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A petroleira baiana PetroReconcavo vai construir uma segunda Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) na Bahia para dar independência às operações da petroleira no Estado emdash; hoje dependente da UPGN Catu, da Petrobras emdash; e reduzir à metade o custo com processamento do produto. O vice-presidente comercial e de novos negócios da companhia, João Vitor Moreira, disse ao Estadão/Broadcast que o empreendimento vai permitir maiores margens e, também, a redução do preço da molécula na ponta. Fundada em 1997, a PetroReconcavo é uma das petroleiras independentes mais tradicionais do Brasil e segue produzindo em campos maduros em momento de amadurecimento do chamado mercado de eldquo;junior oilserdquo; no País. Moreira detalhou à reportagem os planos de construção da infraestrutura a um custo total aproximado de US$ 60 milhões. A PetroReconcavo ainda negocia os detalhes finais do contrato EPC (engenharia, gestão de compras e construção) e deve anunciar a empresa responsável nas próximas semanas. A petroleira, afirmou o executivo, pode tanto arcar com os custos por meio de equity, quanto captar novamente recursos no mercado de dívidas, visto que tem baixa alavancagem, com relação dívida líquida/Ebitda próxima a 0,6 vez. O planejamento é que a UPGN Miranga, instalada no polo de produção de gás natural de mesmo nome, seja construída entre 2025 e 2026, passando por ajustes finais e licenciamento junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ao longo de 2027, com prazo final em dezembro daquele ano. A previsão é que a unidade opere regularmente em 2028. Segundo o executivo, a companhia segue avaliando a construção de uma UPGN própria no Rio Grande do Norte. A alternativa seria buscar novas melhorias nas condições contratuais com a Brava Energia, empresa dona da UPGN de Guamaré, onde a PetroReconcavo processa o gás natural produzido no estado. A Brava é a empresa resultante da fusão entre 3R Petroleum e Enauta. Mudança na Bahia A nova unidade na Bahia terá uma capacidade inicial de 950 mil metros cúbicos (m³) por dia, com possibilidade de expansão para até 1,5 milhão m³/dia. Hoje a PetroReconcavo utiliza principalmente a UPGN de Catu, da Petrobras, na qual processa cerca de 1 milhão de m³/dia de gás, o equivalente a dois terços da capacidade total da planta da estatal. Na Bahia, a petroleira já tem uma UPGN própria, São Roque, ligada diretamente à malha de distribuição da Bahiagás e que, atualmente, processa 200 mil m³/dia, metade da capacidade instalada. eldquo;A UPGN Catu (Petrobras) opera desde a década de 1970 e todos os demais produtores do onshore na Bahia precisam acessar essa planta, o que poderia ser um gargalo para a nossa produção no futuroerdquo;, diz Moreira. Segundo o executivo, a manutenção da operação nos moldes atuais, vinculada às instalações da Petrobras, poderia comprometer o plano de incremento da produção da PetroReconcavo a partir de 2027. Redução no custo de processamento eldquo;Além disso, tem um racional econômico muito forte: estimamos uma redução de 50% no custo de processamento na comparação com o que a Petrobras nos cobra hoje. Isso passa pelo fato de que vai ser um ativo mais novo, enxuto e adaptado a tecnologias atuaiserdquo;, acrescenta. Segundo Moreira, a eldquo;filosofiaerdquo; do projeto olha para a capacidade maior, de 1,5 milhão m³/dia. eldquo;Vamos construir e licenciar para 950 mil m³/dia, o suficiente por enquanto. Mas quando for preciso, faremos uma expansão rápida, por meio de trocas e ajustes na plantaerdquo;, explica. Ele acrescenta que essa expansão pode vir na esteira de uma demanda externa, com a PetroReconcavo atuando como prestadora de serviço a terceiros, conforme compartilhamento de infraestrutura previsto na nova lei do gás. eldquo;Não contamos com isso nesse momento, mas, hoje, nada impede que um player interessado pleiteie e a gente franqueie o uso de uma parte da capacidade da UPGNerdquo;, afirma. Conexão com malha de transporte À diferença da UPGN São Roque, a planta a ser instalada no Polo Miranga será conectada à malha da transportadora TAG, mas sem a necessidade de construção de gasodutos relevantes. eldquo;Vamos usar a malha que já estava lá, fazendo a menor turbulência possível no sistema que já existeerdquo;, disse o executivo ao justificar a instalação da nova planta próxima à interconexão já existente da UPGN Catu com a malha da TAG. eldquo;Gostamos muito da