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O hidrogênio verde (H2V) produzido no Brasil deve se tornar economicamente viável e competitivo a partir de 2030, prevê a diretora de Infraestrutura, Transição Energética e Mudança Climática do Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Luciana Costa. Em entrevista ao programa Energia em Debate, do Broadcast Energia, ela destacou que os investimentos nesse combustível devem ganhar força entre 2027 e 2028, permitindo também o barateamento da tecnologia. Citando dados da BloombergNEF, ela estima que até o fim da década o preço do hidrogênio deve cair dos atuais US$ 5,00 por quilo (Kg) para algo próximo a US$ 1,5/Kg. eldquo;O Brasil vai ser altamente competitivo em hidrogênio verde, que será utilizado para descarbonizar a indústria de difícil abatimentoerdquo;, disse. Eólicas offshore vão avançar em prazo mais longo Já as eólicas offshore, na visão dela, devem ganhar espaço no mercado num período mais longo, de oito a dez anos. eldquo;A gente também acredita que o tempo delas vai chegar, até porque é uma tecnologia superior à onshore, e as tecnologias superiores tendem a se estabelecererdquo;, comentou. Durante a entrevista, Luciana Costa também falou sobre o papel do BNDES no fomento à industrialização verde, e ao desenvolvimento das diversas cadeiras produtivas do ramo energético no País.

A entrega de combustíveis para diversas áreas do Interior está comprometida. O problema já começa no carregamento dos caminhões com o produto na base das distribuidoras, inclusive na região metropolitana de Porto Alegre. Mesmo quando ele ocorre, muitos dos veículos não conseguem chegar até o destino porque há bloqueio nas rodovias. Também está difícil receber etanol e biodiesel que precisam ser adicionados à gasolina e ao diesel. Clique aqui para continuar a leitura.

A Associação Nacional dos Petroleiros Acionistas Minoritários da Petrobras (Anapetro) protocolou um pedido no Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) para o fim do termo de cessação de conduta (TCC) assinado entre a estatal e o órgão para a venda de oito refinarias. A entidade afirma que as vendas que foram concluídas não se provaram suficientes para induzir a competição no mercado e levaram à formação de monopólios regionais privados. A Anapetro argumenta também que é inviável cumprir os objetivos previstos no compromisso. eldquo;Demonstrou-se que o TCC não produziu os resultados previstos de promoção da concorrência e a consequente queda dos preços dos derivados de petróleo para os consumidores brasileiroserdquo;, diz o advogado Angelo Remédio, da Advocacia Garcez, que representa a Anapetro no processo. A Petrobras iniciou em novembro de 2023 uma renegociação do acordo com o Cade, tendo em vista a oposição do governo Lula aos desinvestimentos. O TCC foi assinado em 2019, no governo de Jair Bolsonaro, e previa a venda de oito unidades de refino com o objetivo de abrir o mercado no Brasil. Como contrapartida, na época o Cade suspendeu inquéritos administrativos que apuravam a possibilidade de abuso de posição dominante, por parte da estatal, no mercado de refino. Nesse período, a estatal conseguiu concluir a venda da Rlam, na Bahia, para a Mubadala; da Reman, no Amazonas, para o grupo Atem, e da Unidade de Industrialização do Xisto (SIX) no Paraná, para a Feamp;M Resources. A Petrobras chegou a assinar um acordo para a da Lubnor no Ceará, para a Grepar, mas o contrato foi rescindido pela estatal, que afirmou que a compradora não cumpriu com as condições precedentes. A Refinaria Clara Camarão, no Rio Grande do Norte, não fazia parte do acordo, mas também foi vendida, para a 3R Petroleum. A companhia não conseguiu concluir os outros desinvestimentos. Com a mudança na administração da companhia no início do terceiro governo Lula, as vendas foram interrompidas e a empresa solicitou a renegociação do acordo com o Cade. No momento, a companhia negocia com a Mubadala uma recompra do controle da refinaria baiana.

