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A primeira planta-piloto brasileira para produção de petróleo sintético a partir de biogás será inaugurada nesta segunda-feira (17). A instalação, localizada dentro da Itaipu Binacional, em Foz do Iguaçu (PR), tem como foco a produção de combustíveis sustentáveis para aviação endash; SAF, na sigla em inglês. O projeto funciona como um primeiro passo de desenvolvimento nacional do combustível, ainda distante de ter pretensão para escala comercial. A iniciativa tem o apoio do Centro Internacional de Energias Renováveis (CIBiogás) e da Cooperação Brasil-Alemanha para o Desenvolvimento Sustentável, por meio do projeto H2Brasil. Para estruturar a planta-piloto foram investidos cerca de 1,8 milhão de euros do governo alemão, direcionados pelo Ministério Federal da Cooperação Econômica e Desenvolvimento da Alemanha (BMZ). A Unidade de Produção de Hidrocarbonetos Renováveis foi projetada para uma produção diária de 6 quilos de um composto chamado bio-syncrude, uma espécie de petróleo sintético. Este composto é um substituto ao petróleo orgânico, e é considerado renovável por ser sintetizado a partir de biogás e hidrogênio. Troca dos combustíveis fósseis por derivados do petróleo sintético pode ajudar em processo de descarbonização Na usina de Foz, o biogás que entrará na produção do bio-syndrude virá da unidade de biodigestão da Itaipu Binacional. Esta é a principal fonte das moléculas de carbono necessárias para a produção do combustível, que antes do refino precisa ser combinado ao hidrogênio verde produzido pelo Parque Tecnológico Itaipu (PTI). A busca por substitutos renováveis à querosene de aviação faz parte das metas de descarbonização estabelecidas no Acordo do Clima de Paris. O setor da aviação é considerado por especialistas um dos mais desafiadores neste cenário por ser de difícil substituição dos combustíveis fósseis. Por isso, iniciativas como a planta-piloto em Itaipu podem ser decisivas para a promessa de descarbonização nos transportes até o ano de 2050. eldquo;A planta combina o biogás produzido na unidade de demonstração da Itaipu, que operamos desde 2017, com o hidrogênio verde do PTI, que operamos há dez anos, transformando-o em um novo ativo totalmente renovável, mirando na descarbonização do setor de transporte. E contribuindo para a transição energética brasileiraerdquo;, explicou o diretor-geral brasileiro da empresa, Enio Verri. Petróleo sintético produzido em Foz do Iguaçu será refinado em Curitiba O petróleo sintético produzido na Unidade de Produção de Hidrocarbonetos Renováveis será enviado para o Laboratório de Cinética e Termodinâmica Aplicada (Lacta) da Universidade Federal do Paraná (UFPR), em Curitiba. Neste ambiente, o composto passará pelo processo de refino até chegar a uma forma viável de combustível sustentável para a aviação. Parte dos equipamentos utilizados no refino foram desenvolvidos em outra unidade da UFPR, em Palotina. Por lá, o Laboratório de Materiais e Energias Renováveis (Labmater) liderou os estudos sobre o processo de reforma a seco do biogás e desenvolveu os catalisadores utilizados na planta piloto. eldquo;Trabalhamos juntos para que esta primeira planta de bio-syncrude do país possa viabilizar economicamente uma rota para produção de combustíveis verdes a partir da valorização do biogás, com ênfase no desenvolvimento do mercado de Power-to-X no Paranáerdquo;, disse o diretor do projeto H2Brasil, Markus Francke. Paraná tem potencial de produção de 15 mil metros cúbicos de petróleo sintético A cooperação que evoluiu para a planta-piloto ajudou na criação de um mapa de identificação de áreas com potencial de produção de combustíveis renováveis para aviação no Paraná. eldquo;A análise revela que o estado apresenta um potencial de produção de 15 mil metros cúbicos por ano de SAF a partir do biogás gerado pelas plantas de biogás em operação mapeadas em 2022erdquo;, explicou o diretor-presidente do CIBiogás, Rafael Hernando de Aguiar Gonzalez.

