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O Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) usou uma declaração da empresa que explora gás em uma região preservada da Amazônia para se retirar de processos de licenciamento do empreendimento. A Eneva, responsável por exploração de gás no chamado Campo Azulão, em Silves (AM) e Itapiranga (AM), preencheu um documento autodeclaratório e afirmou que os projetos não impactam terras indígenas. O Ibama acatou o que foi afirmado pela empresa e disse, em documentos da área técnica, não ter competência para o licenciamento. As manifestações do órgão federal ocorreram em junho deste ano, o primeiro do atual mandato de Lula (PT). As licenças vêm sendo concedidas pelo Ipaam (Instituto de Proteção Ambiental do Amazonas), órgão vinculado ao governo estadual. Tanto a Funai (Fundação Nacional dos Povos Indígenas) quanto o MPI (Ministério dos Povos Indígenas) pediram, em ofícios enviados à Eneva e ao Ipaam em agosto, a suspensão dos processos de licenciamento dos projetos de gás e petróleo na região, que fica a menos de 300 km de Manaus. Os órgãos apontaram impactos a indígenas. As comunidades tradicionais foram ignoradas no curso do licenciamento e da execução dos projetos, conforme a Funai. O MPI relatou "clima de aflição e incerteza nas aldeias e nas comunidades, inclusive com o acirramento de conflitos na região, sobretudo em razão do avanço do licenciamento". O Ibama não respondeu aos questionamentos da reportagem. Em nota, a Eneva afirmou que não existem terras indígenas homologadas ou em estudo na área de influência do empreendimento. Os chamados estudos de componente indígena são exigidos por lei conforme o tipo de projeto. No caso do Complexo do Azulão, devem ser levados em conta territórios a pelo menos 10 km de distância, conforme a empresa. "As áreas indígenas mais próximas do empreendimento, conforme as informações oficiais divulgadas no site da própria Funai, estão a mais de 30 km de distância", cita a nota. Ao definir os limites dos blocos exploratórios de óleo e gás, a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) fez consultas sobre áreas indígenas, segundo a Eneva. "Só depois de confirmada a inexistência é que os blocos foram licitados pela agência." A competência para a licença é do Ipaam, afirmou a empresa. No caso da termelétrica, um acordo de cooperação técnica entre Ibama e Ipaam delegou competência ao órgão estadual, segundo a Eneva. Indígenas muras, mundurukus e gaviões, de sete aldeias, foram ignorados na execução dos projetos de gás, conforme documento do MPI. São cerca de 190 famílias. Mesmo assim, Eneva e Ipaam agendaram para os últimos dias 2 e 3 audiências públicas relacionadas ao licenciamento da Usina Termelétrica Azulão, um dos empreendimentos do grupo. "O licenciamento do projeto termelétrico tem na realização das audiências públicas passos importantes e imprescindíveis de debate com a sociedade civil", disse a empresa. O MPF (Ministério Público Federal) no Amazonas expediu recomendação de suspensão das audiências. Foi ignorado, e as audiências foram realizadas em Silves e Itapiranga. MPF e Funai pediram a interrupção do processo de licenciamento até que seja realizado o estudo de componente indígena, necessário quando um empreendimento impacta comunidades tradicionais. "O Ibama só vem levando em conta relatórios de GTs [grupos técnicos da Funai para processos de demarcação] já publicados ou áreas já demarcadas. Mas a Constituição Federal não diz isso. Os territórios são indígenas independentemente de demarcação", disse à Folha o procurador da República Fernando Merloto Soave, um dos responsáveis pela recomendação a Eneva e Ipaam. O Censo de 2022 do IBGE (Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística) mostrou a existência de 1.066 indígenas em Silves, cita a recomendação. "A maioria está em aldeias, não na cidade", afirmou Merloto. Os muras da região de Autazes (AM), onde outro empreendimento sem licenciamento pelo Ibama endash;um projeto de exploração de potássioendash; impacta comunidades indígenas, estão no local há 200 anos, disse o procurador. "Se tem impacto em terra indígena, a competência para o licenciamento é do Ibama. Não se deve olhar para o mapa e levar em conta somente o que está demarcado", afirmou o integrante do MPF. O formulário que a Eneva preencheu diz respeito à FCA (Ficha de Caracterização de Atividade). Os empreendimentos são "produção e escoamento