Bahiagás, mas não queremos ficar expostos a um único cliente. Temos contratos com Potigás (RN), Copergás (PE), Sergás (SE) e outras distribuidoras. Queremos acessar todo o mercado via transporte e, por isso, vemos muito valor nessa interconexão com a TAGerdquo;, afirmou o vice-presidente da PetroReconcavo. Como fica operação no Rio Grande do Norte No Rio Grande do Norte, por ora, nada muda e a petroleira segue utilizando largamente a UPGN Guamaré, da Brava. Segundo Moreira, as tratativas com a direção da Brava, presidida por Décio Oddone, são boas e uma prova disso seria a postergação dos contratos de uso da infraestrutura neste segundo semestre. Ainda assim, disse ele, a PetroReconcavo segue avaliando a opção de construir uma planta própria na região. eldquo;Nossa filosofia é avaliar opções que existem e uma opção é sim construir uma planta própria. Existe capacidade para todo mundo que produz lá e seria muito mais eficiente que as duas empresas chegassem a uma solução satisfatória. Seguimos avaliando o cenário, porque ainda precisamos de uma solução melhor do que a existente hoje. Precisamos de um contrato que não estimule uma solução independenteerdquo;, disse o vice-presidente da PetroReconcavo. Segundo Moreira, no Rio Grande do Norte, a questão é puramente econômica, e não passa por uma limitação de capacidade emdash; como na Bahia emdash;, uma vez que a Brava é dona de três plantas com capacidade total de 5 milhões de m³/dia, o que seria mais do que o suficiente para acolher as expansões da sua própria produção e da PetroReconcavo. eldquo;Guamaré tem 1,5 milhão m³/dia de capacidade de processamento, do qual tomamos pouco menos de um milhão. Mas ainda existem duas plantas ociosas (da Brava) que, junto com a primeira, perfazem uma capacidade total de 5 milhões m³/dia de gáserdquo;, detalhou.

Do Oiapoque ao Chuí. A máxima já conhecida pela maioria dos brasileiros é a nova meta que está sendo perseguida pela indústria do petróleo. Se no extremo Norte do país, a exploração na Foz do Amazonas ainda depende de aval ambiental do Ibama, as petroleiras, lideradas pela Petrobras, já iniciaram investimentos para desbravar o Sul do Brasil com a pouco conhecida Bacia de Pelotas. No Sul, Pelotas foi leiloada em dezembro de 2023 pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), quando a Petrobras, que já havia perfurado em águas rasas na região no início dos anos 2000, adquiriu 29 blocos na bacia. Do total, formou dois consórcios, um com a Shell (com fatia de 30%) e a chinesa CNOOC (20%) emdash; a estatal tem os 50% restantes; e outro só com a Shell (30%) emdash; nesse caso, a Petrobras tem 70%. A Chevron adquiriu sozinha 15 blocos em Pelotas. Passados dez meses, Pelotas vem chamando a atenção das companhias, após os bons resultados que vêm sendo registrados na Namíbia, na costa da África, onde são estimadas reservas de até 13 bilhões de barris de petróleo com as descobertas feitas por empresas como Galp, Chevron, TotalEnergies, Shell e outras. Risco de voltar a importar A indicação é que Pelotas tenha a mesma formação geológica desde os tempos de Gondwana, quando um supercontinente incluía os territórios atuais da América do Sul e África, por exemplo. O geólogo Pedro Zalan explica que os reservatórios e as rochas geradoras na região dos dois continentes podem ter formação semelhante. emdash; A semelhança é total. E Pelotas é maior e mais profundo em relação à Namíbia. Pelotas pode ter uma reserva entre 10 bilhões a 15 bilhões de barris. Por isso, vimos uma procura enorme das petroleiras pela região. O Brasil precisa de novas reservas, já que o pré-sal vai atingir o pico em 2030. E o atraso na Margem Equatorial preocupa. Sem isso, podemos ser importadores de petróleo já em meados da próxima década emdash; afirma Zalan. As reservas provadas do Brasil são da ordem de 15,9 bilhões de barris. Roberto Ardenghi, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), compartilha uma avaliação semelhante. Para ele, sem novas áreas, o país corre o risco de ter de importar petróleo. Segundo ele, as empresas que arremataram as áreas no fim de 2023 já estão se preparando para contratar sísmicas para explorar Pelotas, mas lembra que o início de produção levará tempo. emdash; A sísmica deve levar de três a quatro anos. Depois, é preciso perfurar um poço para encontrar petróleo. Em seguida, são necessários novos poços para comprovar a viabilidade econômica, e a ANP precisa aprovar o plano de desenvolvimento. Podemos