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A Advocacia-Geral da União (AGU) conseguiu derrubar, no Tribunal Regional Federal da 1ª Região, liminar que autorizava a operação de uma distribuidora de combustíveis que deixou de iniciar suas atividades no prazo de 180 dias, descumprindo o que determina o artigo 24, inciso II, alínea "b" da Resolução n.º 950/2023, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A decisão foi proferida no âmbito de um recurso (agravo de instrumento) interposto pela ANP. Segundo a agência, as justificativas dadas pela companhia não suprem o descumprimento de um requisito obrigatório para o exercício da atividade regulada, que é o início das atividades no prazo de 180 dias após publicação da autorização no Diário Oficial da União . A empresa alegou dificuldades locais na comercialização de combustíveis para iniciar as atividades. A Procuradoria Regional Federal da 1.ª Região (PRF1), por meio do seu Núcleo de Regulação (NREG), e a Procuradoria Federal junto à ANP (PF/ANP) demonstraram que o processo administrativo que resultou na revogação da autorização respeitou o contraditório e a ampla defesa. Além disso, destacaram que a autorização tem natureza precária, isto é, pode ser revogada a qualquer momento diante do descumprimento dos requisitos regulatórios, os quais já eram conhecidos pela empresa no momento do pedido da autorização. O desembargador responsável pelo caso reconheceu que a atuação da ANP estava em conformidade com os parâmetros legais e regulatórios. Ele destacou a natureza precária da autorização e a regularidade do processo administrativo e concluiu que não havia motivo que atraísse a intervenção judicial autorizando o funcionamento após o prazo legal. A decisão do TRF1 assegura que a ANP continue exercendo sua função reguladora com segurança jurídica e contribui para a integridade do mercado de combustíveis. O resultado reflete o trabalho técnico e articulado da PRF1, por meio do NREG, e da PF/ANP, reforçando o papel da Procuradoria-Geral Federal na defesa do interesse público e na proteção da ordem econômica. Segundo o coordenador do Núcleo de Regulação da 1ª Região, Fabrício Duarte Andrade, eldquo;a atuação das procuradorias foi essencial para assegurar a autoridade regulatória da ANP e proteger a ordem econômica e o interesse público, defendendo a estabilidade do mercado de combustíveis e a segurança do consumidor, ante a falta de operação da distribuidoraerdquo;. A PRF 1ª Região e a PF/ANP são unidades da Procuradoria Geral Federal, órgão da AGU.

O segundo trimestre de 2025 (2T25) foi marcado por um cenário desafiador para o setor de distribuição de combustíveis, com volatilidade nos preços, margens pressionadas e um ambiente competitivo ainda acirrado. Nesta semana, duas das principais companhias do segmento divulgaram seus balanços. O Grupo Ultra (UGPA3) apresentou seus resultados na véspera (13) e a Vibra Energia (VBBR3) publicou seus números na segunda-feira (11). Às 11h14, as ações da Ultra subiam 4,01%, a R$ 17,64, enquanto o papel da Vibra tinha alta de 0,71%, a R$ 21,35. Mesmo nesse cenário adverso, a Ultra reportou números acima do esperado e desempenho superior ao de seu principal concorrente, com margem Ebitda de R$ 118 por metro cúbico em Ipiranga, frente a R$ 113 por metro cúbico da Vibra. A Ativa mantém recomendação neutra para UGPA3 e segue acompanhando também a evolução da Hidrovias do Brasil (HBSA3), que apresentou avanços no segundo trimestre. O Bradesco BBI avaliou que a Ultrapar apresentou resultados levemente acima do esperado no 2T25, com EBITDA (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) recorrente de R$ 1,540 bilhão, já consolidando a HBSA, superando em 2% a estimativa do banco. A margem da Ipiranga ficou em