de hidrocarbonetos do Campo de Azulão/AM". Estão incluídos gasodutos, oleoduto e pontos de produção, conforme o documento. O processo era sobre uma consulta relacionada à competência para o licenciamento, que já é tocada na esfera estadual. Sobre terras indígenas, unidades de conservação e territórios quilombolas, o Ibama registrou: "Nenhum alvo potencial foi declarado pelo empreendedor para esse tema". Conforme a FCA, os empreendimentos impactam áreas urbanas e áreas de reprodução de tartarugas e aves. "A análise da não sobreposição da área do empreendimento com terras indígenas foi realizada utilizando as bases disponibilizadas pela Funai", afirmou a área de licenciamento do Ibama em 6 de junho. "Com base nos dados e informações apresentados, conclui-se não se tratar de licenciamento ambiental de competência do Ibama." A exploração de gás já é feita pela Eneva, empresa que tem BTG Pactual, Cambuhy Investimentos, Dynamo, Atmos e Partners Alpha em sua estrutura societária. O insumo é levado para uma termelétrica em Roraima que é responsável por 50% da geração de energia elétrica no estado, segundo a empresa. No caso da licença prévia concedida pelo Ipaam para exploração de potássio na Amazônia, a Justiça Federal no Amazonas decidiu pela anulação do ato. A decisão é de 25 de agosto e estabelece que a competência para o licenciamento é do Ibama, em razão do impacto a terras indígenas. A empresa responsável é a Potássio do Brasil, subsidiária do banco canadense Forbes eamp; Manhattan. O empreendimento afirmou que só se manifestará nos autos do processo.

O novo avanço das cotações do petróleo deve colocar mais pressão sobre os preços dos combustíveis no Brasil, com o aumento da defasagem em relação aos valores do mercado internacional, uma vez que a Petrobras não segue mais, desde meados de março, o antigo modelo de Paridade de Preços de Importação (PPI). Depois de bater na quartafeira em US$ 90,60, o maior patamar desde novembro do ano passado, o preço do barril de petróleo tipo Brent (referência para os negócios no Brasil) recuou ligeiramente ontem, para US$ 89,92. Os analistas já projetavam que o barril poderia voltar a ficar na casa dos US$ 90 ainda neste ano, mas não neste momento. A Petrobras reajustou os preços dos combustíveis pela última vez em 15 de agosto, depois de um intervalo de três meses em relação à alta anterior. Mas o reajuste não foi suficiente para zerar toda a defasagem acumulada até então em relação aos preços internacionais. De acordo com a Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom), no caso do diesel (que foi reajustado em 25,5%) essa defasagem endash; que à época era de 30% endash; estava em 10% no início desta semana. Na quarta-feira, porém, com o aumento do petróleo, havia voltado a subir para 14%, o equivalente a uma diferença de R$ 0,62 por litro. Nas contas do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), essa defasagem chegou a 13,1%, ou R$ 0,58 por litro. No caso da gasolina, que é menos dependente de importação, a defasagem calculada pela Abicom segue em um dígito desde o aumento de 16,2% nas refinarias em agosto, ficando em 5% endash; ou R$ 0,17 por litro. Nas contas do CBIE, essa distância é maior: de 11,6%, ou R$ 0,38. Para Pedro Rodrigues, do CBIE, a nova alta do petróleo vai pressionar a Petrobras a realizar novos reajustes, embora a tendência seja de que fiquem represados. Em defesa da nova política de preços, o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, já disse que a empresa tem de se eldquo;libertar do dogma da PPIerdquo;. Com os preços da Petrobras muito abaixo dos internacionais, as margem dos importadores despenca e eles têm dificuldades de operar, o que pode aumentar o risco de problemas de abastecimento endash; o País importa entre 20% e 30% de todo o diesel que consome. Se de um lado a alta dos preços do petróleo é boa para Petrobras, que também exporta a commodity, um eventual reajuste de preços terá impacto direto na inflação, pressionando o Banco Central, que iniciou em agosto o ciclo de cortes da Selic, hoje em 13,25% ao ano.l Dependência País importa até 30% do diesel que consome, e defasagem pode afetar abastecimento A tendência dos preços do petróleo no mercado internacional deve se manter em rota de valorização, segundo os analistas. O movimento de alta nas cotações tem como pano de fundo a manutenção, por mais três meses, até o fim do ano, dos cortes de 1,3 milhão de barris de petróleo