NOTÍCIAS

Na última semana, os preços médios dos etanóis hidratado e anidro seguiram em alta. Pesquisadores do Cepea explicam que o suporte veio da postura firme de muitas usinas, atentas ao encerramento da moagem e ao possível aquecimento na demanda nos últimos meses do ano, como típico para o período. De 14 a 18 de outubro, o Indicador CEPEA/ESALQ do etanol hidratado fechou em R$ 2,5518/litro (líquido de ICMS e PIS/Cofins), elevação de 1,43% frente ao da semana anterior. Para o anidro, o aumento foi de 4,62%, com o Indicador a R$ 2,8847/litro, valor líquido de impostos (PIS/Cofins)

O vice-presidente da República e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin, voltou a afirmar na manhã desta terça-feira, 22, que, dentro da Nova Indústria Brasil (NIB) há também a preocupação com a mobilidade verde, que estimulou a indústria automotiva a anunciar R$ 130 bilhões de investimentos no Brasil. Junto com estes investimentos na mobilidade verde, o governo aprovou a lei que permitirá o aumento da adição de etanol na gasolina de atuais 27% para 35%. eldquo;Hoje nossa gasolina tem 27% de etanol. Com a nova lei poderemos chegar a 35% da misturaerdquo;, disse o vice-presidente, durante a abertura oficial da MIEXPO+ Fórum 2024 endash; Feira Internacional de Tecnologia em Montagem Industrial, no Expo Center Norte, na zona norte da capital paulista. Alckmin voltou a citar o Programa Mais Inovação que soma R$ 66 bilhões de investimentos em projetos de inovação das empresas até 2026. O programa resulta de uma ação conjunta do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC) com a Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) e o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). O BNDES, inclusive, de acordo com Alckmin, tem batido recorde de financiamentos para que o Brasil avance no seu projeto de construir uma indústria mais eficiente, que produza bem e barato para disputar outros mercados. Para Alckmin, o Brasil precisa voltar a disputar mercados externos porque o País tem hoje apenas 2% do comércio mundial. eldquo;Ou seja, 98% do comércio mundial está fora do Paíserdquo;, comentou o ministro. Para isso ele defende acordos comerciais e disse estar bem animado com a possibilidade de o acordo entre o Mercosul e a União Europeia vir a ser firmado. eldquo;Estamos otimistas com o possível avanço do acordo entre o Mercosul e a União Europeiaerdquo;, disse. (Estadão Conteúdo)

O grupo Cosan está mexendo no comando de suas operações, realocando em posições estratégicas os homens de confiança do controlador Rubens Ometto, conforme as necessidades atuais do portfólio. Marcelo Martins, que é vice-presidente de estratégia da Cosan e vice-presidente do conselho da companhia, vai assumir a presidência executiva. O novo CEO, interado das finanças do grupo, assume a Cosan num mandato de desalavancagem. Nelson Gomes Neto, atual CEO da Cosan, vai assumir a presidência da Raízen, substituindo Ricardo Mussa, que por sua vez assume a presidência da Cosan Investimentos.Gomes ficou menos de um ano na presidência da Cosan, após substituir Luis Henrique Guimarães, mas já tocou o negócio de lubrificante e gás do grupo, e tem perfil de execução, enquanto Mussa, que liderou o IPO da Raízen e os investimentos em etanol de segunda geração, passa a mirar novas oportunidades de alocação de capital. Para ler esta notícia, clique aqui.

