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A ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) informou nesta terça-feira (7) que vai autuar 61 distribuidoras de combustíveis pelo descumprimento de metas de Créditos de Descarbonização (CBios) em 2024. O número de distribuidoras que descumpriram os objetivos de descabonização no Brasil representa mais de 37% das 163 empresas com metas estabelecidas em 2024. O índice de empresas que não cumpriram seus objetivos foi apurado após muitas distribuidoras buscarem a Justiça no ano passado para contestar suas obrigações de CBios, com muitos processos resultando em liminares favoráveis. Os CBios permitem que as distribuidoras que vendem combustíveis fósseis compensem as emissões de gases causadores do efeito estufa por meio da compra dos créditos, conforme definido pelo programa federal RenovaBio. Os CBios, que representam a emissão evitada de uma tonelada de carbono equivalente por cada crédito, são emitidos por produtores de biocombustíveis. O não pagamento das multas aplicadas pelo descumprimento de metas de CBios implica na inscrição dos distribuidores inadimplentes no Cadastro Informativo de Créditos não Quitados do Setor Público Federal (Cadin), o que tem resultado na revogação da autorização desses distribuidores, segundo a ANP. Ainda segundo a agência reguladora, 97 distribuidoras cumpriram integralmente a meta compulsória individual de redução de emissões de gases causadores do efeito estufa no ano passado, via aposentadoria de CBios. As metas individuais são estabelecidas com base nas vendas de combustíveis pelas distribuidoras. Conforme a ANP, foram aposentados (retirados de circulação) 35,7 milhões de créditos de descarbonização em 2024, o que corresponde a 92% da meta total estabelecida pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para o ano e a 77% do total das metas individuais calculadas pela ANP, que incluem as metas não cumpridas do ano anterior. Com base nos 92%, a ANP afirmou que houve um aumento do percentual de CBios aposentados em 2024 em relação à meta total fixada para o ano pelo CNPE. Em 2023, o índice foi de 88% endash;sem considerar as metas não cumpridas do ano anterior. A agência destacou também que houve uma redução do percentual de distribuidores inadimplentes, de 43% em 2023 para 37% em 2024. (Reuters)

Segundo o mais recente Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL), levantamento que consolida o comportamento de preços das transações nos postos de combustível, trazendo uma média precisa, a BR-101 seguiu apresentando o maior preço médio para a gasolina, etanol e ambos os tipos de diesel durante o mês de dezembro. O levantamento é feito em comparação com a Régis Bittencourt, Presidente Dutra e Fernão Dias, que estão entre as principais rodovias brasileiras. Na BR-101, a média para o diesel comum foi encontrada a R$ 6,14, e a do S-10, a R$ 6,25. Já a gasolina foi comercializada a R$ 6,33, e o etanol a R$ 4,65. eldquo;Segundo a última análise do IPTL, referente a dezembro, a BR-101 registrou os preços médios de combustíveis mais caros entre as rodovias verificadas, o que pode ser explicado a partir de alguns fatores, como a maior demanda de fim de ano e maior distância dos grandes centros de refino e distribuiçãoerdquo;, analisa Douglas Pina, Diretor-Geral de Mobilidade da Edenred Brasil. Entre as menores médias, o diesel mais barato foi identificado pelo IPTL na Fernão Dias: R$ 5,92 de preço médio para o tipo comum, e R$ 6,02 para o S-10. Já a gasolina mais barata foi registrada nas bombas de abastecimento da Presidente Dutra, a R$ 6,04. Os motoristas que passaram pela Régis Bittencourt durante dezembro encontraram o etanol com a média mais baixa, se comparado às demais rodovias, com valor de R$ 4,12 o litro. O IPTL é um índice de preços de combustíveis levantado com base nos abastecimentos realizados nos 21 mil postos credenciados da Edenred Ticket Log, que tem grande confiabilidade, por causa da quantidade de veículos administrados pela marca: 1 milhão ao todo, com uma média de oito transações por segundo. A Edenred Ticket Log, marca da linha de negócios de Mobilidade da Edenred Brasil, conta com mais de 30 anos de experiência e se adapta às necessidades dos clientes, oferecendo soluções modernas e inovadoras, a fim de simplificar os processos diários. (Assessoria de Imprensa)