A ANP define que o diesel coprocessado não atende aos parâmetros regulatórios, ambientais e de descarbonização, que são a base da proposta do Combustível do Futuro. A Frente Parlamentar Mista do Biodiesel (FPBio) criticou, em nota, a possível inclusão do diesel coprocessado no projeto de lei do Combustível do Futuro, em tramitação no Senado. A possibilidade é aventada nos bastidores, sobretudo pelos defensores do setor energético. Segundo a FPBio, a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) define que o diesel coprocessado não atende aos parâmetros regulatórios, ambientais e de descarbonização, que são a base da proposta do Combustível do Futuro. eldquo;A criação de um marco legal, como se propõe no projeto de lei, é fundamental para dar segurança jurídica e previsibilidade para o biodiesel e o diesel verde. Tais combustíveis são produzidos integralmente por matéria-prima renovável, seguindo exigências consideradas as mais rigorosas do mundo, definidas pela ANPerdquo;, defende a FPBio, na nota assinada pelo presidente da bancada, deputado federal Alceu Moreira (MDB/RS). A FPBio lembra que o diesel coprocessado possui uma pequena parcela de diesel renovável, geralmente de 5%. eldquo;Ou seja, é um produto predominantemente fóssil (95%) de produção exclusiva da Petrobras, patenteado em 2005, e não havendo possibilidade de ser produzido em refinarias de outras companhias. Logo, o fato de possuir conteúdo renovável não qualifica o diesel coprocessado como diesel verde ou como qualquer outro biocombustívelerdquo;, criticou a frente, justificando que não há técnicas disponíveis para determinar a proporção exata do produto renovável no coprocessado. Segundo a frente, a própria regulamentação da ANP estabeleceu que o diesel coprocessado precisa atender aos parâmetros de especificação do diesel fóssil ou diesel A, não havendo necessidade de mandato ou normativa legal específica. eldquo;A capacidade das refinarias da Petrobras de produzir o S10, em substituição ao S500, será reduzida em função de eventual produção do diesel coprocessado, mantendo assim a situação de dependência de importação de diesel, em sentido contrário à desejada soberania energética, já que o Brasil é deficitário na produção de diesel, tendo que importar cerca de 25% da demanda internaerdquo;, alegou a FPBio. Fonte: Estadão Conteúdo

Os preços do petróleo fecharam nesta quinta-feira perto de seu nível mais baixo em sete semanas, estreitamente mistos e sob pressão da demanda global mais fraca, do aumento de estoques e da diminuição das esperanças de um corte rápido nas taxas de juros dos Estados Unidos. Os futuros do petróleo West Texas Intermediate dos EUA caíram 0,05 dólar, a 78,95 dólares o barril, o nível mais baixo desde 12 de março. Os futuros do petróleo Brent também atingiram o nível mais baixo desde o início de março, depois se recuperaram das mínimas da sessão para fechar com alta de 0,23 centavos, ou 0,3%, a 83,67 dólares por barril. Ambos os contratos de referência fecharam abaixo da média móvel de 200 dias, que é o principal indicador técnico de uma mudança nos preços do petróleo, disse Alex Hodes, analista de petróleo da StoneX. Os investidores do petróleo estão cada vez mais preocupados com um possível abrandamento econômico nos EUA, à medida que a guerra entre Israel e o Hamas continua sem qualquer grande impacto no abastecimento de petróleo do Oriente Médio. Na quarta-feira, os preços do petróleo caíram mais de 3% depois de o governo dos EUA ter relatado um salto surpreendente nos estoques de petróleo e de o Fed ter mantido as taxas de juros inalteradas, citando uma inflação persistente. (Reuters)

A produção de petróleo do Brasil caiu 2,7% em março ante fevereiro, marcando o quarto recuo consecutivo ante o mês anterior, após ter registrado um recorde em novembro, mostraram dados da reguladora ANP nesta quinta-feira. A produção média brasileira registrou 3,356 milhões de barris por dia (bpd) no terceiro mês do ano. O montante, entretanto, representa uma alta de 7,7% na comparação com o mesmo mês de 2023. Antes de passar a recuar, o país havia produzido um recorde de 3,671 milhões de bpd em novembro, com o desenvolvimento de importantes áreas do pré-sal. A Petrobras, como concessionária, produziu ao todo 2,13 milhões de bpd em março, alta de 6,6% na comparação com o mesmo mês de 2023, segundo os dados da ANP. A anglo-holandesa Shell, segunda maior produtora do país, produziu 372.447 bpd, alta de 0,6% na mesma comparação. Já a produção de gás natural do Brasil foi de 143,98 milhões de metros cúbicos por dia em março, queda de 3,1% frente a fevereiro de 2024 e elevação de 3,9% na comparação anual. Considerando a produção de petróleo e gás, o país produziu em março 4,262 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Do total, o pré-sal foi responsável por 3,349 milhões de barris de boe/d, correspondente a 78,6% da produção brasileira, volume 11,4% maior que o registrado no mesmo mês de 2023 e 0,4% superior ao de fevereiro. (Reuters)