levar ao todo um período de 12 anos até iniciar a produção. Mas, antes disso, é preciso comprovar a tese geológica emdash; diz Ardenghi. Diferente do Norte do Brasil, onde já há uma mobilização de cidades e de ambientalistas com a produção, o Sul ainda espera o início das primeiras atividades do setor. Para ele, devem servir de base cidades como Porto Alegre, Rio Grande, Chuí e Pelotas, todas no Rio Grande do Sul. emdash; Essas devem ser as cidades afetadas. Mas é preciso estudar. É diferente da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, onde Suriname e Guiana já fizeram descobertas na mesma bacia. Em Pelotas ainda não temos isso. Segundo a Petrobras, os blocos em Pelotas vão elevar a área de exploração da estatal dos atuais 30 mil para 50 mil quilômetros quadrados. Entre os planos da companhia está o desenvolvimento de projetos conjuntos de energia eólica em alto-mar.

O BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) aprovou, nesta quinta-feira (7), o financiamento de R$ 500 milhões para a instalação de uma nova usina de etanol, sob responsabilidade do grupo agroindustrial 3tentos. O milho e o sorgo serão as matérias-primas para a produção do biocombustível. A construção está em andamento em Porto Alegre do Norte, no Mato Grosso, e a previsão é de que as operações se iniciem em 2026. Com o valor fornecido pela instituição financeira, será possível gerar, diariamente, 935 mil litros de etanol e 37 toneladas de óleo de milho. Conforme Aloizio Mercadante, presidente do BNDES, a iniciativa se alinha "às diretrizes do Fundo Clima, de apoiar a implantação de empreendimentos que reduzam as emissões de gases do efeito estufa", visando a sustentabilidade e a responsabilidade ambiental do setor energético.

O TCU (Tribunal de Contas da União) determinou nesta quarta-feira (6) que a Petrobras apresente em até 120 dias uma norma com os critérios objetivos da sua política de preços de combustíveis, implementada em maio de 2023. O documento será para uso interno e precisará detalhar de forma clara a aplicação das diretrizes da atual ECDG (Estratégia Comercial do Diesel e da Gasolina) da companhia. O relator do processo, ministro Jhonatan de Jesus, afirmou que a eldquo;formalização de norma interna de padronização é essencial para a clareza e a segurança na execução da referida estratégia, garantindo que todos os envolvidos tenham entendimento comum dos procedimentos e critérios a serem seguidos [no cálculo da precificação]erdquo;. Conforme o acórdão, a Petrobras precisará detalhar a dinâmica e as regras do processo decisório de formação dos preços, as áreas responsáveis envolvidas e suas responsabilidades, a forma pela qual os diversos indicadores devem ser medidos e a maneira que os processos e as atividades devem ser executados. Pela decisão, o TCU dará continuidade ao acompanhamento da política de preços da estatal pelos próximos dois anos, com revisões semestrais. Prejuízo à governança Jhonatan afirmou ainda que a falta desse detalhamento sobre a política de preços atual eldquo;vai de encontro ao disposto em regramento da própria empresa, além de ocasionar prejuízo potencial à governança, ao monitoramento e ao controle do processo decisório de precificação dos combustíveis, que possui grande impacto na sua sustentabilidade econômico-financeira e relevante reflexo na economia brasileiraerdquo;. A atual política de precificação da Petrobras foi implementada em maio de 2023, na gestão do ex-presidente da companhia Jean Paul Prates. Era uma cobrança pessoal do presidente Lula, que pedia por um eldquo;abrasileiramentoerdquo; dos preços e o fim da conexão direta com o PPI (Preço de Paridade de Importação). Defasagem Desde então, os reajustes têm ficado mais raros mesmo com o aumento dos preços internacionais da gasolina e do diesel. O último ajuste realizado pela petroleira foi em julho deste ano, quando aumentou R$ 0,20 o litro da gasolina tipo A. Já o diesel não sofreu alterações de preço em 2024, e o último ajuste ocorreu com uma redução de R$ 0,30 por litro em dezembro de 2023. Atualmente, os valores cobrados pela estatal estão defasados em média 5% e 9% na comparação com o PPI, segundo cálculos da Abicom (Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis). Conforme panorama divulgado pela associação, em outubro, tanto o diesel quanto a gasolina ficaram abaixo da paridade durante a maioria dos dias do mês, com defasagens negativas chegando a 31 centavos por litro.