O Brasil chegou ao final de 2024 com o recorde de 173,5 mil veículos elétricos vendidos, aumento de 85% em relação a 2023, de acordo com levantamento da Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE). Quando considerados os 3.828 micro-híbridos recém-lançados no mercado no último trimestre, o número sobe para 177,4 mil unidades. A organização, no entanto questiona o enquadramento deste tipo de veículo entre os eletrificados, já que são equipados com baterias de apenas 12 volts e sem tração elétrica. Excluindo os micro-híbridos, o mês de dezembro também foi de recordes, com quase 19 mil novos eletrificados entrando em circulação. O montante inclui os 100% elétricos (BEV), híbridos plug-in (PHEV), híbridos puros (HEV), híbridos a gasolina/álcool (HEV Flex), e micro-híbridos e mild hybrid (MHEV). No acumulado do ano, o estado de São Paulo lidera o mercado, com 32% das vendas (56,8 mil), seguido pelo Distrito Federal, com 9% (16 mil). Plug-ins aumentam participação Ainda de acordo com a ABVE, o ano de 2024 foi de grande evolução para o mercado de veículos elétricos plug-in, que incluem os BEV 100% elétricos e os PHEV híbridos com recarga externa. De janeiro a dezembro, eles mantiveram participação de 71% nas vendas de eletrificados. Com 125,6 mil unidades emplacadas, o avanço foi de 140% em relação ao mercado de 2023. Desse total, 64 mil eram híbridos (PHEV) e 61,6 mil a bateria (BEV). Na análise da associação, a ampliação da rede de infraestrutura de recarga colaborou para reduzir as incertezas quanto ao uso de veículos elétricos em viagens mais longas. Dados da Tupi Mobilidade, empresa associada à ABVE, apontam que no início de dezembro havia mais de 12 mil pontos de recarga públicos e semi-públicos no país.

A Shell Brasil pausou o projeto de pesquisa e desenvolvimento de uma planta-piloto de hidrogênio verde no Porto do Açu, no Norte fluminense, em meio à interrupção global de novas iniciativas nesse segmento pela companhia fora da Europa. A empresa também está desacelerando os projetos de eólicas offshore no mundo, devido às dificuldades da cadeia de suprimentos. Segundo o CEO da Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, o grupo decidiu concentrar os esforços na área de hidrogênio no desenvolvimento de uma planta na Holanda, antes de definir a estratégia global para novos projetos. A iniciativa no Porto do Açu, anunciada em 2022, tinha previsão de entrada em operação em 2025, com um eletrolisador com capacidade de 10 megawatts (MW), abastecido pela energia elétrica da rede. eldquo;A estratégia global é: ao invés de sair abrindo cinco, dez, quinze frentes no mundo, concentrar nas frentes que já foram abertas, terminar a construção dessa planta de hidrogênio, botar o negócio para funcionar, aprender com os erros e com os acertoserdquo;, disse o CEO em conversa com jornalistas no Rio de Janeiro nesta terça-feira (07/1). Fornecedores são entrave na Europa O projeto da companhia em curso na Europa prevê a instalação do maior eletrolisador do mundo, com 200 megawatts (MW) de capacidade, no Porto de Roterdã, com capacidade para entregar 60 mil quilos de hidrogênio renovável por dia. A empresa, no entanto, enfrentou dificuldades para fechar contratos de fornecimento de longo prazo, devido aos custos, e optou por usar a produção para descarbonizar as próprias atividades. eldquo;Quem está fora do setor acha que é mais fácil desenvolver esses projetos do que a realidade demonstraerdquo;, disse Costa. Eólica offshore esbarra em alta dos custos Na área de geração de energia eólica offshore, a companhia também escolheu desacelerar o desenvolvimento de novos projetos, devido ao aumento dos custos e às dificuldades na cadeia de fornecimento. eldquo;O custo da produção da eólicas offshore globalmente cresceu nesses últimos anos e, naturalmente, vários investidores decidiram dar uma parada, uma repensada, e a Shell também entrou nessaerdquo;, afirmou o CEO. No Brasil, a companhia chegou a fechar um acordo de cooperação com a Eletrobras em 2022 na área. Na mesma época, a Shell também chegou a dar entrada no licenciamento ambiental junto ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais (Ibama) de seis projetos de eólicas offshore, com potencial de 17 GW de potência, nos estados do Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Espírito Santo, Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul. Segundo Costa, entretanto, a companhia não tem nenhum projeto de eólicas offshore em estudo no Brasil no momento. eldquo;Nos últimos anos o custo para desenvolver o projeto cresceu demais. E, quando se coloca isso tudo em contexto, hoje o Brasil tem outras fontes de energia que, na nossa opinião, são mais competitivas nesse momento do que a offshoreerdquo;, disse. Em meio à reorganização global nas iniciativas em novas fontes de energia, em 2023 a Shell anunciou a intenção de manter a produção global de petróleo em 1,4 milhão de barris/dia até o final da década. eldquo;É natural você testar novas tecnologias, avançar, encarar as dificuldades, ter que dar um passo para trás, um passo para o lado, estudar de novo, voltar. Por isso que eu volto sempre no ponto: quando eu falo de transição energética, acho que é um grande erro assumir que transição energética é uma coisa ou a outra. Na verdade, uma transição energética justa é feita com segurança energéticaerdquo;, afirmou o executivo.

