O cronograma atrasou porque tivemos problemas com a licença ambiental. Ela foi concedida, mas a burocracia atrasou. A Prefeitura (de Belo Horizonte) demorou mais que o previsto para conceder os papéiserdquo;, diz Marcelo Veneroso, diretor da empresa no Brasil. O executivo afirma que a planta já tem uma eldquo;carteira de pedidos robustaerdquo;, apesar de ainda não estar operando a plena capacidade. Segundo ele, até o ano passado, a companhia produzia sobretudo para projetos pilotos. Para 2025, a expectativa é que continuem trabalhando para usinas de hidrogênio de pequeno porte, mas que comecem a entrar projetos de escala comercial. eldquo;É natural as empresas primeiro testarem a tecnologia, afinarem os processos, antes de partirem para a fabricação mesmo. São investimentos consideráveis, as empresas estão tateando para ver onde podem entrar.erdquo; A presidente da Associação Brasileira do Hidrogênio Verde, Fernanda Delgado, destaca que, dada a complexidade da indústria de hidrogênio verde e o custo de instalação de uma usina, é natural que as decisões finais de investimento sejam tomadas com cautela. Segundo ela, com a aprovação, no ano passado, do arcabouço legal do setor endash; que inclusive estabeleceu a concessão de R$ 18,3 bilhões em incentivos fiscais entre 2028 e 2032 endash;, foi dado um passo no Brasil em direção à concretização das primeiras plantas de hidrogênio verde. Delgado, no entanto, afirma que ainda é necessária a expansão da rede de distribuição de energia no Nordeste, onde os projetos estão, ao menos por ora, concentrados. Isso porque a produção de hidrogênio verde demanda um grande volume de energia limpa. eldquo;Isso está em conversa com o governo federal e está avançandoerdquo;, diz.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, reforçou nesta terça-feira, 25, sua defesa da exploração de petróleo na Margem Equatorial. Para ele, o Brasil não pode deixar de produzir combustíveis fósseis. eldquo;Petróleo não é questão de oferta, mas de demanda. Enquanto o mundo demandar petróleo, teremos que ter ofertaerdquo;, disse. O ministro repetiu seu argumento de que os recursos do petróleo precisam financiar a transição energética. A defesa é a de que o Brasil não pode eldquo;pagar mais caroerdquo; nesse processo. Ele declarou ainda que o Ministério de Minas e Energia (MME) vai apresentar ao Congresso reforma do setor elétrico brasileiro, que estava sendo aguardada para 2024. O ministro também citou a possibilidade de fazer um eldquo;leilão de transição energéticaerdquo; para contratação de térmicas a biocombustível, a etanol. O leilão de reserva de capacidade já incluiu biocombustíveis. Parque térmico Silveira disse ainda que o Brasil precisa dobrar o seu parque térmico até 2034, ao falar da necessidade de fontes com segurança operativa. Para o leilão de reserva de capacidade previsto para junho, o governo vetou térmicas que utilizam como combustível carvão mineral, óleo diesel ou óleo combustível. Haverá a contratação de empreendimentos de geração termoelétrica a gás natural e a biocombustíveis. eldquo;É a térmica que segura nosso sistema nos momentos de pico (de demanda)erdquo;, disse na CEO Conference 2025, organizada pelo BTG Pactual. O ministro afirmou que a perspectiva para leilão de reserva de capacidade é boa, com eldquo;muita participaçãoerdquo;. eldquo;Já temos cadastrados 327 projetos, claro, é um cadastramento. Termina-se nos leilões com 40% a 50% disso, porque tem que ter garantia do gás e uma série de exigências. São mais de 70 GWerdquo;, disse Silveira. Segundo ele, possíveis rotas com a Argentina para escoamento de gás natural estão sendo estudadas. Ele declarou que já houve assinatura de acordo com o governo do país vizinho para a importação, pelo Brasil, de gás produzido por meio fraturamento hidráulico (fracking). Uma das vias em estudo é um duto que liga a Argentina até a termelétrica de Uruguaiana, no Rio Grande do Sul. O problema é a limitação na infraestrutura. Seria necessário um gasoduto de aproximadamente 594 quilômetros para poder ligar essa oferta da Argentina.