Hidrogênio verde no Nordeste foca exportação, e indústria nacional vai precisar correr atrás Os grandes projetos de hidrogênio verde que começam a nascer próximo ao litoral nordestino ainda estão em fase de planejamento e construção, mas quando ficarem prontos vão mirar o mercado internacional, sobretudo o europeu. Devido a dificuldades tecnológicas para transportar o insumo, é improvável que haja escoamento da produção para a indústria nacional, hoje localizada em grande parte no Sudeste. Essa situação cria desafios para a tentativa do governo brasileiro de fazer com que o país exporte produtos de maior valor agregado, em vez de apenas insumos energéticos. O hidrogênio verde é considerado uma commodity por alguns especialistas e, à medida que os projetos no mundo ganham escala, seu preço tende a cair endash;cenário ainda restrito à próxima década. De acordo com um levantamento feito pela Folha com base em entrevistas próprias e dados da ABIHV (Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde), o país tem hoje doze projetos avançados, sendo apenas um endash;bem pequenoendash; em operação. Desse total, apenas dois estão fora do Nordeste e só três estão sendo construídos especificamente para atender à demanda interna. Todos os outros sonham com o mercado europeu. Por dois motivos: 1) as políticas de controle de emissões da União Europeia são mais exigentes e alguns setores, como as refinarias, já correm para adquirir hidrogênio verde até o final da década. 2) A Europa tem pouca área suficiente para aumentar sua geração de energia renovável, base da produção do hidrogênio verde. É de lá, portanto, que virá a maior demanda inicial. "A gente não vai escapar de exportar commodity. Para destravar projetos a gente precisa ter contratos de offtake de longo prazo, e os primeiros que estão surgindo são fora daqui, porque a Alemanha precisa muito de hidrogênio verde e criou agências para fomentar a produção em vários países do mundo, inclusive no Brasil", diz Luciana Costa, diretora de Transição Energética do BNDES. Offtake é o termo técnico usado para contratos em que o comprador antecipa o pagamento do insumo, assumindo riscos, para propiciar a construção do projeto. A falta dessa figura no mercado atual, aliás, tem atrapalhado alguns negócios, inclusive na Europa. Nesse cenário, é improvável que a primeira leva de grandes projetos de hidrogênio verde no Brasil seja para abastecer a indústria pesada nacional, como de aço, cimento, cerâmica, vidro e setor químico, as que mais precisarão do insumo. Além disso, escoar o hidrogênio produzido no litoral nordestino para fábricas instaladas em outras regiões, inclusive do Nordeste, é hoje impraticável. Isso porque transportar o hidrogênio em forma gasosa só compensaria economicamente, segundo quem acompanha o mercado, se fosse em grandes volumes endash;nesse caso, porém, seria necessária uma rede de dutos mais extensa que a atual e o investimento não seria viável. De acordo com a BloombergNEF, transportar hidrogênio via caminhão por uma distância superior a 100 quilômetros torna o insumo muito mais caro do que se transportado por gasoduto. E isso só seria viável se a produção fosse pequena. Já por cabotagem (navegação que faz rotas apenas dentro do mesmo país) seria caro demais. Transportar o hidrogênio em sua forma líquida exigiria temperaturas abaixo de -252ºC endash;a temperatura mais baixa já alcançada no mundo foi de -273ºC. Não é à toa que, em casos de exportação, o hidrogênio deverá ser convertido em amônia ainda no Brasil e reconvertido ao chegar à Europa endash;procedimento também caríssimo e que hoje não é viável em larga escala nem na Europa por falta de investimentos. Luis Viga, líder da mineradora Fortescue no Brasil, está à frente da empresa para criar sua primeira planta de hidrogênio verde no porto de Pecém (CE). A expectativa é operar uma planta de 1 GW (gigawatt) até 2029, quantidade suficiente, por exemplo, para abastecer a produção de uma grande usina siderúrgica. Dos US$ 3 bilhões a US$ 5 bilhões previstos, 30% deve vir de capital próprio endash;a empresa negocia financiamento com o BNDES, assim como a Casa dos Ventos e a suíça Atlas Agro. "Eu não escolho cliente; se tiver interno vai ser ótimo, mas é questão de viabilidade. A gente entende que o cliente externo está mais preparado para pagar o prêmio, porque o hidrogênio verde inicialmente vai ser mais caro", diz Viga. Já a brasileira Unigel mira o mercado de amônia verde e metanol como produto final. A empresa pretende vender o insumo para companhias navais endash;a amônia feita a partir do hidrogênio verde será usada como combustível limpo para frotas de navios. A fábrica ficará em Camaçari (BA), próxima a duas plantas químicas da empresa. A ideia é construir uma planta de 60 MW (megawatt) capaz de produzir 60 mil toneladas de amônia verde ou 10 