diários definidos pela Arábia Saudita e a Rússia endash; movimento que colocou a oferta como o fator determinante para a dinâmica dos preços neste segundo semestre. A demanda global por petróleo avançou este ano, mas, segundo especialistas ouvidos pelo Estadão/Broadcast, teria atingido um teto, parando de pressionar os preços por si só. Essa demanda hoje está em torno dos 100 milhões de barris por dia. DÉFICIT. Para o estrategista da consultoria Seamp;P Global Felipe Perez, dado o protagonismo excessivo da Arábia Saudita no mercado internacional novos cortes de produção ou extensões daquele prazo de três meses são possíveis, o que pressionaria ainda mais os preços. A consultoria global Rystad Energy já prevê déficit no balanço entre oferta e demanda no quarto trimestre, com o mundo consumindo 2,7 milhões de barris por dia a mais do que o ofertado pelos produtores. A consequência são estoques menores e preços mais altos. Para os especialistas, a escalada atual já era esperada neste semestre, mas foi antecipada pelo movimento unilateral encabeçado pela Arábia Saudita. Ainda assim, algumas consultorias resistem em alterar suas projeções. O CBIE, por exemplo, manteve a previsão de US$ 93 para o preço médio deste segundo semestre, com máxima de US$ 95 a ser alcançada no quarto trimestre. Perez observa que a demanda mundial por petróleo está em níveis recordes, mas o aumento veio abaixo do que se esperava, sobretudo em função do avanço tímido da economia chinesa. eldquo;O mercado se balizou numa recuperação de demanda da China, que já veio e agora se estabilizou abaixo das expectativas. Estamos vendo um certo platô nessa demanda global (por petróleo), e agora o que vai fazer a diferença é a ofertaerdquo;, diz o especialista. INFLUÊNCIA. O analista Amance Boutin, da Argus, concorda. eldquo;Quem apostava em US$ 100 por barril (de Brent), acreditava na retomada forte da economia chinesa. A demanda vinha se fortalecendo, mas acabou não se materializando como previsto. O que sobra agora para aumentar preço é aperto na oferta.erdquo; Perez destaca a influência da Arábia Saudita no contexto atual dos preços. eldquo;Hoje, os sauditas produzem 9 milhões de barris por dia, podendo reduzir esse volume rapidamente em 1 milhão ou 2 milhões, ou aumentá-lo em até 3 milhões induzindo o preço.erdquo; Movimentos desse tipo, no caso dos sauditas, estão muito ligados à receita do País endash; 90% dependente de petróleo endash;, enquanto para a Rússia importa mais o jogo geopolítico de pressionar as economias da Europa e Estados Unidos. Por essa razão, diz ele, mais cortes ou prorrogação dos cortes atuais até o primeiro trimestre de 2024 não surpreenderiam. Para o diretor do CBIE Pedro Rodrigues, dificilmente os dois países, que lideram a Opep+, aceitarão os preços do Brent abaixo de US$ 85 no curto prazo. eldquo;É cada vez mais claro que a lógica desses países é buscar aumento da receita via valorização de preços por meio de redução da oferta.erdquo;

O chefe da Gerência de Gestão e Operação do Pix, Carlos Eduardo Brandt, afirmou que houve uma adoção massiva do pix no Brasil. Segundo o executivo, o sistema de pagamentos instantâneo desenvolvido pelo Banco Central ultrapassou em dois anos o número de transações registradas nos cartões de débito. eldquo;O Pix é o meio de pagamentos mais rápido que existe. Ele atingiu mais que o dobro das transações de cartões de débito em apenas dois anos de operações. Acho justo dizer que estamos atingindo nossos objetivos públicoserdquo;, disse o executivo, que foi um dos principais responsáveis pela criação do novo meio de pagamentos. O executivo é um dos painelistas em conferência realizada nos Estados Unidos, que reúne representantes de bancos centrais do mundo para discutir sobre os sistemas de pagamentos e o surgimento das moedas digitais. Brandt acrescentou ainda que o Pix trouxe uma redução de custos para a economia na comparação com a época em que os cartões eram protagonistas enquanto meios de pagamento. Segundo Brandt, a autoridade monetária brasileira também conseguiu contribuir fortemente com o desenvolvimento de novas tecnologias e a inclusão da população que estava fora dos meios digitais de pagamento. O executivo também citou outros trabalhos que estão sendo desenvolvidos, como o Open Finance e o CBDC, a moeda digital do BC local. eldquo;Acreditamos que os bancos centrais podem desempenhar um papel importante trazendo inovação ao mercadoerdquo;, disse.