R$ 118/m³, ligeiramente acima da expectativa e da margem da Vibra. A Ultragaz também apresentou desempenho positivo, com EBITDA de R$ 442 milhões, 5% acima do previsto, apesar de uma leve queda anual na margem unitária. O fluxo de caixa livre antes de dividendos e Meamp;A (fusões e aquisições) foi negativo em R$ 180 milhões, impactado por uma redução de R$ 990 milhões no financiamento a fornecedores, elevando a alavancagem para 1,9 vez ante 1,7 vez no 1T25. O BBI manteve a recomendação neutra para a Ultrapar e elevou o preço-alvo de R$ 22 para R$ 24 por ação para o final de 2026. Apesar do bom desempenho no segmento de distribuição de combustíveis, o banco continua preferindo a Vibra no setor, devido à maior exposição a resultados potencialmente mais fortes no segundo semestre e aos riscos regulatórios que ainda envolvem a Ultragaz. O segundo trimestre de 2025 (2T25) foi marcado por um cenário desafiador para o setor de distribuição de combustíveis, com volatilidade nos preços, margens pressionadas e um ambiente competitivo ainda acirrado. Nesta semana, duas das principais companhias do segmento divulgaram seus balanços. O Grupo Ultra (UGPA3) apresentou seus resultados na véspera (13) e a Vibra Energia (VBBR3) publicou seus números na segunda-feira (11). Às 11h14, as ações da Ultra subiam 4,01%, a R$ 17,64, enquanto o papel da Vibra tinha alta de 0,71%, a R$ 21,35. Mesmo nesse cenário adverso, a Ultra reportou números acima do esperado e desempenho superior ao de seu principal concorrente, com margem Ebitda de R$ 118 por metro cúbico em Ipiranga, frente a R$ 113 por metro cúbico da Vibra. A Ativa mantém recomendação neutra para UGPA3 e segue acompanhando também a evolução da Hidrovias do Brasil (HBSA3), que apresentou avanços no segundo trimestre. O Bradesco BBI avaliou que a Ultrapar apresentou resultados levemente acima do esperado no 2T25, com EBITDA (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) recorrente de R$ 1,540 bilhão, já consolidando a HBSA, superando em 2% a estimativa do banco. A margem da Ipiranga ficou em R$ 118/m³, ligeiramente acima da expectativa e da margem da Vibra. A Ultragaz também apresentou desempenho positivo, com EBITDA de R$ 442 milhões, 5% acima do previsto, apesar de uma leve queda anual na margem unitária. O fluxo de caixa livre antes de dividendos e Meamp;A (fusões e aquisições) foi negativo em R$ 180 milhões, impactado por uma redução de R$ 990 milhões no financiamento a fornecedores, elevando a alavancagem para 1,9 vez ante 1,7 vez no 1T25. O BBI manteve a recomendação neutra para a Ultrapar e elevou o preço-alvo de R$ 22 para R$ 24 por ação para o final de 2026. Apesar do bom desempenho no segmento de distribuição de combustíveis, o banco continua preferindo a Vibra no setor, devido à maior exposição a resultados potencialmente mais fortes no segundo semestre e aos riscos regulatórios que ainda envolvem a Ultragaz. A XP avaliou que o EBITDA acima das suas estimativas foi impulsionado pelos resultados da Ipiranga, Ultragaz e HBSA, que ficaram 9%, 10% e 22% acima das suas projeções, respectivamente. O lucro líquido alcançou R$ 1,15 bilhão, bem acima da sua projeção R$ 327 milhões foi beneficiado em grande parte pelo reconhecimento de créditos fiscais extraordinários, com efeito positivo de R$ 677 milhões. O BTG Pactual, por sua vez, avaliou que a Ultrapar apresentou EBITDA ajustado de R$ 1,5 bilhão, 4% abaixo do estimado, com destaque positivo para a Ultragaz, que superou a projeção em 6%, e para a Ipiranga, cujas margens ajustadas ficaram em linha após perdas de estoque. O banco observou que a geração de caixa livre para o acionista foi de aproximadamente R$ 400 milhões, impactada pelo consumo de capital de giro; sem esse efeito, teria sido cerca de R$ 1,25 bilhão. No