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O Parque de Bioenergia Costa Pinto, em Piracicaba, é onde fica instalada a primeira usina de etanol da família Ometto. As primeiras instalações do que viria a se tornar um dos maiores conglomerados de energia do País seguem em funcionamento, agora parte da Raízen, originada na joint venture entre Cosan e Shell. Mas não é por causa do histórico que visitantes de diferentes partes do mundo chegavam diariamente ao local em 2023. O interesse estava nos altos tanques brancos que ficam no fundo da propriedade e armazenam a primeira produção mundial de etanol de segunda geração em escala industrial. O etanol de primeira geração é produzido a partir do caldo da cana-de-açúcar, enquanto o de segunda geração é produzido a partir do bagaço da cana. eldquo;Isso significa produzir 50% a mais de etanol com a mesma área cultivada e um etanol com pegada de carbono 30% menor do que o de primeira geraçãoerdquo;, afirma Fabiana Barrocal, diretora de Operações Agroindustriais da Raízen. A empresa já anunciou que pretende construir 20 usinas de etanol de segunda geração, em um investimento que demandará, ao todo, R$ 24 bilhões endash; duas delas já estão prontas. Dessas usinas, nove já tiveram a produção dos dez primeiros anos vendidas. O etanol de segunda geração endash; ou E2G, como é conhecido endash; é um dos combustíveis sustentáveis em desenvolvimento ao redor do mundo. Produzido a partir do bagaço que seria descartado na produção de açúcar e de etanol convencional, ele pode ser usado como combustível para carros, no lugar da gasolina e do diesel; de maneira industrial, para produção de plástico, por exemplo; ou para combustível marítimo e de aviação. O Brasil é um dos países com grande potencial em combustíveis sustentáveis, devido à sua experiência com o etanol, ao desenvolvimento do agronegócio e à oferta de matérias-primas. Segundo a consultoria McKinsey, a demanda por biomassa, matéria orgânica vegetal ou animal capaz de gerar os biocombustíveis, no mundo deve aumentar dez vezes até 2050. No Brasil, esse mercado potencial pode significar quase US$ 40 bilhões (R$ 200 bilhões) até 2040. eldquo;A gente já é visto como um elsquo;playerersquo; consagrado na áreaerdquo;, diz Amanda Duarte Gondim, coordenadora da Rede Brasileira de Bioquerosene e Hidrocarbonetos Sustentáveis para Aviação (RBQAV). O que está em pauta agora, explica Gondim, é o uso de biocombustíveis para o transporte marítimo e aéreo, em que a eletrificação (uso de baterias) é mais difícil dado o volume de energia que demandam. Nesses modais, a substituição de tecnologia também costuma ocorrer em intervalos de tempo maiores. Como o mundo não pode esperar 30 anos por aviões que não poluem, é preciso trocar o combustível fóssil por um que emita menos gases poluentes. Carolina Grassi, do Roundtable on Sustainable Biomaterials (RBS, uma certificadora de combustíveis sustentáveis), vê no Brasil o potencial de se transformar em um líder na oferta de combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês), dada a capacidade do País de produzir matérias-primas e o conhecimento na indústria de biocombustível. O SAF pode ser feito a partir de óleos vegetais e animais, como dendê, milho e soja endash; daí a oportunidade do Brasil. Grassi pondera, no entanto, que o custo de fabricação e a falta de capital para investimento, além da sustentabilidade ambiental da produção das matérias-primas, são desafios que o País terá de enfrentar. Segundo ela, empresas de transporte marítimo também começam a se movimentar para trocar seus combustíveis por outros com menor impacto ambiental. Esse setor, no entanto, não avançou tanto nas discussões como o aéreo. A tendência é que definam uma regulamentação semelhante ao Corsia (programa de redução das emissões elaborado pela Organização da Aviação Civil Internacional). Quando isso estiver definido, o mercado que o Brasil poderá atender com seus combustíveis tende a crescer. Na planta da Raízen, o E2G surge como uma alternativa para expandir a produção de etanol e com menos emissão de carbono. Neste ano, a empresa fez a primeira exportação de etanol para os Estados Unidos para ser utilizado