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Petróleo sobe 2%, com novos temores de escalada dos conflitos no Oriente Médio

O petróleo avançou nesta terça-feira, 22, com possível recrudescimento do conflito no Oriente Médio em pauta. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para dezembro fechou em alta de 2,42% (US$ 1,70), a US$ 71,74 o barril, enquanto o Brent para dezembro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), subiu 2,35% (US$ 1,75), a US$ 76,04 o barril. Depois de estabilização recente, os preços do petróleo voltaram a subir diante de uma possível escalada dos conflitos no Oriente Médio. eldquo;O petróleo subiu por conta da notícia de que drones do Hezbollah atingiram a residência de Benjamin Netanyahu no sábadoerdquo;, diz Robert Yawger, do Mizuho. A tensão continuou com o Hezbollah disparando foguetes contra Tel-Aviv antes da chegada do secretário de Estado americano Antony Blinken, que está em Israel em busca de um plano de cessar-fogo para Gaza. O grupo xiita libanês diz que não vai negociar cessar-fogo com Israel enquanto as hostilidades continuarem. Há preocupação de que o Irã possa se envolver na disputa e atacar o território israelense. Nos EUA, Janet Yellen indicou o anúncio de novas sanções à Rússia, indicando que, caso os petróleos russo ou iraniano sejam atingidos por medidas do gênero, o Tesouro dos EUA garantirá que os mercados de petróleo internacionais permaneçam bem abastecidos. eldquo;Nosso novo teto de preço para o petróleo russo já restringiu as receitas da Rússia, e manteve os mercados globais de energia bem abastecidoserdquo;, afirmou. O Fundo Monetário Internacional (FMI) analisou em relatório os efeitos dos eventos geopolíticos no Oriente Médio nos preços das commodities, como o petróleo. E segundo o órgão, o medo de uma escalada regional adicionou uma volatilidade e risco de prêmio aos preços do óleo, além do corte na produção de países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+). *Com informações da Dow Jones Newswires (Estadão Conteúdo)

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Preço da gasolina vendida pela Petrobras está abaixo da referência internacional

A valorização do petróleo no mercado internacional deixou preços da gasolina e do diesel vendidos pela Petrobras abaixo dos praticados no Golfo do México, referência para os importadores brasileiros. Segundo dados da Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom), a gasolina nacional está 5% mais barata que o preço internacional, o que poderia resultar em um aumento de até R$ 0,14 por litro para equiparar os valores. O último reajuste da gasolina pela Petrobras ocorreu em julho de 2024, com um aumento de R$ 0,20 por litro. Para o diesel, a estatal promoveu uma redução de R$ 0,30 em dezembro de 2023, mantendo o preço congelado desde então. Atualmente, o diesel vendido pela Petrobras está apenas 1% abaixo do preço internacional, com expectativa de um reajuste de até R$ 0,04 por litro, similar ao concedido pela Acelen na semana passada. A Acelen, que responde por 14% do mercado de refino no Brasil, aumentou o preço do diesel em R$ 0,03 na última quarta-feira, atingindo a paridade internacional, mas manteve o preço da gasolina inalterado. Na Refinaria de Mataripe, operada pela Acelen, a gasolina tem uma defasagem de 7%, o que abre espaço para uma elevação de até R$ 0,19 por litro. Segundo a Abicom, importadores enfrentam dificuldades devido à defasagem de preços, com a janela de importação de gasolina fechada há 20 dias em todos os polos do país, incluindo Itaqui, Suape, Paulínia, Araucária, Itacoatiara e Aratu. Já a importação de diesel foi interrompida há um dia.

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Etanol/Cepea: Indicadores têm novos aumentos

Na última semana, os preços médios dos etanóis hidratado e anidro seguiram em alta. Pesquisadores do Cepea explicam que o suporte veio da postura firme de muitas usinas, atentas ao encerramento da moagem e ao possível aquecimento na demanda nos últimos meses do ano, como típico para o período. De 14 a 18 de outubro, o Indicador CEPEA/ESALQ do etanol hidratado fechou em R$ 2,5518/litro (líquido de ICMS e PIS/Cofins), elevação de 1,43% frente ao da semana anterior. Para o anidro, o aumento foi de 4,62%, com o Indicador a R$ 2,8847/litro, valor líquido de impostos (PIS/Cofins)

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Gasolina tem 27% de etanol e com nova lei é possível chegar a 35%, diz Alckmin