Os preços do petróleo subiram quase US$ 2 por barril nesta segunda-feira (17), para seus níveis mais altos em mais de um mês, somando-se aos ganhos da semana passada, à medida que os investidores ficaram mais otimistas com as perspectivas de demanda. O petróleo West Texas Intermediate (WTI) dos Estados Unidos subiu US$ 1,88, ou 2,4%, a US$ 80,33 por barril, o maior valor desde o final de abril. O petróleo Brent avançou US$ 1,63, ou 2%, a US$ 84,25 por barril, também o maior valor desde abril. Na semana passada, ambos os contratos de referência registaram o seu primeiro ganho semanal em quatro semanas, depois de relatórios do grupo de produtores Opep+, da Agência Internacional de Energia e da Administração de Informação sobre Energia dos EUA, terem aumentado a confiança de que a demanda de petróleo irá melhorar no segundo semestre do ano e ajudar a reduzir os estoques. As garantias da Opep+ de que um plano para aumentar a oferta a partir do quarto trimestre deste ano poderia ser interrompido ou revertido com base nas condições de mercado também ajudaram a firmar os preços. O plano, revelado após a reunião do grupo em 2 de junho, levou a uma forte queda nos preços. (Reuters)

O senador Veneziano Vital do Rêgo (MDB/PB), relator do Combustível do Futuro (PL 528/2020), trabalha nos detalhes finais de seu parecer, em meio à proximidade do recesso parlamentar de julho. A política do biometano é um dos pontos sem consenso no mercado. Agentes da indústria do gás natural entendem que o programa de incentivo ao gás renovável, incorporado no texto aprovado na Câmara, é uma proposta irreversível e tentam reconfigurá-la no Senado, para minimizar seus impactos. O mandato para o biometano desagradou parte da indústria de gás emdash; em especial produtores/comercializadores e consumidores industriais, que manifestaram preocupação com uma possível pressão sobre o preço do gás natural. O MME vê um impacto marginal. Há três grandes frentes de discussão, para tentar redesenhar o programa: abrir a política de descarbonização do mercado de gás para outras rotas tecnológicas ou manter o mandato exclusivo para o biometano? como tratar o nascente mercado voluntário dentro das metas de descarbonização? e qual o perímetro do programa? Preservará ou não contratos de comercialização do gás já assinados? O escopo do mandato valerá ou não para as termelétricas. A seguir, a gas week se detém sobre esses pontos na discussão. Alterações no Senado, vale o registro, precisarão voltar para a Câmara dos Deputadosehellip; onde nasceu a política do biometano. EMENDAS NA MESA Nas últimas semanas, começaram a pipocar novas emendas ao PL, algumas delas com novas propostas para o biometano. O senador Carlos Viana (Podemos/MG), por exemplo, pediu a troca do trecho sobre incentivo à fabricação e utilização de veículos movidos a metano para aqueles movidos a biometano. Mas um dos destaques é a emenda do senador Laércio Oliveira (PP/SE), que traz sugestões de ajustes em linha com os pleitos de entidades como IBP e Fórum do Gás (entidade que reúne associações empresariais ligadas, sobretudo, ao setor industrial). E na contramão da bandeira da ABiogás, defensora do projeto original de incentivo ao gás renovável. A emenda de Laércio, relator da Nova Lei do Gás, na Câmara dos Deputados, em 2021, abre a possibilidade de que as metas de redução de emissões no mercado de gás possam ser atendidas também por meio de eldquo;outros instrumentos alternativos de descarbonizaçãoerdquo;. Se aprovada, na prática, abre o leque de rotas tecnológicas e o mandato deixa de ser exclusivamente de biometano. O capítulo do biometano estava fora do escopo do PL originalmente enviado pelo governo ao Congresso. Na Câmara, a proposta incorporou, num primeiro momento, um programa de compra compulsória de biometano pelos produtores e importadores de gás endash; o relatório final, do deputado Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), contudo, foi na direção de um programa de descarbonização para o mercado de gás via biometano. Ao invés de comprovarem metas de aquisição de biometano com base no volume de gás comercializado, os agentes terão que cumprir metas de redução de emissões endash; a serem alcançadas por meio da participação do biometano no consumo do gás natural ou aquisição de Certificados de Garantia de Origem de Biometano (CGOB). O resultado prático, porém, continua ser incentivar a demanda por biometano. Produtores e consumidores de gás alegam que a introdução de um compra obrigatória do gás renovável se trata de uma reserva de mercado que limita o poder de escolha das empresas de buscarem a forma mais eficiente para reduzir sua pegada de carbono endash; eventualmente por meio de outras fontes, como o mercado de carbono, biomassa, eficiência energética e hidrogênio. eldquo;O foco da política não deveria