na produção de SAF. A Raízen tem a patente da tecnologia do pré-tratamento do bagaço da cana para conversão em etanol de segunda geração. Nas salas de controle, fotos dos computadores onde estão os parâmetros do pré-tratamento não podem ser feitas. eldquo;O pré-tratamento é o diferencial, é quanto conseguimos estabilizar, em escala industrial, antes de entrar no tratamento em sierdquo;, explica Fabiana Barrocal. eldquo;É o ponto chave desta planta, é o que ninguém consegue fazererdquo;, diz a funcionária. O eldquo;pré-tratamentoerdquo; é a etapa necessária para quebrar as fibras do bagaço da cana e acessar os açúcares que serão convertidos em etanol. O processo é feito de maneira química e em alta temperatura. Depois da separação dos açúcares e da fermentação, o etanol de segunda geração vai para o processo de destilação junto ao de primeira geração. A molécula dos dois é a mesma, a diferença é a origem. A planta, nascida em 2015, é mais automatizada do que a usina de etanol de primeira geração. Poucos funcionários circulam entre os tambores e tubos. Cerca de 90% do trabalho no etanol de segunda geração é automatizado e monitorado por câmeras. A Raízen analisa o mercado de SAF e a possibilidade de produzir o combustível no Brasil. Segundo Paulo Neves, vice-presidente da empresa, a instalação de uma unidade de fabricação no País ainda depende de estudos de viabilidade. eldquo;Tem uma questão de escala e outra de competitividade. Os EUA têm uma linha de incentivo muito forte e, se formos ter uma planta aqui, ela precisa ter condições de competir com quem vai produzir láerdquo;, diz o executivo. Por ora, o projeto da companhia é exportar etanol de segunda geração (E2G) para a Europa, onde ele é submetido a um outro processo para virar SAF. Inicialmente, a Raízen pretendia vender o E2G como um substituto da gasolina ou do etanol tradicional. Diante da procura das companhias aéreas por combustíveis limpos, passou, então, a focar nesse mercado. Como o E2G é produzido a partir de resíduos da fabricação do etanol tradicional, ele não aumenta a necessidade de cultivo de cana endash; o que o torna altamente atraente sobretudo na Europa, onde são mal-vistos biocombustíveis cuja produção de matéria-prima disputa espaço com a de alimentos. eldquo;Desenvolvemos o etanol de segunda geração durante uma década e meia. Quatro anos atrás, quando começamos a trabalhar os primeiros acordos comerciais, o mercado principal era o de transporte veicular. A ideia de dar outros usos a eles amadureceu porque as indústrias de navios e aviões têm muita dificuldade de se eletrificar. Esses setores começaram a buscar outras opções de combustívelerdquo;, acrescenta Neves. Para o executivo, a necessidade de descarbonizar a economia vai elevar tanto a demanda por combustíveis limpos que tanto o etanol tradicional como o de segunda geração terão espaço no mercado. Atraso A despeito de figurar como um dos países com maior potencial no setor de biocombustíveis, o Brasil está atrasado no desenvolvimento dos combustíveis renováveis para aviação e navegação. Os Estados Unidos, por exemplo, começaram a liberar grandes volumes de recursos para pesquisas em 2008. Aqui, os primeiros estudos começaram em 2014, mas em menores proporções, diz Gondim. Hoje, os EUA continuam impulsionando o setor com incentivos financeiros. Em 2022, o Inflation Reduction Act (IRA, na sigla em inglês, um pacote de medidas que inclui créditos fiscais e financiamento para projetos de energia verde) estabeleceu um subsídio de US$ 1,25 por galão (3,8 litros) de SAF quando o combustível reduz em pelos menos 50% a emissão de gases de efeito estufa. Em todo o mundo, 120 aeroportos já trabalham com SAF, grande parte nos EUA e no norte da Europa. Na Ásia, Cingapura também está à frente. O Brasil também fica atrás quando se analisa a infraestrutura necessária para produzir o combustível. Nos Estados Unidos, refinarias de petróleo estão sendo transformadas em biorrefinarias para produção de combustíveis como o SAF e biodiesel. O país tem 124 refinarias ativas e cinco paradas endash; parte delas pode ser convertida. Como o Brasil tem apenas 18 refinarias, essa estratégia de adaptar as plantas