O vice-presidente da República e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin, voltou a afirmar na manhã desta terça-feira, 22, que, dentro da Nova Indústria Brasil (NIB) há também a preocupação com a mobilidade verde, que estimulou a indústria automotiva a anunciar R$ 130 bilhões de investimentos no Brasil. Junto com estes investimentos na mobilidade verde, o governo aprovou a lei que permitirá o aumento da adição de etanol na gasolina de atuais 27% para 35%. eldquo;Hoje nossa gasolina tem 27% de etanol. Com a nova lei poderemos chegar a 35% da misturaerdquo;, disse o vice-presidente, durante a abertura oficial da MIEXPO+ Fórum 2024 endash; Feira Internacional de Tecnologia em Montagem Industrial, no Expo Center Norte, na zona norte da capital paulista. Alckmin voltou a citar o Programa Mais Inovação que soma R$ 66 bilhões de investimentos em projetos de inovação das empresas até 2026. O programa resulta de uma ação conjunta do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC) com a Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) e o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). O BNDES, inclusive, de acordo com Alckmin, tem batido recorde de financiamentos para que o Brasil avance no seu projeto de construir uma indústria mais eficiente, que produza bem e barato para disputar outros mercados. Para Alckmin, o Brasil precisa voltar a disputar mercados externos porque o País tem hoje apenas 2% do comércio mundial. eldquo;Ou seja, 98% do comércio mundial está fora do Paíserdquo;, comentou o ministro. Para isso ele defende acordos comerciais e disse estar bem animado com a possibilidade de o acordo entre o Mercosul e a União Europeia vir a ser firmado. eldquo;Estamos otimistas com o possível avanço do acordo entre o Mercosul e a União Europeiaerdquo;, disse. (Estadão Conteúdo)

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Dança das cadeiras no grupo Cosan: Rubens Ometto reposiciona três CEOs

O grupo Cosan está mexendo no comando de suas operações, realocando em posições estratégicas os homens de confiança do controlador Rubens Ometto, conforme as necessidades atuais do portfólio. Marcelo Martins, que é vice-presidente de estratégia da Cosan e vice-presidente do conselho da companhia, vai assumir a presidência executiva. O novo CEO, interado das finanças do grupo, assume a Cosan num mandato de desalavancagem. Nelson Gomes Neto, atual CEO da Cosan, vai assumir a presidência da Raízen, substituindo Ricardo Mussa, que por sua vez assume a presidência da Cosan Investimentos.Gomes ficou menos de um ano na presidência da Cosan, após substituir Luis Henrique Guimarães, mas já tocou o negócio de lubrificante e gás do grupo, e tem perfil de execução, enquanto Mussa, que liderou o IPO da Raízen e os investimentos em etanol de segunda geração, passa a mirar novas oportunidades de alocação de capital. Para ler esta notícia, clique aqui.

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Hidrogênio verde no Nordeste foca exportação, e indústria nacional vai precisar correr atrás