ser a rota tecnológica em si, mas a descarbonizaçãoerdquo;, defende o diretor de gás da Abrace, Adrianno Lorenzon. Para a ABiogás, por sua vez, abrir a política para outras fontes mataria o objetivo inicial do programa, de incentivar o aumento da participação do biometano na matriz energética brasileira. A presidente da associação, Renata Isfer, lembra que o gás renovável é o único dos biocombustíveis de grande vocação do Brasil que não conta com programas de estímulo endash; a exemplo dos mandatos históricos de biodiesel e etanol. Cita que até os combustíveis sustentáveis de aviação (SAF) estão contemplados no Combustível do Futuro. eldquo;Esse plano [previsto no PL] não é só de descarbonização, é um plano de descarbonização com incentivo aos biocombustíveis, principalmente os de baixo carbono. Usar a lógica de usar outros tipos de descarbonização acaba perdendo o objeto e não vai incentivar o biometanoerdquo;. eldquo;Não faz sentido ter o biometano hoje como o único biocombustível sem um plano para que ele decole e deixe de ser só um potencialerdquo;, comentou. O QUE FAZER COM O MERCADO VOLUNTÁRIO Outra proposta trazida por Laércio é permitir que a redução de emissões alcançadas pelo mercado voluntário de biometano ou de certificados possa ser deduzida das metas de descarbonização. Há indústrias, hoje, que já adquirem espontaneamente o biometano para descarbonizar suas operações. Laércio alega, em sua emenda, que seria negativo se o mandato obrigatório retirasse a disponibilidade de gás renovável para esse mercado voluntário. O temor é que o programa de biometano canibalize o mercado voluntário e pressione os preços de aquisição do gás renovável pela indústria. Pelos termos do PL, a obrigatoriedade de compra do biometano recai sobre o produtor/importador de gás natural, e não sobre o consumidor final. Isfer rebate. Segundo ela, o objetivo da política do biometano é, justamente, incentivar que o gás renovável alcance uma participação na matriz que não conseguiria por meio somente do mercado voluntário. O RECORTE DA POLÍTICA Produtores e consumidores de gás também tentam limitar o perímetro de alcance da política do biometano. A emenda do senador Laércio isenta pequenos produtores e importadores da obrigação. E propõe que a meta de descarbonização seja calculada com base nos volumes de gás produzidos e importados, excetuando-se da conta a molécula consumida pelas termelétricas e a autoprodução e autoimportação. A ideia é dar mais previsibilidade às metas do programa. A diretora de gás natural do IBP, Sylvie Dersquo;Apote, aliás, reforça que a política do biometano é mais um episódio a trazer incertezas sobre a indústria de óleo e gás endash; e que se somam, por exemplo, à criação do Imposto Seletivo e ao riscos de taxação das exportações de óleo cru. eldquo;O programa gera custos que serão absorvidos pelo mercado e que geram ineficiênciaserdquo;, disse. A dificuldade de compatibilizar o mandato com o comportamento volátil do mercado termelétrico foi uma preocupação levantada originalmente pela Petrobras endash; que já foi protagonista nas discussões do PL no Congresso, num primeiro momento, antes da mudança no comando. Durante a tramitação do PL, foi também a Petrobras que levantou a tese de que haveria uma ilegalidade no projeto, ao impor com o novo mandato a compra de gás proporcional aos contratos de comercialização de gás vigentes. Os produtores defendem que a política precisa resguardar os contratos já assinados pelos comercializadores endash; precificados numa outra realidade de mercado, sem o mandato. A ABiogás ressalva que o PL não traz qualquer previsão de alterar contratos assinados endash; e que a Constituição garante atos jurídicos perfeitos.

A participação do diesel russo entre as importações do combustível no Brasil alcançou os 98% em maio, um aumento significativo em relação aos 67% de abril e 58% em março, segundo relatório do Itaú BBA. Conforme o banco, o total de importações de diesel pelo país caiu em maio na comparação mensal. A capacidade de utilização das refinarias da Petrobras tem aumentado desde março, segundo o Itaú, o que tem impulsionado o fornecimento doméstico. eldquo;De acordo com nossas estimativas, os preços domésticos do diesel ficaram em linha com os preços do Golfo dos Estados Unidos em maio, o que pode indicar que a arbitragem foi aberta para o diesel da Rússia no período e pode ser de alguma forma responsável pela maior participação das importações russas no mês.erdquo; Segundo o Itaú, os preços do diesel e da gasolina da Petrobras estão dentro das faixas de preço nas estimativas do banco sobre a política da estatal. Entre as distribuidoras, o Itaú BBA diz que a Vibra sofreu um recuo na participação de mercado de diesel, enquanto a Raízen manteve e a Ipiranga registrou aumento. Para ler esta notícia, clique aqui.

