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Lá se vão dois anos desde a primeira grande onda de abertura do setor de gás natural, no começo de 2022, quando uma série de novos fornecedores de molécula fincaram os pés no mercado brasileiro endash; deslocando parte da concentração da Petrobras. Falta oferta de gás novo, privado, para uma nova onda de desconcentração do setor. A maior expectativa, nesse sentido, está debruçada sobre o projeto Raia, operado pela Equinor em sociedade com a Petrobras e Repsol Sinopec endash; e que injetará no mercado cerca de 14 milhões de m3/dia a partir de 2028. Não quer dizer, porém, que a abertura do mercado tenha parado por completo. A assinatura de novos contratos de suprimento e a chegada de mais gás natural liquefeito (GNL) privado prometem continuar a movimentar o setor em 2024. Para você não se perder nessa movimentação, a gas week preparou um raio-x atualizado dos fornecedores privados de gás do Brasil. Quem vende para quem? Que comercializador tem mais contratos? Qual a concentração do mercado nas diferentes regiões do país? Como isso se traduz nos preços? A gente responde com alguns númerosehellip; A DIVERSIFICAÇÃO DO MERCADO EM DADOS Levantamento da agência epbr, com base nos contratos públicos atualmente disponibilizados pela ANP, mostra que: 10 fornecedores privados possuem contratos com as distribuidoras estaduais de gás canalizado endash; que, enquanto o mercado livre ainda não desabrocha, seguem como principais destinos do gás de terceiros; Esses contratos somam compromissos firmes de entrega de ao menos 10,5 milhões de m3/dia em 2024; a Compass é a que possui maior volume contratado: 3,125 milhões de m3/dia; seguida da Galp (2,1 milhões de m3/dia) e Origem Energia (1,7 milhão de m3/dia); a Galp é a fornecedora com portfólio de clientes mais diversificado: tem contratos ativos com nove concessionárias; 12 distribuidoras já têm contratos assinados com os supridores privados para compra de molécula no país; a Bahiagás é a que possui o portfólio de supridores mais diversificado, com contratos ativos com oito supridores diferentes. O levantamento inclui somente os contratos de gás firme endash; tanto os já ativos como aqueles com início de suprimento previsto para ao longo do ano, como é o caso da Compass, cujo contrato com a Comgás só começa a valer com a entrada em operação do Terminal de Regaseificação de São Paulo (TRSP). Não estão incluídos os volumes de gás vendido pelos agentes fora do universo das distribuidoras, seja no mercado livre, projetos de GNL small-scale ou no segmento termelétrico. OLHANDO PARA A CONCENTRAÇÃO Os supridores privados detêm uma fatia de 27,5% de todo o volume contratado pelas distribuidoras em 2024. Embora os fornecedores comecem a direcionar cada vez o seu gás para o mercado do Centro-Sul, é no Nordeste que está a maior parte dos volumes alocados por essas empresas hoje. O Nordeste é a única região onde, de fato, o mercado se desconcentrou: 71% do volume contratado pelas distribuidoras da região, em 2024, vem de fornecedores privados; Para efeitos de comparação, esse market share é de: 19% no Sudeste e 10% no Sul Os dados da ANP sugerem que essa desconcentração se reflete nas condições de preços dos diferentes mercados. De acordo com as informações mais atualizadas da agência reguladora, o preço do gás vendido às distribuidoras e consumidores livres era, em dezembro, 22,6% mais baixo no mercado Norte/Nordeste em relação ao Sudeste. Na comparação com o Sul/Centro-Oeste, era 23,3% mais barato. Embora os fornecedores privados tenham avançado rapidamente sobre cerca de 1/4 do mercado das distribuidoras, nos últimos anos, esse movimento de desconcentração, no entanto, tende a desacelerar nos próximos anos se não forem adotadas novas medidas de redução do domínio da Petrobras. Na agenda regulatória da ANP, a avaliação da proposta de gas release ficou para o fim da fila, com previsão de conclusão em 2025 (se não atrasarehellip;) E no Cade, a flexibilização do Termo de Compromisso de Cessação (TCC) assinado com a Petrobras em 2019, para abertura do mercado, está em rediscussão. Enquanto o projeto Raia não entrar em operação e a importação de GNL não se mostrar uma alternativa mais competitiva, a principal fonte de gás novo no mercado deve ser mesmo o Rota 3 endash; que deve trazer gás do pré-sal predominantemente da Petrobras, sem mudanças radicais no funcionamento do mercado. A propósitoehellip; nota técnica publicada pela ANP em 2023, com o diagnóstico da concentração do mercado de gás no Brasil, mostra que a fatia da Petrobras na produção de gás da Bacia de Santos deve cair de 70,1% em 2023 para 68,4% em 2026; na Bacia de Campos, por sua vez, deve subir de 81,1% para 84,8%. QUEM É QUEM Na comercialização de gás no Brasil, hoje, são dez os agentes privados com volumes firme contratados com as distribuidoras estaduais. O grupo inclui desde os grandes produtores de gás offshore aos operadores de campos terrestres e importadores. Vamos a eles: 3R Petroleum: Tem como principal fonte de gás o campo de Peroá, no offshore do Espírito Santo. A 3R vende gás para a ES Gás, Potigás e Bahiagás, todas concessionárias de estados onde a petroleira produz. A empresa tem compromissos de envio de 640 mil m3/dia em 2024 para essas três concessionárias, mas mira também o mercado