detalhamento por segmento, a Ipiranga registrou EBITDA de R$ 678 milhões, afetada pelo corte de preços da Petrobras; a Ultragaz manteve volumes, mas poderá enfrentar pressão com a reforma do GLP; a Ultracargo ficou abaixo do esperado; e a Hidrovias superou as previsões, impulsionada por forte precificação no Norte. O BTG manteve recomendação neutra para a Ultrapar, com preço-alvo de R$ 21 por ação, destacando que incertezas regulatórias continuam a influenciar a perspectiva para a companhia. Já a Vibra apresentou EBITDA ajustado e margens abaixo das expectativas, influenciadas por perdas de estoque estimadas entre R$ 40 e R$ 45 por metro cúbico pela XP e pela concorrência com importações a preços inferiores aos da Petrobras. O fluxo de caixa livre para a empresa (FCFE) foi negativo em R$ 170 milhões, impactado pelo capital de giro e pelo aumento da dívida líquida. Por outro lado, o lucro líquido de R$ 292 milhões da Vibra superou as estimativas da XP (R$ 202 milhões) e do consenso do mercado (R$ 267 milhões). Os analistas do Morgan avaliaram que os resultados do 2T25 da Vibra enfrentam efeitos negativos, principalmente pelas perdas de estoque e pressão no capital de giro, mas projetam que o segundo semestre deve apresentar sinais de melhora. Diante desse cenário, o BBI e o Morgan e reiteraram recomendação de compra para Vibra, com preço-alvo de R$ 30. Outra companhia com parte da operação voltada à distribuição é a Raízen, cujas ações recuam mais de 10% nesta quinta-feira (14) após a divulgação dos resultados. A companhia registrou prejuízo líquido de R$ 1,8 bilhão no primeiro trimestre da safra 2025/26, após registrar lucro de R$1,1 bilhão no mesmo período da safra anterior (2024/25), com impacto de deterioração no desempenho operacional do período. Segundo a XP, os resultados ficaram em linha com as projeções, refletindo maior alavancagem, ganhos operacionais não recorrentes, impacto de clima adverso na moagem e perdas de estoque no Brasil, ampliadas por manutenção prolongada na Argentina. eldquo;Olhando para frente, esperamos uma melhora na distribuição de combustíveis, enquanto a ESB pode enfrentar ventos contrários no açúcar, apesar dos ganhos no etanol emdash; um cenário que pode pressionar a companhia a um aumento de capital necessárioerdquo;, avalia a XP.

A indústria que prometia ser uma das grandes soluções para o mundo reduzir as emissões de carbono e ainda gerar bilhões de dólares para o Brasil está em crise antes mesmo de sair do papel. Em todo o mundo, empresas que haviam anunciado projetos de hidrogênio verde passaram a recuar diante dos altos custos de instalação de plantas, da escassez de incentivos públicos e da falta de demanda pelo produto. Em junho, a alemã Leag anunciou que adiou indefinidamente os planos de construir uma unidade no leste da Alemanha porque as condições econômicas e políticas esperadas não se materializaram. No mesmo mês, a ArcelorMittal informou que desistiu de construir instalações que usariam hidrogênio verde como fonte energética e descarbonizariam duas unidades de produção de aço na Alemanha. De acordo com a companhia, questões políticas, energéticas e de mercado não evoluíram de maneira favorável para tornar o investimento viável. Em nota, a ArcelorMittal afirmou continuar eldquo;comprometida em reduzir a pegada de carbono de seus ativoserdquo;, mas destacou ser eldquo;cada vez mais improvável atingir sua meta de intensidade de emissões de carbono para 2030erdquo;. eldquo;Está cada vez mais documentado que o progresso em todas as frentes da transição energética tem sido mais lento do que o esperado emdash; com o hidrogênio verde ainda não sendo uma fonte de combustível viávelerdquo;, diz o comunicado da empresa. Também desistiram, postergaram ou reduziram