Hidrogênio verde no Nordeste foca exportação, e indústria nacional vai precisar correr atrás Os grandes projetos de hidrogênio verde que começam a nascer próximo ao litoral nordestino ainda estão em fase de planejamento e construção, mas quando ficarem prontos vão mirar o mercado internacional, sobretudo o europeu. Devido a dificuldades tecnológicas para transportar o insumo, é improvável que haja escoamento da produção para a indústria nacional, hoje localizada em grande parte no Sudeste. Essa situação cria desafios para a tentativa do governo brasileiro de fazer com que o país exporte produtos de maior valor agregado, em vez de apenas insumos energéticos. O hidrogênio verde é considerado uma commodity por alguns especialistas e, à medida que os projetos no mundo ganham escala, seu preço tende a cair endash;cenário ainda restrito à próxima década. De acordo com um levantamento feito pela Folha com base em entrevistas próprias e dados da ABIHV (Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde), o país tem hoje doze projetos avançados, sendo apenas um endash;bem pequenoendash; em operação. Desse total, apenas dois estão fora do Nordeste e só três estão sendo construídos especificamente para atender à demanda interna. Todos os outros sonham com o mercado europeu. Por dois motivos: 1) as políticas de controle de emissões da União Europeia são mais exigentes e alguns setores, como as refinarias, já correm para adquirir hidrogênio verde até o final da década. 2) A Europa tem pouca área suficiente para aumentar sua geração de energia renovável, base da produção do hidrogênio verde. É de lá, portanto, que virá a maior demanda inicial. "A gente não vai escapar de exportar commodity. Para destravar projetos a gente precisa ter contratos de offtake de longo prazo, e os primeiros que estão surgindo são fora daqui, porque a Alemanha precisa muito de hidrogênio verde e criou agências para fomentar a produção em vários países do mundo, inclusive no Brasil", diz Luciana Costa, diretora de Transição Energética do BNDES. Offtake é o termo técnico usado para contratos em que o comprador antecipa o pagamento do insumo, assumindo riscos, para propiciar a construção do projeto. A falta dessa figura no mercado atual, aliás, tem atrapalhado alguns negócios, inclusive na Europa. Nesse cenário, é improvável que a primeira leva de grandes projetos de hidrogênio verde no Brasil seja para abastecer a indústria pesada nacional, como de aço, cimento, cerâmica, vidro e setor químico, as que mais precisarão do insumo. Além disso, escoar o hidrogênio produzido no litoral nordestino para fábricas instaladas em outras regiões, inclusive do Nordeste, é hoje impraticável. Isso porque transportar o hidrogênio em forma gasosa só compensaria economicamente, segundo quem acompanha o mercado, se fosse em grandes volumes endash;nesse caso, porém, seria necessária uma rede de dutos mais extensa que a atual e o investimento não seria viável. De acordo com a BloombergNEF, transportar hidrogênio via caminhão por uma distância superior a 100 quilômetros torna o insumo muito mais caro do que se transportado por gasoduto. E isso só seria viável se a produção fosse pequena. Já por cabotagem (navegação que faz rotas apenas dentro do mesmo país) seria caro demais. Transportar o hidrogênio em sua forma líquida exigiria temperaturas abaixo de -252ºC endash;a temperatura mais baixa já alcançada no mundo foi de -273ºC. Não é à toa que, em casos de exportação, o hidrogênio deverá ser convertido em amônia ainda no Brasil e reconvertido ao chegar à Europa endash;procedimento também caríssimo e que hoje não é viável em larga escala nem na Europa por falta de investimentos. Luis Viga, líder da mineradora Fortescue no Brasil, está à frente da empresa para criar sua primeira planta de hidrogênio verde no porto de Pecém (CE). A expectativa é operar uma planta de 1 GW (gigawatt) até 2029, quantidade suficiente, por exemplo, para abastecer a produção de uma grande usina siderúrgica. Dos US$ 3 bilhões a US$ 5 bilhões previstos, 30% deve vir de capital próprio endash;a empresa negocia financiamento com o BNDES, assim como a Casa dos Ventos e a suíça Atlas Agro. "Eu não escolho cliente; se tiver interno vai ser ótimo, mas é questão de viabilidade. A gente entende que o cliente externo está mais preparado para pagar o prêmio, porque o hidrogênio verde inicialmente vai ser mais caro", diz Viga. Já a brasileira Unigel mira o mercado de amônia verde e metanol como produto final. A empresa pretende vender o insumo para companhias navais endash;a amônia feita a partir do hidrogênio verde será usada como combustível limpo para frotas de navios. A fábrica ficará em Camaçari (BA), próxima a duas plantas químicas da empresa. A ideia é construir uma planta de 60 MW (megawatt) capaz de produzir 60 mil toneladas de amônia verde ou 10 mil toneladas de hidrogênio. Mas o início depende do aval dos acionistas, já que a empresa está em crise financeira. "A princípio, enquanto não houver demanda local, a nossa intenção será exportação de hidrogênio via amônia. Já temos uma prévia com o cliente; esse nosso produto seria transportado para um hub na Ásia e usado em bunker de navio", diz Roberto Noronha, CEO da Unigel. Uma alternativa para garantir a entrega do insumo à indústria local seria atrair essas empresas para regiões próximas às plantas de hidrogênio verde no país endash;o que ajudaria o Nordeste a se industrializar. A francesa Qair, por exemplo, quer atrair indústrias para o porto de Pecém. A ideia é que essas fábricas consumam o hidrogênio produzido em sua planta de 280 MW até o final da década. Esse seria o segundo estágio do projeto da empresa, que pretende construir uma planta de 1 MW até o final de 2025 e duas de 2,24 GW na próxima década endash;as maiores focadas em exportação. "A ideia é a gente desenvolver um hub para atrair negócios voltados a energia ou hidrogênio. Como hoje existe dificuldade para fazer exportação pela falta de infraestrutura, temos que criar um ambiente para que o cliente venha para cá", diz Gustavo Silva, diretor de operações da Qair no Brasil. Em tese, algumas indústrias já iniciaram essa rota. A ArcelorMittal comprou no ano passado a Companhia Siderúrgica do Pecém para facilitar seu processo de descarbonização. "Pecém é o foco futuro de hidrogênio no país e temos a intenção de usar a nossa planta como primeiro local para testes", diz Guilherme Abreu, gerente geral de Sustentabilidade da empresa. "Em termos de demandas e de volumes seria mais seguro, até do ponto de vista de segurança operacional, que as produções ficassem bem próximas aos consumos de hidrogênio. Porque fazer logística de hidrogênio não é como fazer de gás natural, já que as possibilidades de vazamento são maiores", acrescenta. Até por isso, no Sudeste, a White Martins criou uma estratégia diferente voltada para o mercado nacional. A empresa vai produzir hidrogênio verde próximo à planta da produtora de vidro Cebrace, em Jacareí (SP), e escoará o insumo via gasoduto para a companhia. A planta será de 5 MW e nem toda a produção vai para a Cebrace. A empresa já opera uma logística semelhante em Pecém para a indústria alimentícia. "É mais fácil a planta de hidrogênio ser no Sudeste, porque o grid leva a energia para qualquer lugar e, com isso, é melhor instalar a planta de hidrogênio mais perto para não ter que transportar a molécula", diz Gilney Penna Bastos, presidente da White Martins. "Por isso eu acho que o Sudeste ficará mais para a indústria interna e o Nordeste para exportação", acrescenta. Outra empresa que deve produzir hidrogênio verde no Sudeste é a Atlas Agro, que vai focar a produção de fertilizante verde em Uberaba (MG). O ponto também foi defendido pela CNI (Confederação Nacional das Indústrias) em um estudo recente sobre o tema. "Eu não excluiria a importância da exportação, mas existe o outro lado da moeda, que é trazer uma tecnologia para o Brasil para que o país possa utilizar as suas vantagens comparativas e, dessa forma, agregar valor aos seus produtos", diz Davi Bomtempo, superintendente de sustentabilidade da CNI.

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