A ANP publicou hoje (07/11) o Painel Dinâmico de Produtos Sensíveis, ferramenta interativa que tem como objetivo permitir o acompanhamento das operações realizadas no país de produtos considerados sensíveis ao abastecimento nacional. O painel, inicialmente, apresenta apenas dados de metanol, produto fundamental a diversas atividades econômicas (como produção de biodiesel, formol e mdf) e que, nos termos da Resolução ANP nº 937/2023, é considerado um solvente. Aos poucos, serão incorporados na ferramenta outros solventes e produtos enquadrados como naftas. No painel, é possível consultar informações sobre vendas, importações e compras de metanol, discriminando os dados por data, adquirente e volumes. Há ainda um glossário que explica os termos utilizados nas tabelas, gráficos e filtros. A nova ferramenta se junta ao Painel de Monitoramento de Metanol na Produção de Biodiesel endash; que permite conhecer a demanda por metanol especificamente no setor de produção de biocombustíveis endash; para ampliar o conhecimento do mercado sobre as operações realizadas. O objetivo é ampliar a transparência e permitir que o mercado acompanhe a movimentação do metanol, possibilitando identificar possíveis indícios de desvio do produto para fins irregulares (como, por exemplo, para a adulteração de combustíveis). O painel será atualizado mensalmente e traz dados informados por meio do Sistema de Informação de Movimentação de Produtos (SIMP), pelo qual os agentes regulados enviam dados obrigatórios à ANP.

Em 2023, o Brasil emitiu 2,29 bilhões de toneladas de gases de efeito estufa (GtCOe#8322;e), queda de 12% na comparação com o ano anterior, quando foram emitidas 2,6 GtCOe#8322;e. Os dados são da nova coleção do Seeg (Sistema de Estimativas de Emissões de Gases de Efeito Estufa), elaborada pelo Observatório do Clima e lançada nesta quinta-feira (7). O primeiro ano do terceiro mandato do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) teve a maior redução percentual desde 2009 (1,7 GtCOe#8322;e), quando ocorreu o menor patamar de emissões da série histórica da plataforma, que se inicia em 1990. A diminuição na poluição por gás carbônico e outros gases que provocam as mudanças climáticas foi causada pela contenção do desmatamento na amazônia. Na esteira da retomada de políticas para combater a devastação da floresta, as emissões por desmatamento na região caíram 37% endash;foram de 1,07 bilhão de toneladas de COe#8322;e para 687 milhões de toneladas (MtCOe#8322;e). Considerando todos os biomas brasileiros, a redução das emissões por desmatamento foi de 24%. Isso porque, com exceção da amazônia e do pampa (-15%), os índices aumentaram expressivamente: no pantanal cresceram 86%; no cerrado, segundo maior bioma do país, 23%; na caatinga, 11%; e na mata atlântica, 4%. As mudanças de uso da terra (basicamente, desmatamento) são a principal fonte de emissões brutas de gases de efeito estufa do Brasil, respondendo em 2023 por 46% do total (1,062 GtCOe#8322;e). Para comparação, se fosse um país, o desmate dos biomas brasileiros seria o oitavo maior emissor do planeta, considerando dados de 2021 compilados pela plataforma Climate Watch. "A queda nas emissões em 2023 certamente é uma boa notícia", diz o coordenador do Seeg, David Tsai. "Ao mesmo tempo, mostra que ainda estamos excessivamente dependentes do que acontece na amazônia, já que as políticas para os outros setores são tímidas ou inexistentes." Economia brasileira emitindo mais Todos os setores da economia tiveram aumento de emissões no ano passado. A alta mais expressiva, de 2,2%, ocorreu na agropecuária, que lançou na atmosfera 631 milhões de toneladas de gases de efeito estufa, contra 617 MtCOe#8322;e em 2022. O agro é a segunda maior fonte emissora do país (28% do total) e bateu seu próprio recorde de carbono pela quarta vez consecutiva. Somada às emissões por mudança de uso da terra, largamente associadas à abertura de pastagens e lavouras, a atividade agropecuária segue sendo a maior emissora