investimentos que envolviam hidrogênio verde as espanholas Iberdrola e Repsol, as britânicas BP e Shell, a norueguesa Equinor, a finlandesa Neste e as australianas Fortescue e Woodside Energy. A Fortescue é uma das empresas com projeto de hidrogênio verde mais avançado no Brasil, já tendo firmado um pré-contrato com o Porto de Pecém (CE) e conseguido a licença ambiental prévia para instalação de sua usina. A companhia pretende instalar no porto uma unidade de R$ 25 bilhões. Em 2023, o gerente da empresa no País, Luis Viga, afirmou que a planta começaria a produzir em 2027. Até agora, porém, não há uma decisão final de investimento. Questionada se o projeto do Ceará ainda sairá do papel, a empresa afirmou que o Brasil continua no eldquo;portfólio de desenvolvimento, com características estruturais competitivaserdquo;. eldquo;Nosso compromisso com a descarbonização, com o hidrogênio verde e com a construção de uma cadeia de metais verdes sustentável segue sendo considerado um foco relevante para a empresaerdquo;, disse a nota enviada pela assessoria de imprensa da Fortescue. A companhia afirmou também que revisa regularmente seus projetos para garantir que eles eldquo;avancem no momento certo e com bases sólidaserdquo;. eldquo;Isso significa que alguns empreendimentos, como aqueles nos Estados Unidos e na Austrália, passaram por ajustes recentes diante de mudanças significativas no cenário localerdquo;, acrescentou. De acordo com a Fortescue, alterações no ambiente regulatório, na política de incentivos e nas condições de mercado a levou a reavaliar alguns projetos. A consultoria Mckinsey estima que toda a cadeia de valor do hidrogênio verde, da geração à exportação, pode movimentar US$ 200 bilhões no Brasil até 2040. De acordo com estudo da Confederação Nacional da Indústria (CNI), já foram anunciados para o País projetos de hidrogênio verde que somam R$ 188,7 bilhões em investimentos. Desses, R$ 77,3 bilhões, ou seis projetos, deveriam ter a decisão final de investimento tomada neste ano, segundo a Associação Brasileira do Hidrogênio Verde (ABIHV). Outro projeto de grande porte e mais adiantado no Brasil, também com pré-contrato assinado com o Porto do Suape, é o da Casa dos Ventos. Procurada, a empresa não comentou o assunto. Por que os projetos estão sendo cancelados? Dependente sobretudo de fontes sujas de energia emdash; como petróleo, gás natural e carvão emdash;, a Europa vinha liderando iniciativas para impulsionar o hidrogênio verde. Ainda que não tenha energia elétrica de fonte renovável disponível para produzir o combustível, a Alemanha era um dos países mais ativos na adoção de medidas pró-hidrogênio verde. Por não ter como fabricá-lo, o governo alemão financiou projetos de pesquisas em outros países, inclusive no Brasil. A dificuldade logística para o hidrogênio verde chegar ao continente europeu, no entanto, começou a preocupar investidores, segundo João Carlos Mello, CEO da consultoria especializada em energia Thymos. O hidrogênio verde é produzido a partir da água, em um processo que demanda um grande volume de energia e no qual as moléculas de hidrogênio são separadas da de oxigênio. O combustível pode ser armazenado na forma de gás em botijões (sendo altamente inflamável nesse formato) ou transformado em amônia para ser transportado. Nesse caso, ao chegar ao local de uso, precisa ser reconvertido em hidrogênio. eldquo;O custo de toda essa logística e de transformação em amônia equivale a 50% do custo de produção do hidrogênio. Isso desanimou o mercadoerdquo;, diz Mello. O custo de produção geral do combustível emdash; que demanda muita energia elétrica emdash; é outro entrave para o desenvolvimento do setor e tem dificultado a criação de demanda. Hoje, está ao redor de US$ 6 por quilo. Para