fica mais complicada. O problema é que construí-las a partir do zero leva de cinco a seis anos, enquanto convertê-las pode ser feito em menos de um ano. eldquo;O Brasil pode chegar a ser um protagonista global nessa indústria. Mas temos uma data e precisamos correr atráserdquo;, diz Gondim. O prazo a que ela se refere é 2027, ano em que, no caso do SAF e do setor aéreo, as companhias terão de reduzir suas emissões de gases poluentes em voos internacionais ou compensá-las comprando crédito de carbono. Se optarem por diminuir as emissões endash; a opção mais barata endash;, a única saída será o uso de SAF. eldquo;O Brasil pode chegar a ser um protagonista global nessa indústria. Mas temos uma data e precisamos correr atráserdquo; - Amanda Duarte Gondim, Coordenadora RBQAV. Também vice-presidente da Raízen, Paula Kovarsky destaca que, em comparação com os EUA, o Brasil demorou muito para criar uma política que incentive a produção de combustíveis limpos mais avançados, mas reconhece que essa agenda ganhou importância nos últimos seis meses. eldquo;O setor está recebendo uma atenção que nunca recebeu na história e a coisa está acelerandoerdquo;, afirma o professor Gonçalo Pereira, do Instituto de Biologia da Unicamp. Ele faz parte da condução de um programa que testa o agave como fonte de biomassa para produção de etanol. A vantagem é que a planta consegue se desenvolver no sertão nordestino. A Shell investiu R$ 100 milhões na pesquisa, que leva o nome de Brave (Brazilian Agave Ethanol). No segundo semestre, o pesquisador estima ter as primeiras colheitas capazes de alimentar plantas piloto para produção de etanol. Pereira também cita como história promissora o investimento do Mubadala, o fundo soberano dos Emirados Árabes Unidos, na Acelen, para a construção de uma planta de diesel verde (HVO) e SAF na Bahia. eldquo;De dezembro para cá, a coisa evoluiu incrivelmente. Essas decisões da indústria automobilística, de priorizar o híbrido flex, são muito recentes. Na hora que tem demanda, a oferta vaierdquo;, afirma Pereira. (Reportagem Especial, Era do clima)

Diante da demora da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em revisar a metodologia de cálculo dos preços de referência, deputados de estados e municípios que recebem royalties se mobilizam para resolver a questão no Legislativo, e assim garantir o aumento na arrecadação. A revisão é do interesse das refinarias privadas. Entendem que a revisão, combinada com mudanças na tributação endash; os preços de transferência endash; vão desestimular a exportação de óleo cru. eldquo;Hoje, com essa distorção do preço de referência, é mais lucrativo exportar o petróleo do que vendê-lo para a produção de combustíveis no mercado internoerdquo;, afirma o presidente executivo da Refina Brasil, Evaristo Pinheiro. Os preços de referência são usados para o cálculo do pagamento de royalties, participações especiais do petróleo para a União, estados e municípios. As cotações são definidas com base em uma fórmula estabelecida pela ANP. Na agência, o processo de revisão dos preços de referência teve início em 2022, e desde então já foram realizadas duas consultas públicas. A última proposta apresentada estabelece um período de transição de 12 meses, após uma carência de 180 dias. A depender da conclusão dos trâmites na agência, a entrada em vigor da nova metodologia poderia ocorrer no segundo semestre de 2024, com a aplicação plena das novas regras apenas a partir de 2025 ou 2026. Em resposta, o deputado federal Hugo Leal (PSD/RJ) trabalha para aprovar um requerimento de urgência e acelerar o PL 50/2024. Leal também é secretário estadual de Energia e Economia do Mar do Rio de Janeiro, maior produtor do país. Uma audiência pública está prevista para 14 de maio na Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara. Segundo o parlamentar, o requerimento de urgência poderá vir na sequência. eldquo;Estou trabalhando para issoerdquo;, afirmou à agência epbr em abril. Além de estados e municípios, a demora incomoda o Ministério da Fazenda, que calcula uma perda de arrecadação da ordem de R$ 6 bilhões por ano. Na agência, a alteração proposta leva em conta especialmente as regras