livre. Aposta no gás não associado de Peroá como um atrativo na oferta de produtos flexíveis. Alvopetro: Primeiro produtor privado a construir uma UPGN própria, a empresa monetizou seu gás num contrato de longo prazo com a Bahiagás que prevê o envio de 150 mil m3/dia firmes endash; sujeitos a ajustes. Compass: Espera iniciar este ano as operações do TRSP. Tem contrato de suprimento com a Comgás, do mesmo grupo, com compromissos de 3,125 milhões de m3/dia por dez anos. Vê na importação de GNL uma oportunidade de desenvolvimento de seu braço de comercialização, a Edge, de olho no mercado livre e GNL em pequena escala. Equinor: Tem contratos que somam 350 mil m3/dia firmes com a Bahiagás, Cegás e Gasmig. Esse gás se resume, basicamente, à produção de Roncador (Bacia de Campos). A Equinor vem testando o mercado com contratos de curto e médio prazos com as distribuidoras. A partir de 2028, a empresa deve se consolidar como uma das maiores fornecedoras privadas com o início da operação de Raia. ERG: Primeiro produtor onshore a fechar um contrato de suprimento com a Bahiagás, em 2007. Ainda tem um saldo a entregar à distribuidora e assinou, recentemente, um aditivo contratual que prorroga até o fim do ano o prazo para recuperação dos volumes remanescentes, com envio de 40 mil m3/dia. Galp: Presente em importantes campos produtores do pré-sal, como Tupi, a portuguesa é um dos agentes mais ativos no mercado. Costuma comprar gás de outros produtores, para revendê-lo. Tem, atualmente, contrato com nove distribuidoras, que somam 2,1 milhões de m3/dia em 2024: Bahiagás, Cegás, Copergás, ES Gás, Gasmig, SCGás, Sergas, Sulgás e PBGás. Concentrou a monetização de seu gás nas concessionárias estaduais, em sua maioria com contratos de longo prazo, mas também mira o mercado livre endash; aproximou-se, por exemplo, da ArcelorMittal. New Fortress: A companhia espera iniciar no 1º trimestre as operações de seus dois novos terminais de GNL no Pará e Santa Catarina. A companhia tem contratos pequenos com a SCGás (em renegociação) e Copergás (herança da Golar Power), que somam 190 mil m3/dia. A estratégia de monetização da planta de Barcarena (PA) foi baseada, contudo, num complexo termelétrico e na Alunorte, no Pará. Em SC, a empresa ainda busca um grande contrato com termelétricas, indústrias no mercado livre e transportadores. Origem: A produtora de gás onshore tem contratos, hoje, com a Algás e Bahiagás que somam compromissos firmes de 1,7 milhão de m3/dia em 2024 (incluindo a Eagle, sua controlada). Além da comercialização da molécula, em si, a empresa também quer desenvolver em Alagoas um serviço de estocagem subterrânea de gás. PetroReconcavo: Tem contratos de suprimento com Bahiagás, Cegás, Copergás, Potigás e Sergas que, juntos, somam 1,4 milhão de m3/dia firmes em 2024. A empresa também aposta na oferta de contratos de curto prazo e interruptíveis no mercado e mira potenciais consumidores livres. Shell: Também presente em Tupi, dentre outros campos do pré-sal, a multinacional monetizou parte de seus volumes na UTE Marlim Azul, parte com as distribuidoras e outra parcela no mercado livre. Aposta em contratos flexíveis. No mercado de distribuição, fornece 790 mil m3/dia firmes para Cegás, PBGás, Sergas e Comgás. A lista de gente se movimentando no mercado, contudo, não para aí. A Eneva, por exemplo, se prepara para iniciar este ano as operações de seu projeto de GNL em pequena escala que escoará a produção da Bacia do Parnaíba para a Suzano e Vale, no Maranhão. Também terá seu terminal de GNL de Sergipe conectado à malha de gasodutos este ano, o que abre oportunidades também de comercialização de gás importado. A Tradener, tradicional comercializadora do setor elétrico, em conjunto com a GNLink, também espera começar a escoar a produção onshore de Barra Bonita, no Paraná. E a MGás endash; joint venture entre a Mercurio e a MacawEnegies endash; está ativa na estruturação de um primeiro projeto de comercialização em Minas Gerais. GÁS NA SEMANA Futuro da TBG no Cade. O órgão antitruste deve aceitar o pedido da Petrobras e liberá-la do compromisso assumido em 2019 de vender os ativos de distribuição e transporte de gás. O Valor apurou que o Cade deve impor eldquo;remédios comportamentaiserdquo; endash; restrições mais leves que a venda de ativos, como medidas de governança que garantam a atuação independente. O caso pode ser levado para deliberação do tribunal no fim de março. Petrobras adia licitação de Sergipe. Estatal postergou por mais quatro meses o prazo de recebimento de propostas para afretamento das plataformas do projeto de Sergipe Águas Profundas. É o 3º adiamento da concorrência. GNLink com novos projetos. Distribuidora de GNL small-scale prevê iniciar este ano as operações de suas duas primeiras plantas de liquefação (no PR e BA) e, em paralelo, espera confirmar mais dois novos projetos do tipo nos próximos meses. Também mira oportunidades de importar, no futuro, gás da Argentina. Equinor e Galp têm novos clientes. Norueguesa assinou contrato de 5 anos com a Gasmig, enquanto a portuguesa fechou acordo com a PBGás. PepsiCo vai de biometano. Companhia vai substituir combustíveis fósseis em suas fábricas e frota de caminhões pelo gás renovável a partir deste ano, num projeto para sua fábrica de salgadinhos em Itu (SP) desenvolvido pela Ultragaz.