ser competitivo com o gás natural, teria de cair para US$ 2. Enquanto não alcança esse patamar, o hidrogênio verde tem sido preterido por seus potenciais demandantes. Outra dificuldade enfrentada pelo setor é a redução dos subsídios, de acordo com Rivaldo Moreira Neto, diretor da Aeamp;M Infra emdash; braço da consultoria Alvarez eamp; Marsal especializado em infraestrutura. Como se trata de um mercado nascente, o hidrogênio verde tem um risco elevado que afugenta os investidores em um primeiro momento. eldquo;Mercados nascentes sempre vão depender de subsídio público para o risco ser mitigado. Pelo menos na primeira onda, até que a roda comece a girarerdquo;, diz o consultor, lembrando que isso já foi visto no Brasil com o setor eólico. Os Estados Unidos foram os primeiros a cortar essas ajudas ao setor. No governo de Joe Biden, foi criado um subsídio de US$ 3 por litro de hidrogênio produzido no país. Com o retorno de Donald Trump à Casa Branca, essa medida foi derrubada. Na Europa, com os países com orçamentos apertados, os subsídios também estão minguando. Moreira Neto acrescenta que empresas de óleo e gás, pressionadas por governos e pela opinião pública, estavam entre as que haviam anunciado grandes investimentos no setor. A intenção delas era criar uma carteira de projetos renováveis, principalmente de hidrogênio verde. Assim, nos últimos anos, essas companhias orçaram investimentos robustos em hidrogênio e reduziram os aportes na busca por novos campos de petróleo. eldquo;Quando essas empresas passaram a ter menos reservas de petróleo, o valor delas percebido pelo mercado caiu. Aí houve uma pressão para que elas voltassem a explorar e procurar novos camposerdquo;, diz Moreira Neto. Com esse retorno dos investimentos das petroleiras ao setor fóssil, o segmento de hidrogênio verde perdeu parte dos recursos que o alavancaria. Os projetos no Brasil serão afetados? Presidente da Associação Brasileira do Hidrogênio Verde, Fernanda Delgado também destaca que parte dos projetos que foram cancelados ou adiados em diferentes países do mundo seriam desenvolvidos por companhias de óleo e gás. Ela acrescenta que, nesse setor, é natural que projetos sejam cancelados quando surgem dificuldades financeiras. eldquo;É normal que empresas dessa área voltem atrás de decisões, vendam campos de petróleo, por exemplo.erdquo; Para Delgado, também é esperado que investimentos sejam postergados quando se tem uma indústria nascendo. eldquo;Os projetos estão se assentando. Quando um setor surge, há uma complexidade regulatória, de custo e de escalaerdquo;, afirma. eldquo;O que estamos vendo em outros países é um choque de realidade entre o que se queria fazer e o que dá para fazer.erdquo; Delgado frisa, no entanto, que a tendência global de cancelamento de projetos não é vista no Brasil e que o País tem experiência com o surgimento de novas indústrias. eldquo;O Brasil já desenvolveu um setor eólico e um solar.erdquo; Segundo Delgado, decisões de investimento devem ser tomadas em breve por aqui, conforme o cronograma desses projetos. eldquo;O País aposta em projetos estruturantes, que farão a gente ganhar escala e trarão o preço do hidrogênio para baixo.erdquo; A executiva diz ainda que a falta de incentivos públicos nos Estados Unidos pode fazer com que projetos que seriam desenvolvidos lá sejam transferidos para o Brasil. Na análise de João Carlos Mello, da Thymos, grandes projetos brasileiros de hidrogênio verde voltados à exportação devem sucumbir, dada a dificuldade logística. Ele diz, porém, que os projetos que têm como foco o mercado interno têm mais chance de serem bem sucedidos. Nesses casos, o hidrogênio verde seria usado, principalmente, para produzir amônia. Com a amônia eldquo;verdeerdquo;, seria possível