de emissão para o transporte marítimo estabelecidas pela Organização Marítima Internacional (IMO). As exigências por combustíveis com teores de enxofre reduzidos valorizaram o óleo brasileiro. As refinarias privadas afirmam que a fórmula atual dos preços de referência leva a uma distorção, em que o preço do barril de petróleo nacional fica mais barato do que no mercado internacional. Com isso, é mais vantajoso para os produtores brasileiros exportar do que vender o produto para o refino nacional, já que a base de cálculo dos tributos para a exportação acaba sendo menor. eldquo;É uma vantagem decorrente de uma distorção tributária, regulatóriaerdquo;, diz Pinheiro. eldquo;Hoje, com essa distorção do preço de referência, é mais lucrativo exportar o petróleo do que vendê-lo para a produção de combustíveis no mercado internoerdquo;, acrescenta. A Refina Brasil representa sete empresas que operam refinarias independentes, fora do sistema Petrobras: Acelen, Ream, Dax Oil, Brasil Refino, SSoil Energy, Paraná Xisto e 3R Petroleum. A entidade argumenta que, hoje, essas empresas precisam importar petróleo para processar nas refinarias nacionais, apesar de o Brasil ser autossuficiente na produção da commodity. Em defesa do pleito, tentam convencer as autoridades que o acesso à produção nacional poderia eventualmente baratear o preço final dos combustíveis. eldquo;Isso tende a ter um impacto positivo no preço do petróleo e no que é produzido por essas refinarias. Então, o preço para o consumidor tende a cairerdquo;, argumenta o executivo. O impacto, no entanto, é limitado, porque as empresas privadas respondem hoje por cerca de 7% do refino nacional, com os 93% restantes controlados pela Petrobras. A estatal é impactada de forma diferente pela discussão, dado que tem operações verticalizadas e consome o próprio petróleo que produz. A Petrobras não reajusta os preços do diesel há 125 dias; e os da gasolina, há 192. Além disso, as refinarias nacionais não são capazes de atender a toda a demanda por combustíveis do país, por isso cerca de 30% dos derivados consumidos no Brasil são importados. Ano passado, a Acelen também acionou o Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência (Cade) para forçar a Petrobras a rever as condições de fornecimento de óleo. A refinadora tentou, sem sucesso até o momento, assegurar que a estatal venda o óleo nas mesmas condições de preços internos que pratica para suas próprias refinarias, que não foram privatizadas. Acelen é a maior do segmento, graças à privatização de Mataripe, a antiga Rlam, no governo Bolsonaro. Com Lula, a Petrobras negocia a recompra. Projeto prevê alinhamento de royalties e tributação O projeto de Hugo Leal prevê que a base de cálculo para as participações governamentais passe a ser o preço de transferência, usado para o controle de transações financeiras e comerciais entre empresas sediadas no Brasil e fora do país. O preço de referência é de ordem regulatória, são os parâmetros que a ANP considera na definição do valor bruto das diferentes correntes de óleo e sobre a qual incidem as participações governamentais exclusivas do setor. Já os preços de transferência são da esfera fiscal, é um princípio usado em transações internacionais e partiu de uma medida provisória aprovada em 2023, na esteira do alinhamento com regras da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE). No caso do petróleo, a intenção do governo federal foi estabelecer regras endash; e com isso, poder fiscalizar endash; os valores das operações e evitar que o preço do óleo sobre o qual incidem os impostos seja inferior ao efetivamente praticado, reduzindo a carga tributária. A prática foi alvo de críticas do ministro da Fazenda, Fernando Haddad. Outro pleito dos refinadores independentes é por um diferimento na cobrança de PIS-Cofins na aquisição de petróleo. Segundo Pinheiro, a compra do insumo responde por 85% dos custos dessas empresas, por isso, a alteração no prazo da cobrança ajudaria na gestão do capital de giro. Ele ressalta que a maioria dos estados que têm refinarias já concedem esse diferimento na cobrança do ICMS. eldquo;Para a União não teria nenhum impacto negativo, não significa