mil toneladas de hidrogênio. Mas o início depende do aval dos acionistas, já que a empresa está em crise financeira. "A princípio, enquanto não houver demanda local, a nossa intenção será exportação de hidrogênio via amônia. Já temos uma prévia com o cliente; esse nosso produto seria transportado para um hub na Ásia e usado em bunker de navio", diz Roberto Noronha, CEO da Unigel. Uma alternativa para garantir a entrega do insumo à indústria local seria atrair essas empresas para regiões próximas às plantas de hidrogênio verde no país endash;o que ajudaria o Nordeste a se industrializar. A francesa Qair, por exemplo, quer atrair indústrias para o porto de Pecém. A ideia é que essas fábricas consumam o hidrogênio produzido em sua planta de 280 MW até o final da década. Esse seria o segundo estágio do projeto da empresa, que pretende construir uma planta de 1 MW até o final de 2025 e duas de 2,24 GW na próxima década endash;as maiores focadas em exportação. "A ideia é a gente desenvolver um hub para atrair negócios voltados a energia ou hidrogênio. Como hoje existe dificuldade para fazer exportação pela falta de infraestrutura, temos que criar um ambiente para que o cliente venha para cá", diz Gustavo Silva, diretor de operações da Qair no Brasil. Em tese, algumas indústrias já iniciaram essa rota. A ArcelorMittal comprou no ano passado a Companhia Siderúrgica do Pecém para facilitar seu processo de descarbonização. "Pecém é o foco futuro de hidrogênio no país e temos a intenção de usar a nossa planta como primeiro local para testes", diz Guilherme Abreu, gerente geral de Sustentabilidade da empresa. "Em termos de demandas e de volumes seria mais seguro, até do ponto de vista de segurança operacional, que as produções ficassem bem próximas aos consumos de hidrogênio. Porque fazer logística de hidrogênio não é como fazer de gás natural, já que as possibilidades de vazamento são maiores", acrescenta. Até por isso, no Sudeste, a White Martins criou uma estratégia diferente voltada para o mercado nacional. A empresa vai produzir hidrogênio verde próximo à planta da produtora de vidro Cebrace, em Jacareí (SP), e escoará o insumo via gasoduto para a companhia. A planta será de 5 MW e nem toda a produção vai para a Cebrace. A empresa já opera uma logística semelhante em Pecém para a indústria alimentícia. "É mais fácil a planta de hidrogênio ser no Sudeste, porque o grid leva a energia para qualquer lugar e, com isso, é melhor instalar a planta de hidrogênio mais perto para não ter que transportar a molécula", diz Gilney Penna Bastos, presidente da White Martins. "Por isso eu acho que o Sudeste ficará mais para a indústria interna e o Nordeste para exportação", acrescenta. Outra empresa que deve produzir hidrogênio verde no Sudeste é a Atlas Agro, que vai focar a produção de fertilizante verde em Uberaba (MG). O ponto também foi defendido pela CNI (Confederação Nacional das Indústrias) em um estudo recente sobre o tema. "Eu não excluiria a importância da exportação, mas existe o outro lado da moeda, que é trazer uma tecnologia para o Brasil para que o país possa utilizar as suas vantagens comparativas e, dessa forma, agregar valor aos seus produtos", diz Davi Bomtempo, superintendente de sustentabilidade da CNI.

O governo decidiu apoiar projeto de lei que prevê mudanças no Renovabio sem atacar o problema central: a falta de certificados de compensação pelas distribuidoras na venda de gasolina e diesel, combustíveis poluentes. Existem atualmente três projetos em tramitação no Congresso. O governo considera que o do deputado Efraim Filho (UB-PB) será votado. O texto, no entanto, não resolve o problema das distribuidoras e contraria usineiros do Nordeste, refratários à ideia de dividir receitas com produtores de biomassa emdash;como milho e mamona. Cada certificado (chamado Cbio) equivale à emissão de uma tonelada de carbono na atmosfera e, pelas regras atuais, ele é gerado pelas usinas de etanol e adquiridos pelas distribuidoras. O déficit de Cbios já levou o CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) a reduzir as metas de aquisição pelas distribuidoras neste ano. Hoje, a geração de Cbios gira em torno, fundamentalmente, da produção de etanol. Distribuidoras independentes afirmam que a desobrigatoriedade de produção do biocombustível leva à escassez de Cbios. Segundo os relatos, em muitos casos, isso ocorre quando o preço do açúcar sofre alta no mercado internacional, o que leva o usineiro a reduzir a produção do etanol e, por conseguinte, dos Cbios. As metas de cada distribuidora são definidas pela ANP (Agência Nacional de Petróleo) de acordo com o volume de combustíveis fósseis (gasolina e diesel) que cada uma pretende vender no mercado. Distribuidoras afirmam que não têm poder de decisão sobre o volume de consumo de biocombustíveis, tampouco controlam a produção