Na avaliação da Associação dos Produtores de Biocombustíveis do Brasil (Aprobio), a implementação de projetos de produção de combustíveis sustentáveis de aviação (SAF) e diesel verde no país vai depender da exportação e da aceitação das matérias-primas, especialmente o óleo de soja, nas especificações internacionais. Para Julio Cesar Minelli, diretor da Aprobio, será fundamental vencer o eldquo;protecionismoerdquo; imposto por regulamentos como o Corsia, da Organização da Aviação Civil Internacional (Icao, em inglês), que restringe os combustíveis elegíveis para descarbonização da aviação. A tabela da Icao determina valores-padrão para as emissões de SAF produzidos mundo afora, mas é alvo de questionamentos quanto à adequação das metodologias à produção de biomassa fora da Europa. eldquo;O desafio do SAF não é ter disponibilidade de matéria-prima. É ter disponibilidade de matéria-prima certificada, aceita pelo Corsia, para a gente poder ter acesso à demanda internacional, que acaba justificando os investimentos no Brasilerdquo;, afirma Minelli em entrevista à agência eixos. Embora existam diferentes rotas de produção de SAF, no Brasil, uma das vias com maior potencial é a que utiliza óleos vegetais, em especial da soja, para produção do biocombustível. Contudo, há um debate internacional sobre a efetividade dos biocombustíveis no combate às mudanças climáticas, uma vez que eles têm origem na agricultura e esta atividade pode ter impactos nas emissões de gases de efeito estufa. No caso do Corsia, o cálculo do ciclo de vida do biocombustível de óleo de soja inclui as emissões derivadas do uso indireto da terra (ILUC, na sigla em inglês), o que, segundo alguns críticos, penaliza o produto brasileiro ao não considerar especificidades regionais, como o código florestal brasileiro que exige até 80% de reserva florestal em propriedades rurais na Região Amazônica, por exemplo. eldquo;Não interessa que demonstrem que eles [Europa] já desmataram 97% e que nós não precisamos desmatar para ter matéria-prima suficiente para fazer SAF e diesel verdeerdquo;, critica o diretor da Aprobio. Do Brasil para o mundo Para que os projetos de produção dos novos biocombustíveis avancem, será necessário vencer as barreiras para ganhar o mercado internacional. De acordo com Minelli, mesmo com as metas de descarbonização da aviação doméstica a partir de 2027, estipuladas na lei do Combustível do Futuro (CF), o mercado interno brasileiro ainda é insuficiente para justificar os investimentos necessários na produção de SAF. eldquo;Temos aí desafios, principalmente para o SAF [ehellip;] porque o SAF no consumo nacional, para atender ao Combustível do Futuro, a demanda é muito pequena para justificar investimentos. Então, nós teríamos que depender de exportarerdquo;, explica. eldquo;E o diesel verde vai ser consequência, porque está atrelado ao SAF. A maioria das plantas e as tecnologias são bastante reversíveis, então você pode ir para diesel verde ou para o SAFerdquo;, completa. Estudo da Leggio Consultoria, especializada em renováveis e agronegócio, estima que a demanda nacional por diesel verde em 2037 endash; dez anos após o início dos mandatos do Combustível do Futuro endash; pode chegar a 2,1 milhões de metros cúbicos, enquanto a de SAF deve alcançar 900 mil m3. De olho no combustível marítimo Minelli chama a atenção para atuação mais forte do governo brasileiro em discussões internacionais sobre biocombustíveis, como nas definições da Organização Marítima Internacional (IMO, em inglês), em que o país defende a inclusão do etanol e biodiesel na substituição de combustíveis fósseis utilizados na navegação. eldquo;Estamos um pouco mais ativos. Chegamos à conclusão que realmente precisamos agir antes que eles definam as regras. Na definição do Corsia, não houve a participação brasileira. Já na IMO, temos participado com representantes do governo e de empresas nacionaiserdquo;, comenta. Ele cita o exemplo da Petrobras que já anunciou a intenção de comercialização de bunker de navio com 24% de biodiesel para a Vale. eldquo;Nada mais poluente do que o bunker. Sabemos que a utilização do biodiesel é realmente uma solução imediata para isso. A Europa está falando muito na questão de amônia, mas você tem que mudar os motores dos navios para sair do ciclo diesel e ir para