uma renúncia fiscalerdquo;, ressalta. A Refina Brasil também defende, junto à ANP, a flexibilização de regras para refinarias menores, que hoje cumprem com as mesmas obrigações das grandes unidades em termos de prestação de informações e exigências de estoque, que gera custo para as empresas. eldquo;O impacto de uma grande refinaria na sociedade é maior, o risco ambiental e de segurança no entorno dela também é maior. Uma pequena refinaria não é assim. O que a gente vem discutindo com a ANP é tratar iguais como iguais e diferentes como diferenteserdquo;, diz o presidente da Refina Brasil. Governo Bolsonaro antecipou revisão de preços A indefinição se arrasta desde 2017, quando um decreto editado pelo ex-presidente Michel Temer evitou uma revisão e garantiu às petroleiras que mudanças respeitem um prazo mínimo de oito anos (com quatro anos de período de transição). Em 2022, a medida foi revogada por Jair Bolsonaro, disparando o trabalho na ANP endash; uma minuta foi apresentada no fim do ano passado, sugerindo a transição. No momento, a agência está avaliando as contribuições recebidas na segunda consulta pública. Em entrevista à epbr este mês, o diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, defendeu que o debate permaneça na agência reguladora. Segundo ele, a definição da base de cálculo pelo Congresso pode eldquo;engessarerdquo; os processos. eldquo;Colocando na legislação, você engessa muito mais o processo, fica muito mais difícilerdquo;, disse Saboia. Segundo o diretor, os investidores valorizam os processos regulatórios. eldquo;É um processo muito mais estável, transparente e previsível quando é regulado, porque o rito regulatório, por lei, obriga a que isso seja cumprido de uma determinada formaerdquo;.

O diesel S-10 foi comercializado a 6,09 reais por litro ao final de abril na média dos postos do país, com alta de 0,16% na comparação com a quinzena anterior, apontou análise do Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL), nesta segunda-feira. O tipo comum foi encontrado nos postos brasileiros com média de 5,99 reais/litro, com aumento de 0,17%, ante a primeira quinzena do mês. "Quando comparamos o consolidado de abril com o de março, identificamos que a tendência de estabilidade se mantém. No mês anterior o tipo comum fechou a 5,96 reais e o S-10 a 6,07 reais", disse o diretor-geral de Mobilidade da Edenred Brasil, Douglas Pina, em nota. No recorte regional, os postos nordestinos lideram o ranking dos aumentos mais expressivos para os dois tipos de diesel. O comum fechou o mês a 6,07 reais na região, com aumento de 1%, e o S-10 foi encontrado a 6,09 reais, após alta de 0,66%. A única redução entre regiões, de 0,15%, foi identificada na região Norte para o diesel S-10. As demais registraram aumentos entre 0,15% a 0,17% ou estabilidade, em relação à primeira quinzena de abril, segundo o levantamento baseado em abastecimentos realizados nos 21 mil postos credenciados da Edenred Ticket Log no país. A região Norte comercializou as médias mais altas para os dois tipos de diesel, com o comum a 6,58 reais e o S-10 a 6,47 reais. Já na Região Sul, os dois tipos tiveram o preço mais baixo, a 5,86 reais o comum e a 5,89 reais o S-10. Os postos amapaenses também lideraram o ranking do diesel S-10 mais caro do país, comercializado a 7,28 reais. A Bahia, por sua vez, registrou o aumento mais significativo para o diesel S-10, de 1,33%, fechando o mês a 6,10 reais. (Reuters)

Os contratos futuros de petróleo fecharam em baixa nesta segunda-feira, 29, na ausência de grandes desdobramentos envolvendo o mercado e no arrefecimento de tensões no Oriente Médio. No momento, uma trégua entre Israel e Hamas é discutida, visando a liberação de reféns feitos pelo grupo desde outubro do ano passado, enquanto as trocas de ataques com o Irã não escalaram. Neste cenário, as atenções da semana devem se voltar para indicativos importantes da economia dos Estados Unidos. O WTI para junho fechou em baixa de 1,45% (US$ 1,22), a US$ 82,63 o barril, na New York Mercantile Exchange (Nymex), e o Brent para julho recuou 1,14% (US$ 1,01), a US$ 87,20 o barril, na Intercontinental Exchange. Os futuros do petróleo estão em baixa