de etanol e outros derivados de milho ou mamona. Por isso, elas querem dividir com os produtores de biocombustíveis a responsabilidade e obrigação da descarbonização da matriz da cadeia. Muitas foram multadas pela ANP porque não conseguiram cumprir metas diante da falta de Cbios no mercado. Não só etanol O projeto de lei do deputado Efraim Filho (UB-PB), no entanto, prevê somente que usineiros terão de repartir os ganhos com a venda de Cbios com os produtores de outros biocombustíveis. O movimento contraria o acordo firmado no início deste ano que previa a destinação de 15% a 40% para os fornecedores de insumos (bagaços) para as usinas emdash;que concentrariam de 60% a 85% das receitas auferidas com a venda de Cbios. Pessoas que acompanham as negociações no governo e no Congresso afirmam que usineiros do Nordeste são mais refratários ao projeto, que divide o bolo das receitas de forma igual como forma de estimular produtores de biomassa diferente da cana, como milho, mamona, entre outros. Representantes do setor ainda operam junto ao Congresso para mudar a forma de divisão das receitas. Ao mesmo tempo, as grandes distribuidoras (Vibra, Raízen e Ipiranga) negociam com grandes produtores de biocombustível uma associação, como forma de garantir a oferta dos insumos à cadeia e, ao final, de Cbios. Punição mais severa Esse grupo também quer regras mais duras no projeto prevendo o cancelamento do registro de comercialização das distribuidoras que não cumprirem as metas de descarbonização. Hoje, as regras preveem somente pagamento de multa. O Ministério de Minas e Energia abriu consulta pública para definição das metas compulsórias anuais do Renovabio. Do total de 50 contribuições do mercado, 37 pediram mais prazo para a consulta. Reclamaram que a pasta deu somente dez dias úteis para as manifestações.

O preço elevado do diesel deve continuar a pressionar as tarifas de energia em 2025, aponta estudo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Segundo as projeções, a tendência é que a cotação do combustível siga em níveis elevados, estável com relação a 2024, mas ainda abaixo do recorde de 2022. A cotação do diesel tem impacto nos preços da energia elétrica pois o combustível é usado nas termelétricas dos sistemas isolados, que atendem às regiões que não estão conectadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O diesel usado nesses sistemas é subsidiado pela Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), correspondeu a 34% do orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) em 2023. A projeção da EPE é que o preço do óleo diesel chegue a outubro de 2025 em média a R$ 3,5 por litro, patamar similar ao atual, que é de R$ 3,52 por litro. A mistura obrigatória do biodiesel ao diesel também influenciará na conta, uma vez que ele deve ficar mais caro no próximo ano. A mistura obrigatória ao óleo diesel B irá de 13%, em abril deste ano, para 14%, em abril de 2025, conforme resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). De acordo com a EPE, o preço do biodiesel no mercado nacional deve chegar a R$ 5,14 por litro em outubro de 2025, aumento em relação ao preço médio atual, que está em cerca de R$ 4,49 por litro. Um dos fatores que contribui para a pressão nas tarifas de energia elétrica é o fato de que os sistemas isolados estão, predominantemente, na região Norte do país. De acordo com a EPE, os preços de venda do diesel praticado por produtores e importadores foi 3,9% mais caro no Norte em relação à média nacional na média de dezembro de 2022 a agosto de 2024. Outro motivo que contribui para tarifas mais caras é o crescimento dos custos logísticos do diesel para os sistemas isolados, influenciado pelas estiagens, de acordo com a EPE. A nota técnica da EPE visa dar suporte à previsão orçamentária da CCC feita pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Ao todo, o Brasil tem 196 sistemas de energia em localidades isoladas, que atendem a 2,7 milhões de consumidores, com uma carga que corresponde a 0,53% da carga do SIN. Desses sistemas, apenas 40 têm previsão de interligação ao SIN até 2028. Fatores que influenciarão o preço do diesel em 2025 A EPE prevê que o preço do diesel, assim como o do petróleo, será mantido elevado no próximo ano por fatores como o agravamento de conflitos geopolíticos e a extensão de cortes voluntários de produção da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e membros associados (Opep+). Por outro lado, estoques mundiais relativamente elevados e aumento da produção de países que não fazem parte da Opep podem ajudar a pressionar os preços para baixo. A demanda do óleo diesel do Brasil deve continuar elevada e o país continuará importador do derivado de petróleo. Em junho de 2024, o país importou 1,5 milhão de m³ de diesel A, maior volume registrado na série histórica, iniciada em 2000.