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A Cummins não se define mais como uma fabricante de motores e equipamentos para veículos a diesel. No texto de apresentação, a empresa é descrita como "líder global em energia", destacando investimentos em biocombustíveis e hidrogênio. O reconhecimento no mercado nacional, contudo, foi construído ao longo de cinco décadas sobre os pilares do combustível de origem fóssil. Adriano Rishi, presidente da Cummins Brasil e líder da unidade de motores na América Latina, fala das estratégias da empresa e do futuro do setor em meio à transição energética. Leia a entrevista abaixo. A Cummins é conhecida pelos seus motores a diesel. Agora, a empresa apresenta um portfólio com foco em biocombustíveis e hidrogênio. Como está ocorrendo essa transição? Há pouco mais de uma década, temos investido fortemente na jornada de descarbonização. Dentro dessa jornada, está muito claro para nós que não existe uma bala de prata, não há uma solução única. É algo global? Sim. Desenvolvemos agora uma plataforma chamada Helm, que significa High Efficiency, Low Emissions [alta eficiência com baixo nível de emissões]. São motores capazes de atuar com múltiplos tipos de combustíveis. Hoje, se eu parto do diesel para operar com gás, tenho que fazer uma série de transformações no motor, enquanto o novo é preconcebido para isso. São módulos, então funciona como um Lego, que vai sendo composto. Dessa forma, um mesmo motor poderia rodar no ciclo diesel, mas, mudando um cabeçote e um componente da injeção eletrônica, por exemplo, seria possível trabalhar com um biocombustível, como o etanol? É isso, e sem comprometer a eficiência, o que é um ponto extremamente importante. De maneira simples: dividimos o motor em dois segmentos, e a parte de baixo independe do tipo de combustível, é o recipiente que faz a transmissão da força. É a parte de cima que tem que lidar com os diferentes combustíveis. Mas não dá para ser como um pato, que voa, nada e anda, mas não faz nada direito. É preciso fazer motores de alta eficiência, com baixíssimos níveis de emissões. E com a possibilidade de consumir etanol. O etanol é uma particularidade do Brasil. Não temos temperaturas extremamente baixas, por isso é uma opção viável, ainda mais com a infraestrutura disponível. Temos também uma plataforma múltipla. É possível gerar biometano a partir dos aterros sanitários, usando o gás como exemplo. Essa circularidade terá um impacto positivo na redução de emissões. O Brasil teve várias experiências com caminhões movidos a etanol, mas o segmento de veículos pesados abandonou a ideia por questões diversas, como a baixa autonomia. A Cummins considera que, agora, esse biocombustível será viável no setor de transporte de cargas? Para veículos pesados, não. O diesel ainda é a maneira mais eficiente de se transportar cargas comerciais. Mas temos que considerar alguns nichos. Perto de usinas de cana, por exemplo, o caminhão a etanol faz sentido. No caso dos veículos comerciais leves, ao se considerar as emissões de CO2 no ciclo completo em comparação aos modelos a bateria, o etanol também faz sentido. A chinesa GWM tem trabalhado para a adoção do hidrogênio no transporte de cargas, e já apresentou propostas em São Paulo. O senhor acredita que haverá aceleração desse mercado? Acredito que não. Ainda não chegamos em um equilíbrio do custo de tecnologia que faça sentido econômico na operação do setor automotivo. Mas acredito, sim, que devemos seguir investindo. Não temos dúvidas de que esse é o destino final, mas tem alguns destinos intermediários que precisamos percorrer. Há discussões sobre os combustíveis que poderiam substituir o diesel nos caminhões. Um deles é o HVO [sigla em inglês para óleo vegetal hidrotratado], que parece menos problemático que o biodiesel. É possível produzi-lo em larga escala? O HVO, ou diesel verde, é uma excelente alternativa técnica ao diesel fóssil, devido à semelhança de suas moléculas e ao