o ciclo Ottoerdquo;, explica o diretor da Aprobio. eldquo;Podemos abastecer os navios internacionais, mas para isso a Europa, ou seja, o mundo tem que aceitar que o biodiesel brasileiro também é fruto de matéria-prima sustentável, que não tem problema de ILUCerdquo;. Aumento da mistura de biodiesel no diesel Além da criação de programas para o diesel verde e SAF, o Combustível do Futuro também estipulou a adição obrigatória de biodiesel ao diesel, começando em 15% em 2025 (o B15) e subindo progressivamente até 20% em 2030, podendo chegar a até 25% posteriormente, de acordo com resoluções do CNPE. Minelli conta que o setor vai continuar trabalhando para ter definições mais claras com relação à mistura, capazes de trazer maior previsibilidade aos produtores. eldquo;O setor quase foi à bancarrota, não é exagero. Sofreu muito com a redução de B13 para B10 durante praticamente dois anos. Isso foi muito ruim para o setor, mas felizmente conseguimos superar e ter agora esses avançoserdquo;. Fiscalização dos combustíveis No final de dezembro de 2024, o presidente Lula (PT) sancionou a lei 15.082/2024, que trata do rateio dos Créditos de Descarbonização (CBIOs) do RenovaBio entre produtores de biocombustíveis e fornecedores de matéria-prima (sobretudo a cana, na produção de etanol). A legislação, oriunda do PL 3149/2020, de autoria do então deputado federal e atual senador Efraim Filho (União/PB), também endurece as penalidades por descumprimento das metas de descarbonização do programa. A lei também define que a distribuidora deverá comprovar por meio de balanço mensal o estoque próprio e em terceiros, as aquisições e as retiradas compatíveis com o volume de diesel fóssil comercializado. Minelli avalia como positivo o endurecimento das penalidade e também defende o fortalecimento da fiscalização, para corrigir fraudes no mercado de combustíveis. A Aprobio tem participado das discussões do projeto de lei que cria o Operador Nacional do Sistema de Combustíveis (PL 1923/2024), deputado federal Júlio Lopes (PP/RJ). eldquo;Temos tido bastante reuniões com a ANP nesse sentido. No Congresso, há um projeto de lei do deputado Júlio Lopes com relação ao ONS dos combustíveis, que a gente vai tentar fazer do limão à limonada [ehellip;] no início da retomada do legislativo, no início de fevereiro, a gente já ter alguma coisa preparada para apresentarerdquo;.

Os preços do petróleo subiram nesta terça-feira, impulsionados por preocupações com possível oferta limitada da Rússia e do Irã, devido às sanções ocidentais, e por expectativa de maior demanda chinesa. Os futuros do petróleo Brent fecharam a 77,05 dólares por barril, alta de 0,75 dólar, ou 0,98%. O petróleo West Texas Intermediate dos Estados Unidos (WTI) fechou a 74,25 dólares por barril, com alta de 0,69 dólar, 0,94%. Os comerciantes estavam aguardando os planos de estímulo chineses para impulsionar o crescimento, já que os suprimentos estão apertados após os feriados de Natal e Ano Novo, disse o analista do mercado Forex Razan Hilal. eldquo;Embora o mercado esteja atualmente dentro de uma faixa, ele está registrando ganhos devido à melhora nas expectativas de demanda alimentada pelo tráfego de férias e pelas promessas econômicas da Chinaerdquo;, disse Hilal em uma nota matinal. eldquo;No entanto, a principal tendência continua sendo de baixa.erdquo; Alguns participantes do mercado aparentemente começaram a precificar pequenos riscos de interrupção do fornecimento das exportações iranianas de petróleo para a China, disse o analista do UBS Giovanni Staunovo. A preocupação com as sanções que restringem a oferta se traduziu no aumento da demanda por petróleo do Oriente Médio, o que se refletiu em um aumento nos preços do petróleo da Arábia Saudita para a Ásia em fevereiro, o primeiro aumento desse tipo em três meses. Na segunda-feira, na China, o Shandong Port Group emitiu um aviso proibindo a entrada de embarcações petrolíferas sancionadas pelos EUA em sua rede de portos, segundo três operadores, o que pode restringir a entrada de embarcações na lista negra dos principais terminais de energia da costa leste da China. O Shandong Port Group supervisiona grandes portos na costa leste da China, incluindo Qingdao, Rizhao e Yantai, que são os principais terminais de importação de petróleo sancionado. (Reuters)