do país, respondendo por 74% da poluição climática em território nacional. Segundo o Seeg, o incremento no setor foi provocado principalmente pela expansão do rebanho bovino, que em 2023 chegou a 238,6 milhões de cabeças de gado. Isso se reflete, principalmente, no crescimento da fermentação entérica (o "arroto" do boi), nome dado à digestão de celulose por animais ruminantes, que emite metano, um poderoso gás de efeito estufa. Estima-se que o metano aqueça o planeta cerca de 80 vezes mais do que o dióxido de carbono. O metano, porém, se dissipa ao longo de décadas, enquanto o COe#8322; (responsável por 64% do aquecimento do planeta) pode levar centenas de anos para desaparecer. Cientistas defendem que cortes drásticos nas emissões de metano podem ser uma forma de resfriar o planeta rapidamente. No setor de energia, a elevação foi de 1,1%, indo de 420 MtCOe#8322;e em 2022 para 417 MtCOe#8322;e em 2023, enquanto o setor de processos industriais cresceu 0,9%, de 90 MtCOe#8322;e para 91 MtCOe#8322;e, e o de resíduos, 0,2%, variando de 91 MtCO2e em 2022 para 92 MtCO2e no ano passado. O setor de energia respondeu por 18% das emissões totais do Brasil no último ano, e os de resíduos e processos industriais, por 4% cada um. Nos quatro setores, aponta o relatório, o aumento das emissões acompanhou o aquecimento da economia, com alta de 2,9% no PIB (Produto Interno Bruto). "Isso indica que a economia brasileira está atrelada às emissões de gás de efeito estufa", explica Tsai, usando como exemplo o transporte da produção, muito dependente do modal rodoviário e do diesel de petróleo. "O Brasil precisa de um plano de descarbonização consistente e que faça de fato uma transformação na economia", afirma o pesquisador. Ele ressalta que a transição energética deve garantir que as necessidades sociais e econômicas dos países sejam atendidas com energia que venha de fontes limpas, como solar, eólica, hidrelétrica e biocombustíveis. "Não é só possível desassociar o crescimento econômico das emissões como é necessário." e#39;Migraçãoe#39; do desmate A amazônia é o bioma que historicamente mais tem emitido gases do efeito estufa, principalmente por causa do avanço da pecuária sobre a floresta. De acordo com o Seeg, em 2022, as emissões brutas do bioma foram cinco vezes maiores do que as do cerrado, em razão da maior extensão da área desmatada e da vegetação florestal, que acumula mais carbono. Mas, em 2023, essa distância diminuiu e as emissões brutas da amazônia foram 3,5 vezes maiores do que as do cerrado. Ainda que continue num patamar alto, a perda da vegetação nativa na amazônia vem diminuindo, enquanto no cerrado ocorre em uma velocidade proporcionalmente três vezes maior. "O aumento da devastação no cerrado num momento de queda na amazônia já ocorreu em outros momentos e provavelmente indica e#39;vazamentoe#39; do desmate entre biomas", diz o relatório do Seeg. O avanço do desmate na região fez o Maranhão entrar pela primeira vez no ranking dos cinco estados com mais emissões brutas do Brasil, atrás apenas de Pará e Mato Grosso. Emissões brutas representam o total emitido pelo país. Já no cálculo das emissões líquidas é descontada a remoção de carbono feita por florestas regeneradas, unidades de conservação e terras indígenas. As emissões líquidas brasileiras caíram 15% em 2023, indo de 1,956 GtCOe#8322;e em 2022 para 1,653 GtCOe#8322;e. Essa medida é a usada pelo governo federal na meta climática assumida no Acordo de Paris, conhecida como NDC. O compromisso brasileiro é de 1,3 GtCOe#8322;e de emissões líquidas em 2025 e de 1,2 GtCOe#8322;e em 2030. Em nível global, a concentração de gases de efeito estufa na atmosfera bateu um novo recorde no ano passado, segundo a Organização Meteorológica Mundial, vinculada à ONU. A concentração de COe#8322; na atmosfera atingiu 420 partes por milhão (ppm) em 2023, um crescimento de 2,3 ppm em relação ao ano anterior. Esse foi o 12º ano consecutivo em que a concentração de dióxido de carbono cresceu acima de 2 ppm.