Lá se vão dois anos desde a primeira grande onda de abertura do setor de gás natural, no começo de 2022, quando uma série de novos fornecedores de molécula fincaram os pés no mercado brasileiro endash; deslocando parte da concentração da Petrobras. Falta oferta de gás novo, privado, para uma nova onda de desconcentração do setor. A maior expectativa, nesse sentido, está debruçada sobre o projeto Raia, operado pela Equinor em sociedade com a Petrobras e Repsol Sinopec endash; e que injetará no mercado cerca de 14 milhões de m3/dia a partir de 2028. Não quer dizer, porém, que a abertura do mercado tenha parado por completo. A assinatura de novos contratos de suprimento e a chegada de mais gás natural liquefeito (GNL) privado prometem continuar a movimentar o setor em 2024. Para você não se perder nessa movimentação, a gas week preparou um raio-x atualizado dos fornecedores privados de gás do Brasil. Quem vende para quem? Que comercializador tem mais contratos? Qual a concentração do mercado nas diferentes regiões do país? Como isso se traduz nos preços? A gente responde com alguns númerosehellip; A DIVERSIFICAÇÃO DO MERCADO EM DADOS Levantamento da agência epbr, com base nos contratos públicos atualmente disponibilizados pela ANP, mostra que: 10 fornecedores privados possuem contratos com as distribuidoras estaduais de gás canalizado endash; que, enquanto o mercado livre ainda não desabrocha, seguem como principais destinos do gás de terceiros; Esses contratos somam compromissos firmes de entrega de ao menos 10,5 milhões de m3/dia em 2024; a Compass é a que possui maior volume contratado: 3,125 milhões de m3/dia; seguida da Galp (2,1 milhões de m3/dia) e Origem Energia (1,7 milhão de m3/dia); a Galp é a fornecedora com portfólio de clientes mais diversificado: tem contratos ativos com nove concessionárias; 12 distribuidoras já têm contratos assinados com os supridores privados para compra de molécula no país; a Bahiagás é a que possui o portfólio de supridores mais diversificado, com contratos ativos com oito supridores diferentes. O levantamento inclui somente os contratos de gás firme endash; tanto os já ativos como aqueles com início de suprimento previsto para ao longo do ano, como é o caso da Compass, cujo contrato com a Comgás só começa a valer com a entrada em operação do Terminal de Regaseificação de São Paulo (TRSP). Não estão incluídos os volumes de gás vendido pelos agentes fora do universo das distribuidoras, seja no mercado livre, projetos de GNL small-scale ou no segmento termelétrico. OLHANDO PARA A CONCENTRAÇÃO Os supridores privados detêm uma fatia de 27,5% de todo o volume contratado pelas distribuidoras em 2024. Embora os fornecedores comecem a direcionar cada vez o seu gás para o mercado do Centro-Sul, é no Nordeste que está a maior parte dos volumes alocados por essas empresas hoje. O Nordeste é a única região onde, de fato, o mercado se desconcentrou: 71% do volume contratado pelas distribuidoras da região, em 2024, vem de fornecedores privados; Para efeitos de comparação, esse market share é de: 19% no Sudeste e 10% no Sul Os dados da ANP sugerem que essa desconcentração se reflete nas condições de preços dos diferentes mercados. De acordo com as informações mais atualizadas da agência reguladora, o preço do gás vendido às distribuidoras e consumidores livres era, em dezembro, 22,6% mais baixo no mercado Norte/Nordeste em relação ao Sudeste. Na comparação com o Sul/Centro-Oeste, era 23,3% mais barato. Embora os fornecedores privados tenham avançado rapidamente sobre cerca de 1/4 do mercado das distribuidoras, nos últimos anos, esse movimento de desconcentração, no entanto, tende a desacelerar nos próximos anos se não forem adotadas novas medidas de redução do domínio da Petrobras. Na agenda regulatória da ANP, a avaliação da proposta de gas release ficou para o fim da fila, com previsão de conclusão em 2025 (se não atrasarehellip;) E no Cade, a flexibilização do Termo de Compromisso de Cessação (TCC) assinado com a Petrobras em 2019, para abertura do mercado, está em rediscussão. Enquanto o projeto Raia não entrar em operação e a importação de GNL não se mostrar uma alternativa mais competitiva, a principal fonte de gás novo no mercado deve ser mesmo o Rota 3 endash; que deve trazer gás do pré-sal predominantemente da Petrobras, sem mudanças radicais no funcionamento do mercado. A propósitoehellip; nota técnica publicada pela ANP em 2023, com o diagnóstico da concentração do mercado de gás no Brasil, mostra que a fatia da Petrobras na produção de gás da Bacia de Santos deve cair de 70,1% em 2023 para 68,4% em 2026; na Bacia de Campos, por sua vez, deve subir de 81,1% para 84,8%. QUEM É QUEM Na comercialização de gás no Brasil, hoje, são dez os agentes privados com volumes firme contratados com as distribuidoras estaduais. O grupo inclui desde os grandes produtores de gás offshore aos operadores de campos terrestres e importadores. Vamos a eles: 3R Petroleum: Tem como principal fonte de gás o campo de Peroá, no offshore do Espírito Santo. A 3R vende gás para a ES Gás, Potigás e Bahiagás, todas concessionárias de estados onde a petroleira produz. A empresa tem compromissos de envio de 640 mil m3/dia em 2024 para essas três concessionárias, mas mira também o mercado livre. Aposta no gás não