A publicação de um plano para o desenvolvimento do hidrogênio de baixo carbono nos próximos anos deixa para trás a ideia de que o Brasil não tem uma estratégia para o setor e de que o governo não está empenhado em entregar resultados concretos. Essa é a avaliação do secretário de Transição Energética e Planejamento do Ministério de Minas e Energia (MME), Thiago Barral. Em entrevista ao Estadão/Broadcast, ele defendeu que é necessário ter instrumentos para implementar as metas e para fomentar o mercado em grande escala. As ações e metas para os próximos anos estão previstas no Plano Trienal de Trabalho 2023-2025 do Programa Nacional do Hidrogênio, divulgado no fim de agosto pelo ministério. A minuta do documento foi alvo de críticas do setor privado. Os agentes defendiam que era necessário ter uma estratégia clara. A avaliação também é de que o Brasil precisa acelerar a implementação de um plano estratégico, sob risco de ficar defasado nessa disputa global. Segundo Barral, com a publicação do documento deve haver agora maior engajamento da iniciativa privada. eldquo;Precisamos, por exemplo, do setor privado para mapear onde é que temos de priorizar a entrada do hidrogênio na economia brasileira, em quais segmentos. Precisamos desse engajamento para trazer de maneira mais efetiva as estratégias empresariaiserdquo;, afirmou. eldquo;Sempre podemos aprimorar, mas não dá mais para dizer que o Brasil não tem uma estratégia para o hidrogênio de baixa emissão.erdquo; METAS. O plano traça algumas metas para os próximos anos. Até 2025, o governo espera disseminar plantas-pilotos no País. Essa etapa, segundo Barral, não pode ser deixada de lado, uma vez que é vista como fundamental para o sucesso do plano e para construir uma base para consolidar o Brasil como um dos países mais competitivos na produção de hidrogênio de baixo carbono até 2030. Em um horizonte mais a longo prazo, a intenção é consolidar, até 2035, hubs de produção. eldquo;A visão de longo prazo é de que esse hidrogênio seja um insumo fundamental para o desenvolvimento do mercado doméstico da economia de baixo carbono, mas isso não exclui a possibilidade de exportaçãoerdquo;, disse ele. eldquo;A exportação é uma das oportunidades que surgem a partir do momento que o Brasil tem essa competitividade.erdquo; O governo ainda discute uma proposta legislativa para fomentar o desenvolvimento da produção de hidrogênio de baixo carbono no Brasil. Barral explicou que o envio de um projeto de lei ao Congresso deve levar cerca de dois meses. Para o setor privado, o combustível vai se tornar uma commodity nos próximos 10 anos, o que coloca o Brasil no centro das atenções globais por conta de sua matriz elétrica 85% limpa endash; condição para a produção do novo combustível. Mas levantamento divulgado em junho pela consultoria Aeamp;M Infra mostrou que, dos 359 projetos já anunciados no mundo, apenas um está no País, em Suape (PE).

A Compagas fechou novos contratos de suprimento de gás natural de longo prazo com a Petrobras. Os acordos, estimados em cerca de R$ 6,4 bilhões, valem a partir de 2024 e garantem gás ao mercado paranaense até 2034. Os novos contratos complementam volumes já contratados pela distribuidora e preveem a entrega de cerca de 450 mil m³/dia em 2024; 500 mil m³/dia em 2025; e cerca de 570 mil m³/dia (o equivalente a 2/3 do volume da Compagas) entre 2026 e 2034. A concessionária paranaense é mais uma recorrer a contratos de longo prazo com a Petrobras. Além da Compagas, outras seis distribuidoras estaduais já celebraram contratos até 2034, dentro das novas condições comerciais lançadas pela estatal este ano: Comgás, Copergás, Gás Natural SPS, Necta, Sulgás e SCGás. Nas chamadas públicas mais recentes, a Petrobras tem oferecido às distribuidoras um fator Brent endash; percentual da cotação do petróleo ao qual o preço do gás está indexado endash; de 11,9%. Isso significa um gás mais barato do que a petroleira vinha praticando em seus contratos mais recentes, mas num patamar ligeiramente acima do histórico pré-pandemia. Compagas recorre a novo indexador A Compagas destacou, em nota, que os novos contratos com a Petrobras representam uma redução de cerca de 10% no preço da molécula, a partir de janeiro de 2024, em relação aos contratos atuais. Esse ganho de competitividade é repassado aos consumidores nas revisões tarifárias. Além do preço menor, a Compagas também garantiu uma diversificação de indexadores: cerca de 20% da carteira