fabricar fertilizantes para o agronegócio, o que reduziria a dependência de importações nesse segmento e ainda permitiria que o País tivesse uma produção agrícola eldquo;limpaerdquo;. Moreira Neto, da Aeamp;M Infra, destaca que o desenvolvimento de hidrogênio verde do Brasil fica fragilizado conforme reduzem os subsídios de outros países para o setor. eldquo;O País vinha se posicionando para ser um grande exportador, principalmente para a Europa. Se não há espaço para financiamento público no exterior, a demanda não se desenvolve, e o Brasil fica em compasso de espera.erdquo;

A ANP realizou ontem (13/8) audiência pública sobre minuta de resolução que estabelecerá os critérios para caracterização de gasodutos de transporte. A medida contribuirá para a harmonização regulatória em relação ao tema e trará mais segurança jurídica às atividades de transporte de gás natural. Na abertura da audiência, o Diretor-Geral em exercício, Bruno Caselli, saudou os participantes e destacou a importância da participação social nesse processo. O diretor lembrou a prerrogativa legal para que a ANP promova a regulação do setor. eldquo;Sabemos que há uma divisão constitucional sobre o que é responsabilidade da União e dos estados. Então é essencial alinhar as regulações federais e estaduais, evitando conflitos de competência, assegurando que as regras sejam compreendidas e aplicadas de maneira uniforme em todo o país. Nosso propósito é construir de forma colaborativa uma definição técnica e regulatória de gasodutos de transporte que fortaleça o ambiente de negócios, assegure previsibilidade aos agentes e, acima de tudo, atenda ao interesse público e à previsão legalerdquo;, esclareceu. A ação da ANP visa regulamentar o disposto no inciso VI do caput do art. 7º da Lei nº 14.134 (Lei do Gás), de 2021, regulamentada pelo Decreto nº 10.712, de 2021. A Lei do Gás estabeleceu que compete à ANP definir os critérios para caracterização de gasodutos de transporte, com base nas características técnicas de diâmetro, pressão e extensão. A minuta de resolução em debate prevê que os agentes da indústria do gás natural deverão considerar os critérios quando propuserem modificação ou ampliação nas infraestruturas de transporte de gás natural existentes, bem como quando realizarem estudo/planejamento ou proposição de construção de novos gasodutos no Brasil. Ao longo do processo de construção da minuta de resolução, a ANP promoveu um workshop com os agentes interessados, no qual foram recebidas diversas contribuições e propostas de critérios para caracterização desse tipo de gasoduto, bem como fomentou o debate técnico em torno do tema que faz parte da Agenda regulatória da ANP. A Agência realizou ainda uma Análise de Impacto Regulatório (AIR), que identificou a necessidade de definir, por meio de processo regulatório, a elaboração de instrumento normativo definindo os critérios técnicos para caracterização de gasodutos de transporte. O objetivo é cumprir a atribuição legal, eliminando uma lacuna regulatória que prejudica a aplicação do dispositivo da lei, e, assim, assegurar maior previsibilidade ao mercado. A minuta passou por consulta pública de 55 dias, durante a qual foram recebidas mais de 500 contribuições. Devido ao grande número de inscritos, para garantir a participação de todos, a audiência desta quarta-feira foi prorrogada em uma hora e será realizada uma segunda audiência pública, em data a ser publicada no Diário Oficial da União em breve. As sugestões recebidas na consulta e nas audiências serão avaliadas pela área técnica, para alteração ou não da minuta original proposta. O texto consolidado passará por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP e por aprovação da Diretoria Colegiada da Agência, antes de sua publicação.