associado de Peroá como um atrativo na oferta de produtos flexíveis. Alvopetro: Primeiro produtor privado a construir uma UPGN própria, a empresa monetizou seu gás num contrato de longo prazo com a Bahiagás que prevê o envio de 150 mil m3/dia firmes endash; sujeitos a ajustes. Compass: Espera iniciar este ano as operações do TRSP. Tem contrato de suprimento com a Comgás, do mesmo grupo, com compromissos de 3,125 milhões de m3/dia por dez anos. Vê na importação de GNL uma oportunidade de desenvolvimento de seu braço de comercialização, a Edge, de olho no mercado livre e GNL em pequena escala. Equinor: Tem contratos que somam 350 mil m3/dia firmes com a Bahiagás, Cegás e Gasmig. Esse gás se resume, basicamente, à produção de Roncador (Bacia de Campos). A Equinor vem testando o mercado com contratos de curto e médio prazos com as distribuidoras. A partir de 2028, a empresa deve se consolidar como uma das maiores fornecedoras privadas com o início da operação de Raia. ERG: Primeiro produtor onshore a fechar um contrato de suprimento com a Bahiagás, em 2007. Ainda tem um saldo a entregar à distribuidora e assinou, recentemente, um aditivo contratual que prorroga até o fim do ano o prazo para recuperação dos volumes remanescentes, com envio de 40 mil m3/dia. Galp: Presente em importantes campos produtores do pré-sal, como Tupi, a portuguesa é um dos agentes mais ativos no mercado. Costuma comprar gás de outros produtores, para revendê-lo. Tem, atualmente, contrato com nove distribuidoras, que somam 2,1 milhões de m3/dia em 2024: Bahiagás, Cegás, Copergás, ES Gás, Gasmig, SCGás, Sergas, Sulgás e PBGás. Concentrou a monetização de seu gás nas concessionárias estaduais, em sua maioria com contratos de longo prazo, mas também mira o mercado livre endash; aproximou-se, por exemplo, da ArcelorMittal. New Fortress: A companhia espera iniciar no 1º trimestre as operações de seus dois novos terminais de GNL no Pará e Santa Catarina. A companhia tem contratos pequenos com a SCGás (em renegociação) e Copergás (herança da Golar Power), que somam 190 mil m3/dia. A estratégia de monetização da planta de Barcarena (PA) foi baseada, contudo, num complexo termelétrico e na Alunorte, no Pará. Em SC, a empresa ainda busca um grande contrato com termelétricas, indústrias no mercado livre e transportadores. Origem: A produtora de gás onshore tem contratos, hoje, com a Algás e Bahiagás que somam compromissos firmes de 1,7 milhão de m3/dia em 2024 (incluindo a Eagle, sua controlada). Além da comercialização da molécula, em si, a empresa também quer desenvolver em Alagoas um serviço de estocagem subterrânea de gás. PetroReconcavo: Tem contratos de suprimento com Bahiagás, Cegás, Copergás, Potigás e Sergas que, juntos, somam 1,4 milhão de m3/dia firmes em 2024. A empresa também aposta na oferta de contratos de curto prazo e interruptíveis no mercado e mira potenciais consumidores livres. Shell: Também presente em Tupi, dentre outros campos do pré-sal, a multinacional monetizou parte de seus volumes na UTE Marlim Azul, parte com as distribuidoras e outra parcela no mercado livre. Aposta em contratos flexíveis. No mercado de distribuição, fornece 790 mil m3/dia firmes para Cegás, PBGás, Sergas e Comgás. A lista de gente se movimentando no mercado, contudo, não para aí. A Eneva, por exemplo, se prepara para iniciar este ano as operações de seu projeto de GNL em pequena escala que escoará a produção da Bacia do Parnaíba para a Suzano e Vale, no Maranhão. Também terá seu terminal de GNL de Sergipe conectado à malha de gasodutos este ano, o que abre oportunidades também de comercialização de gás importado. A Tradener, tradicional comercializadora do setor elétrico, em conjunto com a GNLink, também espera começar a escoar a produção onshore de Barra Bonita, no Paraná. E a MGás endash; joint venture entre a Mercurio e a MacawEnegies endash; está ativa na estruturação de um primeiro projeto de comercialização em Minas Gerais. GÁS NA SEMANA Futuro da TBG no Cade. O órgão antitruste deve aceitar o pedido da Petrobras e liberá-la do compromisso assumido em 2019 de vender os ativos de distribuição e transporte de gás. O Valor apurou que o Cade deve impor eldquo;remédios comportamentaiserdquo; endash; restrições mais leves que a venda de ativos, como medidas de governança que garantam a atuação independente. O caso pode ser levado para deliberação do tribunal no fim de março. Petrobras adia licitação de Sergipe. Estatal postergou por mais quatro meses o prazo de recebimento de propostas para afretamento das plataformas do projeto de Sergipe Águas Profundas. É o 3º adiamento da concorrência. GNLink com novos projetos. Distribuidora de GNL small-scale prevê iniciar este ano as operações de suas duas primeiras plantas de liquefação (no PR e BA) e, em paralelo, espera confirmar mais dois novos projetos do tipo nos próximos meses. Também mira oportunidades de importar, no futuro, gás da Argentina. Equinor e Galp têm novos clientes. Norueguesa assinou contrato de 5 anos com a Gasmig, enquanto a portuguesa fechou acordo com a PBGás. PepsiCo vai de biometano. Companhia vai substituir combustíveis fósseis em suas fábricas e frota de caminhões pelo gás renovável a partir deste ano, num projeto para sua fábrica de salgadinhos em Itu (SP) desenvolvido pela Ultragaz.