de suprimento da distribuidora paranaense passará a ser indexada ao Henry Hub, referência do mercado de gás nos Estados Unidos. A parcela restante da carteira de suprimento da companhia segue indexada ao petróleo tipo Brent e ao dólar. eldquo;Mesmo em caráter inovador, essa foi uma oportunidade que vislumbramos de reduzir a volatilidade dos contratos frente às variações impostas pelas condições macroeconômicas e políticaserdquo;, destacou o CEO da Compagas, Rafael Lamastra Jr, em nota à imprensa. Distribuidora continuará buscando novos fornecedores Nos contratos mais recentes, a Petrobras passou a trabalhar com duas opções de entrega: no city-gate (ponto de entrega), como a petroleira faz tradicionalmente; ou no hub endash; modalidade na qual a estatal é responsável pela contratação da entrada no sistema de transporte e o cliente é responsável pela contratação da saída. Ao desvincular a venda da molécula do transporte, o consumidor pode passar a contratar capacidade na malha de gasodutos e, assim, ter mais liberdade para buscar outros supridores. A Compagas optou pela contratação de gás na saída. A ideia, segundo a empresa, é aproveitar oportunidades de compras spot, trazendo maior liquidez na gestão do portfólio de suprimento, em especial no curto prazo. Os novos contratos firmados com a Petrobras estabelecem janelas para novas aquisições a partir de 2025 e a Compagas promete continuar a monitorar o mercado para novas compras de gás. Além de contratos na modalidade firme, a concessionária também busca oportunidades na modalidade interruptível. eldquo;Para nós, é fundamental que exista a cessão da capacidade de transporte para que possamos viabilizar a contratação de novos supridores e ter, de fato, o livre acesso a novos playerserdquo;, aponta Lamastra, em referência à restrição decorrente dos contratos legados alocados pela Petrobras na malha da Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil endash; Bolívia (TBG).

O presidente Lula (PT) e representantes de outras 17 nações pretendem assinar um acordo global de incentivo aos biocombustíveis na 18º edição da cúpula do G20. O evento acontecerá nos dias 9 e 10 de setembro, em Nova Delhi, na Índia. O lançamento da Aliança Global pelos Biocombustíveis deve ocorrer no domingo (10), com a presença do primeiro-ministro indiano, Narendra Modi, e do presidente dos Estados Unidos, Joe Biden. A ideia é destacar a experiência brasileira com a utilização do etanol. Na terça-feira (5/9), durante o programa Conversa com o Presidente, Lula indicou que um acordo com a Índia envolvendo combustível renovável terá destaque nos diálogos do fim de semana. eldquo;Brasil e Índia vão discutir a questão do etanol como combustível alternativo, que é extremamente importante, e nós temos que discutir com os outros países uma luta contra a desigualdadeerdquo;, afirmou Lula. A comitiva brasileira, que reúne governo e empresários do setor de etanol, desembarcará em Nova Dheli com um plano detalhando o potencial do uso de biocombustíveis endash; produzidos através de biomassa endash; como alternativa de substituição aos combustíveis fósseis. Membro da comitiva de empresários, o presidente da Unica, Evandro Gussi, afirma que a cooperação global para fomentar os biocombustíveis tem potencial de impactar cerca de 3 bilhões de pessoas. eldquo;O Brasil domina a tecnologia do etanol do campo à indústria automobilística. E essa tecnologia pode ser compartilhada com outros países, de tal forma a criarmos um cinturão verde de biocombustíveis entre mais de 100 países do chamado Sul Globalerdquo;, diz o executivo. Com o fim do mandato do país asiático, o Brasil assumirá o comando do G20 em dezembro deste ano. E será responsável por organizar a próxima cúpula, que deve ocorrer em novembro de 2024, no Rio de Janeiro. Etanol brasileiro na Índia Em julho, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), foi à Índia com uma comitiva que incluía empresários do setor em busca de novos negócios na área de biocombustíveis. O encontro foi um desdobramento dos acordos de intercâmbio assinados entre Brasil e Índia em 2020, quando o país asiático começou a considerar a viabilidade de aumentar a mistura de etanol na gasolina para 20% (E20) para reduzir sua dependência de petróleo estrangeiro. Em fevereiro de 2023, 15 cidades indianas iniciaram a implementação do E20. Além disso, o país é um aliado dos setores sucroalcooleiro e de carros flex no embate com os veículos elétricos.