Os etanóis anidro e hidratado fecharam a semana de 10 a 14 de junho em alta pelo Indicador Cepea/Esalq, da USP. A maior valorização ocorreu no etanol hidratado, usado nos carros flex ou originalmente à álcool, que subiu 1,37% no período, com o litro comercializado pelas usinas a R$ 2,3378 contra R$ 2,3062 o litro da semana de 3 a 7 de junho. Já o anidro, usado na mistura com a gasolina, subiu 0,65% na última semana, revertendo uma sequência de 4 semanas em queda. O litro do anidro foi comercializado pelas usinas a R$ 2,6340 contra R$ 2,6170 da semana anterior. Indicador Diário Paulínia Pelo Indicador Diário Paulínia a sexta-feira (14) foi de alta nas cotações do etanol hidratado. O biocombustível foi negociado pelas usinas a R$ 2.467,50 o m³, contra R$ 2.454,00 o m³ praticado na véspera, valorização de 0,55% no comparativo entre os dias.

Ao ver os preços dos combustíveis nas bombas dos postos, a maioria das pessoas talvez ache que o que influencia no valor são preços internacionais, questão de safra ou puro repasse para o consumidor. No entanto, embora tais fatores possam influenciar, há outros que são menos discutidos, mas que ganharam publicidade nos últimos tempos. O principal deles veio à tona na semana passada: a Medida Provisória número 1.227/2024, que foi publicada em 4 de junho e impõe restrições à compensação de créditos de PIS/Cofins para pagar débitos de outros tributos federais e dificulta o ressarcimento do saldo credor decorrentes de ambas tarifas. Além disso, o setor de combustíveis também questiona as exigências de compra de créditos de carbono. A Brasilcom ( Federação Nacional das Distribuidoras de Combustíveis, Gás Natural e Biocombustíveis) alega que a restrição pode resultar em aumentos de custos operacionais e financeiros para as empresas do ramo, custos que impactarão em toda a cadeia, inclusive para o transporte público, frete de cargas e alimentos, além do consumidor final. Estima-se que o aumento nas bombas possa ser superior a 10 centavos por litro. Ainda de acordo com a associação, a medida seria um retrocesso em relação à reforma tributária, prejudicando o fluxo de caixa e competitividade das empresas associadas, que talvez tenham que recorrer a mais empréstimos para manter as contas equilibradas. "A restrição imposta pela MP 1.227/2024 resultará em aumento de custos operacionais e financeiros para as empresas que comercializam combustíveis. Esses custos adicionais impactarão toda a cadeia, inclusive para o transporte público, frete de cargas e alimentos, com impactos diretos sobre o consumidor final e sobre a inflação", afirma o comunicado emitido pela Brasilcom. Cbios: como mecanismo funciona O programa federal obriga a compra de CBios (Créditos de Descarbonização) para permitir o desenvolvimento de produtores de combustíveis renováveis - ou biocombustíveis -, algo que deve se intensificar cada vez mais. O programa obriga as distribuidoras a comprarem créditos em uma meta anual. É uma forma de compensar as emissões dos combustíveis fósseis, tais como gasolina e diesel, uma missão nobre, mas que gera polêmica dia após dia, em discussões com o setor agro, o principal responsável pelos biocombustíveis no Brasil. Uma das bandeiras das distribuidoras é transferir a obrigação de compra dos créditos de carbono também para as refinarias, importadores e produtores. Os créditos são emitidos por produtores de biocombustíveis e são investidos na busca de melhor eficiência e diminuição do impacto ambiental da cadeia. "O RenovaBio, Política Nacional de Biocombustíveis (instituída pela Lei 13.576/2017 e implementada pelo Ministério de Minas e Energia), visa promover a expansão da produção de biocombustíveis, como o etanol e o biodiesel no Brasil, alinhando-se com os compromissos do país no Acordo de Paris para a redução das emissões de gases de efeito estufa", explica Daniel Caiche, professor de MBAs da FGV (Fundação Getúlio Vargas). Caiche acrescenta que o programa funciona através da certificação de produtores de biocombustíveis, que devem comprovar a eficiência energética e a redução de emissões em suas operações para receberem os CBios. Para ler esta notícia, clique aqui.