Em audiência da Comissão de Indústria e Comércio da Câmara dos Deputados no dia 12, o Ministério de Minas e Energia defendeu os esforços por novos blocos exploratórios de petróleo e gás natural, mesmo diante da transição energética para fontes menos poluentes. O diretor da área no ministério, Carlos Agenor Cabral, afirmou que o mundo vai continuar precisando de petróleo até 2050 e que eldquo;o Brasil não pode deixar o luxo de ser autossuficienteerdquo;. Atualmente, o Brasil é o oitavo maior produtor de petróleo bruto do mundo, com projeção de chegar ao quarto lugar em 2031. No ano passado, a média de produção diária foi de 3,3 milhões de barris e as reservas (16,8 bilhões de barris) cresceram 6% em relação a 2023. Houve ainda a produção de 153 MMm3 por dia de gás natural. Os dois combustíveis fósseis foram responsáveis por quase R$ 100 bilhões de arrecadação em royalties e participação especial. Porém, Cabral alertou que, no futuro, essa autossuficiência vai depender das novas reservas ainda em fase de pesquisa. eldquo;É o apelo que a gente faz, porque se nós não conseguirmos desbravar as nossas novas fronteiras, o país vai voltar a ser importador de petróleo a partir de 2040. E o que é que nós precisamos para reverter essa curva? Mais investimento: investimento centrado em novas fronteiras, como a Margem Equatorial e Pelotaserdquo;. A Bacia de Pelotas, no litoral do Rio Grande do Sul, tem contratos para cerca de 50 blocos de exploração de petróleo. A chamada Margem Equatorial envolve a Bacia do Rio Amazonas. Por lá, há estimativas de reservas de 10 bilhões de barris de petróleo, investimentos de US$ 56 bilhões e arrecadação estatal em torno de US$ 200 bilhões. Também há muita polêmica por causa dos riscos para uma área ambientalmente sensível. Em julho, o Ibama aprovou o Projeto do Plano de Proteção à Fauna e aguarda-se agora a data para a Avaliação Pré-Operacional (APO), última etapa antes de eventual licença ambiental para a perfuração de um poço na Bacia da Foz do Amazonas. Carlos Agenor Cabral argumentou que a produção nacional já é de baixo carbono (10 kg a 13 kg CO2e/boe) quando comparada com a média mundial (19 kg CO2e/boe). Além disso, citou os compromissos do país com a implantação de tecnologias de descarbonização e de sequestro de carbono (BECCS, CCS e CCUS) a fim se chegar à neutralidade de carbono até 2050. eldquo;No mundo todo, ninguém tem essa característica da matriz energética brasileira altamente concentrada em biocombustíveis. Se eu sequestro esse carbono, ele vira negativo. Então, por isso que nós temos o potencial de ter emissões negativas do setor de energia no Brasilerdquo;. Gerente de política industrial do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Pedro Alem também alertou sobre outros riscos caso o Brasil se torne um país importador a partir de 2040. eldquo;Caso não encontremos novas reservas, nós enfrentaremos um problema fiscal muito pior do que o potencial problema de comércio exterior que se vislumbra. Então, temos que ter isso muito claro na mente, também trabalhando sempre com responsabilidade, com respeito às normas ambientais e com segurança operacionalerdquo;. Analista da Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial, Jorge Boeira reforçou esses argumentos. eldquo;Existe uma discussão muito equivocada hoje dentro da sociedade de que petróleo e gás não fazem parte da transição energética. As transições não ocorrem de um dia para o outro. É muito difícil desmontar uma estrutura de produção e uso de energia de quase 100 milhões de barris por um dia de um dia para o outroerdquo;. A audiência ainda contou com representantes de vários setores industriais que agradeceram ao Congresso Nacional por avanços na legislação em torno dos combustíveis do futuro e do hidrogênio verde. Organizador do debate, o deputado Alexandre Lindenmeyer (PT-RS) aposta em otimizar oportunidades, também com foco na qualificação profissional e na geração de renda para os trabalhadores do setor. eldquo;Por mais que seja complexo o momento que a gente está vivendo, talvez seja uma oportunidade de a gente fortalecer a indústria nacional para fazer frente a esses desafios que a gente tem hoje em âmbito globalerdquo;. O Ministério do Desenvolvimento mapeou investimentos de R$ 3,8 trilhões para o setor de energia até 2034, entre eles R$ 2,5 trilhões em petróleo e gás, R$ 260 bilhões em combustíveis do futuro e R$ 130 bilhões em eletromobilidade.