Mapeamento do Ministério de Minas e Energia (MME) aponta que 15 dos 27 estados brasileiros têm políticas ou programas de transição energética em andamento ou elaboração, disse nesta segunda (26/2) o secretário Nacional de Transição Energética e Planejamento do MME, Thiago Barral. O levantamento foi feito em meio às discussões no ministério para a estruturação da Política Nacional de Transição Energética. Segundo Barral, será importante ter clareza das iniciativas a nível subnacional para a elaboração da política federal, que também estará conectada ao Plano Clima e à Nova Indústria Brasil, iniciativa de industrialização do governo lançada em janeiro. eldquo;O Brasil é muito diverso. Cada estado tem condições, oportunidades, desafios diferentes, então a ideia é enxergar essa diversidade de interesses e de possibilidades, para que a política a nível nacional possa dialogar com essa diversidadeerdquo;, explicou a jornalistas. Foram contabilizados pelo MME apenas os programas que não focam em uma única tecnologia para a redução das emissões de carbono. As iniciativas consideradas no levantamento não foram divulgadas, pois o ministério ainda realiza consultas aos estados. eldquo;Quando pensamos em políticas que integram diferentes tecnologias, em um escopo que vai além de uma só tecnologia, contabilizamos um total de 15 estados já se movimentando. Isso é muito bom, é um caminho sem voltaerdquo;, disse. Transição fluminense O secretário participou, na manhã desta segunda (26), do Encontro Estratégico de Transição Energética, organizado pela FGV Energia em parceria com a Secretaria de Estado de Energia e Economia do Mar do estado do Rio. O evento foi seguido de uma audiência pública para debater a elaboração da Política Estadual de Transição Energética do Rio de Janeiro. De acordo com Barral, a expectativa é que a estratégia de transição energética do Rio esteja integrada à estratégia nacional. eldquo;O Rio sintetiza muito bem alguns dos dilemas da transição energética não só em nível nacional, mas em nível internacionalerdquo;, afirmou. Ele ressaltou a importância do estado para o setor energético, com a concentração da maior parte da produção de petróleo e gás do país, além das usinas nucleares brasileiras, e do potencial de energia eólica e geração solar distribuída. Lembrou ainda do parque industrial fluminense e da infraestrutura disponível no estado. Para o secretário, esse contexto confere ao Rio a oportunidade de ter os projetos de transição energética mais resilientes do ponto de vista econômico. eldquo;Isso permite combinar a indústria que fornece a segurança energética hoje com a indústria da transição energética, fazendo essa ponte, requalificando ativos, otimizando a infraestrutura existente, para que possa transformar e inovar. A indústria de óleo e gás é hoje um grande motor de inovação, assim como a nuclearerdquo;, disse. Indústria precisa de segurança jurídica Representantes da indústria presentes ao evento destacaram a necessidade de segurança jurídica para o avanço das iniciativas de transição na economia fluminense. As associações participantes do debate ressaltaram ainda a importância de o planejamento fluminense levar em conta o potencial de aproveitamento da economia do mar como uma das vantagens competitivas do estado, assim como a experiência do estado com a indústria de gás natural e com o uso do gás natural veicular (GNV). Para a diretora de relações institucionais da Associação Brasileira de Hidrogênio (ABH2), Danielle Valois, o planejamento precisa ser perene e ultrapassar o governo atual em termos de estruturas de governança. Valois defende ainda que o Rio pode prever no plano de transição uma mistura entre o uso de gás natural, biogás e hidrogênio para a redução das emissões. eldquo;1% ou 2% de mix de hidrogênio ou de um gás renovável num mix do gás natural já podem fazer diferença para o clima. É importante ter isso em mente, não ter planos agressivos que sejam inviáveis, economicamente impossíveiserdquo;, disse.