com o arrefecimento das tensões geopolíticas no Oriente Médio, direcionando o foco do mercado para os equilíbrios de oferta e demanda e com uma semana movimentada pela frente na frente macro, com a reunião do Federal Reserve (Fed, o banco central norte-americano) na quarta-feira e o relatório de emprego de abril dos EUA, payroll, na sexta-feira em vista. A Ritterbusch observa um estreitamento do spread junho-julho do Brent em relação aos US$ 1,30 por barril de sexta-feira, eldquo;com os demais detentores de posições longas aparentemente migrando para os grandes descontos de julhoerdquo;. A Rystad Energy nota que, após o maior primeiro trimestre de negociações upstream globais em cinco anos, a indústria poderá ver outros US$ 150 bilhões em negócios de fusões e aquisições no restante de 2024. Com o valor global do negócio de fusões ultrapassando a marca de US$ 64 bilhões já este ano, representa o desempenho mais forte no primeiro trimestre desde 2019 e um aumento de 145% no primeiro trimestre de 2023, alimentado principalmente pela consolidação na área de xisto dos EUA. (Estadão Conteúdo)

ANP aprova resolução que altera especificações do óleo diesel Novo ato normativo revisa a Resolução ANP nº 50/2013 e está alinhado às diretrizes do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Diretoria da ANP aprovou no dia 25 de abril resolução que estabelece as novas especificações nacionais dos óleos diesel de uso rodoviário e medidas de controle de qualidade. O novo ato normativo revisa a Resolução ANP nº 50/2013 e está alinhado à Resolução nº 16/2018, do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que, entre outras determinações, dispôs sobre o aprimoramento, pela ANP, das especificações da qualidade do biodiesel e dos óleos diesel A (puro) e B (com adição de biodiesel). As principais alterações constantes da nova resolução são:   Alteração de limites de parâmetros das especificações dos diesel S10 e S500, a exemplo da estabilidade à oxidação, do ponto de entupimento à frio, índice de acidez e do teor de água;   Inclusão de exigências de procedimentos de boas práticas de manuseio, transporte e armazenamento dos óleos diesel A e B;   Introdução do coprocessamento como alternativa de produção de óleo diesel, com a definição do óleo diesel C, adicionando à matriz de combustíveis de transporte do país, produto que encerra parcela renovável, o que contribuirá para a mitigação das emissões de dióxido de carbono;   Alteração de prazos para autuação por não conformidade quando de mudanças de teor de biodiesel nos óleos diesel B S10 e B S500. No caso da distribuição, para 30 dias na Região Norte e 15 dias nas demais regiões do país. Já no caso da revenda, para 60 dias na Região Norte e 30 dias nas demais regiões;   Descontinuidade do óleo diesel S500 de uso rodoviário e do S1800 de uso não rodoviário, com sua substituição pelo óleo diesel S10, de baixo teor de enxofre. Com esse propósito, a resolução prevê que a ANP, após ouvir produtores e importadores, entre outros agentes econômicos, elaborará, em prazo de até seis meses, plano e cronograma para substituição do S500 e S1800 pelo S10. A descontinuidade do óleo diesel S500 vem dar seguimento à substituição de óleo diesel de alto teor de enxofre por similar de baixo teor iniciada em janeiro de 2013, estendendo a todo o país os benefícios da utilização de um produto com baixo teor de enxofre, tanto para a motorização veicular quanto para o meio ambiente, para a saúde humana e para a proteção de interesses do consumidor.  

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou uma resolução que encerra a produção de óleo diesel com altos teores de enxofre. A medida, aprovada pela diretoria da agência na semana passada, envolve o óleo diesel S500 (500 partes por milhão de enxofre) de uso rodoviário e S1800 (1.800 partes por milhão) de uso não rodoviário, entre outras decisões que aperfeiçoam regras da qualidade do diesel A (puro), B (com adição de biodiesel) e do próprio biodiesel. Os dois produtos devem ser substituídos pelo diesel S-10 (10 partes por milhão), de baixo teor de enxofre. O processo de troca do diesel teve início em 2013. Para ler esta notícia, clique aqui.