O biodiesel se consolida como um dos protagonistas da transição energética brasileira ao unir benefícios ambientais, econômicos e sociais. O painel eldquo;O papel do biodiesel na transição energéticaerdquo;, realizado nesta quarta-feira (13) na FenaBio, no segundo dia da 31ª Fenasucro eamp; Agrocana, em Sertãozinho/SP, abordou o tema. Com mediação de Lucilio Alves, pesquisador e professor do CEPEA-ESALQ/USP, o debate contou com a participação de André Nassar, presidente da Abiove (Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais); Júlio César Minelli , diretor superintendente da Aprobio (Associação dos Produtores de Biocombustíveis do Brasil); Paulo Sousa, presidente da Cargill no Brasil e de Negócio Agrícola da Cargill na América Latina; e Sergio Beltrão, diretor executivo da Ubrabio (União Brasileira do Biodiesel e Bioquerosene). Os especialistas apresentaram perspectivas e dados sobre o potencial do biodiesel no Brasil e no mundo. Energia limpa e desenvolvimento econômico Para Paulo Sousa, os biocombustíveis são motores de crescimento econômico e aliados contra a crise climática. eldquo;Eles geram valor, ampliam safras, criam empregos e estimulam inovação. Não são o destino final, mas uma ponte para um futuro mais sustentávelerdquo;, afirmou. O executivo destacou ainda que a empresa investe em pesquisa e transparência da cadeia, enxergando no biodiesel uma oportunidade concreta de desenvolvimento para o país. Integração com a produção de alimentos Segundo André Nassar, o biodiesel está em expansão e tem grande espaço para crescer, especialmente por estar presente em regiões produtoras de soja, ajudando a verticalizar a produção de oleaginosas no Brasil. O presidente da Abiove ressaltou a integração entre a produção de energia e de proteína animal, beneficiando produtores e estimulando a industrialização. Impacto na balança comercial e na saúde pública Hoje, o diesel comercializado no país contém 15% de biodiesel. Sergio Beltrão lembrou que essa mistura substitui cerca de 15 bilhões de litros de diesel importado por ano, melhorando a balança comercial. Além disso, o biodiesel não contém enxofre nem hidrocarbonetos cancerígenos, o que melhora a qualidade do ar e reduz riscos à saúde, especialmente nas grandes cidades. Pronto para crescer Para Júlio César Minelli, o biodiesel está pronto para ampliar sua participação na matriz energética. eldquo;É mais barato, não exige adaptações tecnológicas, tem logística de distribuição consolidada e ainda contribui para a segurança alimentar, pois aproveita subprodutos da cadeia de alimentoserdquo;, disse. O painel reforçou que, além de substituir combustíveis fósseis e reduzir emissões, o biodiesel agrega valor à agricultura, gera emprego e renda, fortalece a economia nacional e melhora a saúde da população. Portanto, consolidando-se como peça-chave para uma transição energética justa e sustentável. A programação da Fenasucro eamp; Agrocana se estende até sexta-feira (15), com mais de 100 horas de conteúdo técnico e debates estratégicos sobre transição energética, mobilidade de baixo carbono, biocombustíveis e energias renováveis. Fenasucro eamp; Agrocana Em sua 31ª edição, a Fenasucro eamp; Agrocana seguirá seu compromisso de impulsionar negócios, promover a atualização tecnológica e estimular o networking entre os principais players do mercado bioenergético. Com mais de três décadas de história, a Fenasucro eamp; Agrocana é o maior evento focado exclusivamente na bioenergia, reunindo os principais fabricantes nacionais e internacionais de equipamentos, soluções e tecnologias voltadas à produção de biocombustíveis e energia limpa. A feira é promovida pela RX Brasil, com apoio exclusivo do CEISE Br, e se consolidou como a principal plataforma de conexão entre a indústria fornecedora e os compradores do setor bioenergético. Mais informações no site www.fenasucro.com.br. (Fenasucro)