Mapeamento do Ministério de Minas e Energia (MME) aponta que 15 dos 27 estados brasileiros têm políticas ou programas de transição energética em andamento ou elaboração, disse nesta segunda (26/2) o secretário Nacional de Transição Energética e Planejamento do MME, Thiago Barral. O levantamento foi feito em meio às discussões no ministério para a estruturação da Política Nacional de Transição Energética. Segundo Barral, será importante ter clareza das iniciativas a nível subnacional para a elaboração da política federal, que também estará conectada ao Plano Clima e à Nova Indústria Brasil, iniciativa de industrialização do governo lançada em janeiro. eldquo;O Brasil é muito diverso. Cada estado tem condições, oportunidades, desafios diferentes, então a ideia é enxergar essa diversidade de interesses e de possibilidades, para que a política a nível nacional possa dialogar com essa diversidadeerdquo;, explicou a jornalistas. Foram contabilizados pelo MME apenas os programas que não focam em uma única tecnologia para a redução das emissões de carbono. As iniciativas consideradas no levantamento não foram divulgadas, pois o ministério ainda realiza consultas aos estados. eldquo;Quando pensamos em políticas que integram diferentes tecnologias, em um escopo que vai além de uma só tecnologia, contabilizamos um total de 15 estados já se movimentando. Isso é muito bom, é um caminho sem voltaerdquo;, disse. Transição fluminense O secretário participou, na manhã desta segunda (26), do Encontro Estratégico de Transição Energética, organizado pela FGV Energia em parceria com a Secretaria de Estado de Energia e Economia do Mar do estado do Rio. O evento foi seguido de uma audiência pública para debater a elaboração da Política Estadual de Transição Energética do Rio de Janeiro. De acordo com Barral, a expectativa é que a estratégia de transição energética do Rio esteja integrada à estratégia nacional. eldquo;O Rio sintetiza muito bem alguns dos dilemas da transição energética não só em nível nacional, mas em nível internacionalerdquo;, afirmou. Ele ressaltou a importância do estado para o setor energético, com a concentração da maior parte da produção de petróleo e gás do país, além das usinas nucleares brasileiras, e do potencial de energia eólica e geração solar distribuída. Lembrou ainda do parque industrial fluminense e da infraestrutura disponível no estado. Para o secretário, esse contexto confere ao Rio a oportunidade de ter os projetos de transição energética mais resilientes do ponto de vista econômico. eldquo;Isso permite combinar a indústria que fornece a segurança energética hoje com a indústria da transição energética, fazendo essa ponte, requalificando ativos, otimizando a infraestrutura existente, para que possa transformar e inovar. A indústria de óleo e gás é hoje um grande motor de inovação, assim como a nuclearerdquo;, disse. Indústria precisa de segurança jurídica Representantes da indústria presentes ao evento destacaram a necessidade de segurança jurídica para o avanço das iniciativas de transição na economia fluminense. As associações participantes do debate ressaltaram ainda a importância de o planejamento fluminense levar em conta o potencial de aproveitamento da economia do mar como uma das vantagens competitivas do estado, assim como a experiência do estado com a indústria de gás natural e com o uso do gás natural veicular (GNV). Para a diretora de relações institucionais da Associação Brasileira de Hidrogênio (ABH2), Danielle Valois, o planejamento precisa ser perene e ultrapassar o governo atual em termos de estruturas de governança. Valois defende ainda que o Rio pode prever no plano de transição uma mistura entre o uso de gás natural, biogás e hidrogênio para a redução das emissões. eldquo;1% ou 2% de mix de hidrogênio ou de um gás renovável num mix do gás natural já podem fazer diferença para o clima. É importante ter isso em mente, não ter planos agressivos que sejam inviáveis, economicamente impossíveiserdquo;, disse.

O relatório do projeto de lei 4.516/2023, conhecido como PL do Combustível do Futuro, prevê a regulamentação da mistura de 25% de biodiesel ao diesel a partir de 2031 pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Atualmente, o teto porcentual regulamentado é de 15%, previsto para março de 2025. O projeto prevê que a mistura obrigatória do biocombustível ao óleo diesel deve chegar gradualmente a 20% até 2030, com adição de um ponto porcentual por ano. O parecer é do relator, deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), vice-presidente da Frente Parlamentar da Agropecuária (FPA) na Câmara dos Deputados. Outra mudança proposta é o aumento de 22% para 27% do porcentual obrigatório de etanol anidro a ser adicionado à gasolina tipo C. O projeto também autoriza o Executivo a elevar o limite máximo até 35%, hoje de 27,5%, se for constatada a sua viabilidade técnica ou reduzir o porcentual mínimo para 22%. O relatório foi protocolado nesta segunda-feira, 26, no sistema da Câmara dos Deputados. eldquo;O setor de transportes é um dos maiores responsáveis pelas emissões de gases de efeito estufa, que, como se sabe, é uma das causas da mudança climática ora em curso. É preciso, pois, tratar de medidas que contribuam para a redução dessas emissões. Uma das formas mais eficientes de fazê-lo é por meio da oferta de combustíveis menos poluenteserdquo;, argumenta Jardim no parecer. O projeto, que tramita em regime de urgência, deve ser encaminhado para votação no plenário da Câmara. O projeto é embasado na proposta do Combustível do Futuro, apresentada pelo Executivo no ano passado. O texto dispõe sobre o Programa Nacional de Combustível de Aviação (ProBioQAV), o Programa Nacional de Diesel Verde (PNDV), o marco legal da captura e estocagem de dióxido de Carbono, o Programa Nacional do Biometano e mudanças sobre o Programa de Biodiesel, englobando seis propostas legislativas apensadas ao texto e emendas do Ministério de Minas e Energia. O relatório estabelece ainda que usinas de biocombustíveis e as destilarias produtoras de combustíveis de fontes agrícolas poderão restituir ou compensar débitos de tributos administrados pela Receita Federal. O texto autoriza a Petrobras a incluir as atividades vinculadas à energia, as relacionadas à movimentação e estocagem de dióxido de carbono, à transição energética e à economia de baixo carbono no seu objeto social. Um dos pontos mais aguardados pela indústria do biodiesel era a responsabilidade sobre o aumento da mistura de biodiesel ao diesel. O relator manteve a elevação do teor sob autorização do CNPE, deixando sob aval do Executivo, como era desejado pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. O CNPE poderá reduzir em até dois pontos porcentuais o volume mínimo obrigatório de biodiesel ao diesel eldquo;por motivo justificado de interesse públicoerdquo;, segundo o relatório. O parecer inclui ainda a instituição de um sistema de rastreabilidade do biodiesel com o registro de todas as transações da cadeia produtiva. O CNPE também estabelecerá o teor de mistura obrigatória do diesel verde ao óleo diesel a cada ano até 2037, segundo prevê o texto. Em relação ao biometano, o texto prevê que os produtores ou importadores de gás natural, para consumo próprio ou para comercialização na esfera de competência da União, deverão comprovar a compra ou a utilização de uma quantidade mínima de biometano no ano civil ou a aquisição de Certificado de Garantia de Origem de Biometano - CGOB. O volume obrigatório será de 1% do volume do gás natural comercializado, produzido ou importado a partir de 2026, podendo chegar a 10% até 2034, conforme deliberação do CNPE. Críticas do setor de energia Jardim rebateu nesta segunda as críticas do setor de energia ao aumento da mistura do biodiesel na venda de óleo diesel no País. eldquo;A experiência com biodiesel é uma bem-sucedida política pública. Ampliando o uso da mistura nós temos tido impacto altamente benéfico à questão ambiental, temos criado círculo virtuoso de produção extremamente importante. Agora a ideia é constar em lei a evolução da mistura para que isso possa dar previsibilidade aos investimentoserdquo;, disse o relator. As distribuidoras de combustível afirmam que o texto deixa de exigir testes técnicos para aumento do porcentual da mistura de biodiesel no óleo diesel. Por isso, segundo integrantes do setor, há preocupação com danos em motores, o que poderia gerar perda de eficiência energética dos veículos usados para transporte de mercadorias e custos excessivos com reposição de peças e manutenção. Também há receio no setor de distribuição com o que é considerado uma perda de poder do CNPE para eventuais reduções do porcentual da mistura de biodiesel. O relator rebateu as críticas. eldquo;Fizemos uma acurada pesquisa com relação a isso (danos em motores). Há casos isolados. Não há nenhuma evidência sistêmicaerdquo;, afirmou a jornalistas. De acordo com ele, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) endureceu nos últimos anos as regras de qualidade para o biodiesel. Em meio à polêmica, o vice-presidente do Senado, Veneziano Vital do Rêgo (MDB-PB), articula para ser o relator do projeto na Casa. O parlamentar comanda a Frente de Energia do Congresso, criada pelo atual presidente da Petrobras, Jean Paul Prates. Veneziano já sinalizou ao presidente do Senado, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), que gostaria de ser o relator da proposta na Casa. Aliados dizem que o fato de ele comandar a bancada temática do setor o credencia para o posto. Segundo apurou a reportagem, contudo, o PSD e o PSB também têm interesse em ficar com a relatoria do projeto. Razão econômica O relator do projeto afirmou que o texto mantém a atribuição do CNPE de elevar ou reduzir a mistura do biodiesel ao diesel até dois pontos porcentuais por ano por razões econômicas. eldquo;O governo não queria o estabelecimento de escala anual. Você pode ter uma grande seca e ter escassez de grãos e aumento de preços. Um quadro como o atual tem esse poder de determinar a variação da misturaerdquo;, disse. Segundo ele, o CNPE poderá reduzir ou aumentar até dois pontos porcentuais a mistura eldquo;diante das circunstânciaserdquo;. Ele citou o fato de a Rússia ter interrompido vendas de diesel, o que afeta o mercado local, já que o Brasil importa 25% do que consome. O PL do Combustível do Futuro institui também um sistema de rastreabilidade para o biocombustível. O relator acrescentou que não há mandatos estabelecidos para diesel verde e combustível verde de aviação (SAF), por serem mercados incipientes em relação ao biodiesel. eldquo;SAF é muito promissor, temos investimentos muitos delineados. Precisava de uma normatização. O Brasil pode ser um fornecedor muito importante de SAFerdquo;, observou.

O relatório do projeto de lei 4.516/2023, conhecido como PL do Combustível do Futuro, prevê a regulamentação da mistura de 25% de biodiesel ao diesel a partir de 2031 pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Atualmente, o teto porcentual regulamentado é de 15%, previsto para março de 2025. O projeto prevê que a mistura obrigatória do biocombustível ao óleo diesel deve chegar gradualmente a 20% até 2030, com adição de um ponto porcentual por ano. O parecer é do relator, deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), vice-presidente da Frente Parlamentar da Agropecuária (FPA) na Câmara dos Deputados. Outra mudança proposta é o aumento de 22% para 27% do porcentual obrigatório de etanol anidro a ser adicionado à gasolina tipo C. O projeto também autoriza o Executivo a elevar o limite máximo até 35%, hoje de 27,5%, se for constatada a sua viabilidade técnica ou reduzir o porcentual mínimo para 22%. O relatório foi protocolado nesta segunda-feira, 26, no sistema da Câmara dos Deputados. eldquo;O setor de transportes é um dos maiores responsáveis pelas emissões de gases de efeito estufa, que, como se sabe, é uma das causas da mudança climática ora em curso. É preciso, pois, tratar de medidas que contribuam para a redução dessas emissões. Uma das formas mais eficientes de fazê-lo é por meio da oferta de combustíveis menos poluenteserdquo;, argumenta Jardim no parecer. O projeto, que tramita em regime de urgência, deve ser encaminhado para votação no plenário da Câmara. O projeto é embasado na proposta do Combustível do Futuro, apresentada pelo Executivo no ano passado. O texto dispõe sobre o Programa Nacional de Combustível de Aviação (ProBioQAV), o Programa Nacional de Diesel Verde (PNDV), o marco legal da captura e estocagem de dióxido de Carbono, o Programa Nacional do Biometano e mudanças sobre o Programa de Biodiesel, englobando seis propostas legislativas apensadas ao texto e emendas do Ministério de Minas e Energia. O relatório estabelece ainda que usinas de biocombustíveis e as destilarias produtoras de combustíveis de fontes agrícolas poderão restituir ou compensar débitos de tributos administrados pela Receita Federal. O texto autoriza a Petrobras a incluir as atividades vinculadas à energia, as relacionadas à movimentação e estocagem de dióxido de carbono, à transição energética e à economia de baixo carbono no seu objeto social. Um dos pontos mais aguardados pela indústria do biodiesel era a responsabilidade sobre o aumento da mistura de biodiesel ao diesel. O relator manteve a elevação do teor sob autorização do CNPE, deixando sob aval do Executivo, como era desejado pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. O CNPE poderá reduzir em até dois pontos porcentuais o volume mínimo obrigatório de biodiesel ao diesel eldquo;por motivo justificado de interesse públicoerdquo;, segundo o relatório. O parecer inclui ainda a instituição de um sistema de rastreabilidade do biodiesel com o registro de todas as transações da cadeia produtiva. O CNPE também estabelecerá o teor de mistura obrigatória do diesel verde ao óleo diesel a cada ano até 2037, segundo prevê o texto. Em relação ao biometano, o texto prevê que os produtores ou importadores de gás natural, para consumo próprio ou para comercialização na esfera de competência da União, deverão comprovar a compra ou a utilização de uma quantidade mínima de biometano no ano civil ou a aquisição de Certificado de Garantia de Origem de Biometano - CGOB. O volume obrigatório será de 1% do volume do gás natural comercializado, produzido ou importado a partir de 2026, podendo chegar a 10% até 2034, conforme deliberação do CNPE. Críticas do setor de energia Jardim rebateu nesta segunda as críticas do setor de energia ao aumento da mistura do biodiesel na venda de óleo diesel no País. eldquo;A experiência com biodiesel é uma bem-sucedida política pública. Ampliando o uso da mistura nós temos tido impacto altamente benéfico à questão ambiental, temos criado círculo virtuoso de produção extremamente importante. Agora a ideia é constar em lei a evolução da mistura para que isso possa dar previsibilidade aos investimentoserdquo;, disse o relator. As distribuidoras de combustível afirmam que o texto deixa de exigir testes técnicos para aumento do porcentual da mistura de biodiesel no óleo diesel. Por isso, segundo integrantes do setor, há preocupação com danos em motores, o que poderia gerar perda de eficiência energética dos veículos usados para transporte de mercadorias e custos excessivos com reposição de peças e manutenção. Também há receio no setor de distribuição com o que é considerado uma perda de poder do CNPE para eventuais reduções do porcentual da mistura de biodiesel. O relator rebateu as críticas. eldquo;Fizemos uma acurada pesquisa com relação a isso (danos em motores). Há casos isolados. Não há nenhuma evidência sistêmicaerdquo;, afirmou a jornalistas. De acordo com ele, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) endureceu nos últimos anos as regras de qualidade para o biodiesel. Em meio à polêmica, o vice-presidente do Senado, Veneziano Vital do Rêgo (MDB-PB), articula para ser o relator do projeto na Casa. O parlamentar comanda a Frente de Energia do Congresso, criada pelo atual presidente da Petrobras, Jean Paul Prates. Veneziano já sinalizou ao presidente do Senado, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), que gostaria de ser o relator da proposta na Casa. Aliados dizem que o fato de ele comandar a bancada temática do setor o credencia para o posto. Segundo apurou a reportagem, contudo, o PSD e o PSB também têm interesse em ficar com a relatoria do projeto. Razão econômica O relator do projeto afirmou que o texto mantém a atribuição do CNPE de elevar ou reduzir a mistura do biodiesel ao diesel até dois pontos porcentuais por ano por razões econômicas. eldquo;O governo não queria o estabelecimento de escala anual. Você pode ter uma grande seca e ter escassez de grãos e aumento de preços. Um quadro como o atual tem esse poder de determinar a variação da misturaerdquo;, disse. Segundo ele, o CNPE poderá reduzir ou aumentar até dois pontos porcentuais a mistura eldquo;diante das circunstânciaserdquo;. Ele citou o fato de a Rússia ter interrompido vendas de diesel, o que afeta o mercado local, já que o Brasil importa 25% do que consome. O PL do Combustível do Futuro institui também um sistema de rastreabilidade para o biocombustível. O relator acrescentou que não há mandatos estabelecidos para diesel verde e combustível verde de aviação (SAF), por serem mercados incipientes em relação ao biodiesel. eldquo;SAF é muito promissor, temos investimentos muitos delineados. Precisava de uma normatização. O Brasil pode ser um fornecedor muito importante de SAFerdquo;, observou.