fato de ser uma opção mais sustentável. No entanto, no Brasil, para que seu uso seja economicamente viável, será necessário apoio governamental, como aconteceu com o biodiesel. Inicialmente, o biodiesel era mais caro que o diesel fóssil, mas com políticas de incentivo, ganho de escala e maior competitividade, seu custo foi reduzido ao longo do tempo. Em termos de emissões de poluentes, o HVO é mais vantajoso em comparação ao biodiesel e ao diesel convencional? Seria [mais vantajoso] principalmente do ponto de vista de material particulado. O Programa Nacional de Diesel Verde, regulamentado pela ANP, estabelece uma participação mínima obrigatória de até 3% de HVO no diesel vendido ao consumidor final. Esse limite pode ser superado de forma voluntária, desde que seja comunicado à ANP. A ideia é fomentar a produção e comercialização desse combustível no Brasil, mas ainda estamos em um estágio inicial de implementação. Ainda é difícil estimar o preço do HVO no Brasil, já que não há produção local significativa. Embora o mercado internacional ofereça uma referência, com o HVO custando de 30% a 40% a mais que o diesel fóssil em mercados como a Europa e os EUA, os desafios locais, como também a falta de infraestrutura e cadeia produtiva, tornam qualquer estimativa incerta.

O preço da gasolina vai subir R$ 0,10 por litro nas bombas neste sábado (1) com o aumento do ICMS. A alta joga ainda mais pressão sobre a popularidade do governo, já prejudicada pelo impacto da inflação dos alimentos no bolso do consumidor. A mudança no imposto estadual também elevará o preço do diesel, hoje no centro das atenções do governo pela expectativa de um reajuste de preços nas refinarias da Petrobras. A alíquota do ICMS para esse combustível sobre R$ 0,06 por litro neste sábado. A alta ocorre em todo o país: desde 2022, o ICMS sobre os combustíveis é calculado em reais por litro com uma alíquota única nacional revista anualmente. Na média nacional, representará um aumento de 1,3%, com o preço passando de R$ 6,19 para R$ 6,29 por litro. A alta terá impacto de 0,08 ponto percentual no IPCA de fevereiro, diz André Braz, economista da FGV. Dificulta ainda mais o trabalho do Banco Central para segurar a inflação dentro da meta. Nesta segunda (27) economistas ouvidos pelo boletim Focus elevaram para 5,5% a previsão para o IPCA em 2025. Braz lembra que a inflação de fevereiro já está pressionada pela recomposição da tarifa de energia elétrica, beneficiada em janeiro com desconto da tarifa de Itaipu, e com a alta do material escolar, que impacta o indicador neste mês. O professor de economia do Ibmec-RJ Gilberto Braga lembra ainda o aumento da gasolina é percebido principalmente pela classe média que usa com regularidade e abastece o seus veículos com o combustível. "Há um efeito secundário, que é a contribuição para piorar a avaliação do Governo na faixa social em que tem a maior reprovação", afirma ele. No caso do diesel, o efeito no IPCA é diluído. A alta do ICMS elevará o preço médio nacional em 1%, para R$ 6,23 por litro. O produto já vem em alta nas bombas há semanas, como reflexo do aumento de custo das importações e do biodiesel. Nesta semana, segundo a coluna Painel S.A., a Petrobras sinalizou em reunião com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) a necessidade de reajustar o preço do diesel em suas refinarias, estável desde um corte promovido no fim de 2023. A companhia, que ainda não confirmou oficialmente o reajuste, vem trabalhando há semanas com preços bem abaixo das cotações internacionais. Mas espera, por outro lado, que a queda do dólar e do petróleo no mercado internacional reduzam a necessidade de aumento. Na abertura do mercado desta quarta-feira (29), o diesel vendido nas refinarias da Petrobras estava R$ 0,55 por litro abaixo da paridade de importação medida pela Abicom. A defasagem chegou a se aproximar de R$ 1 em meados de janeiro. A nova política de preços da Petrobras não segue exclusivamente as cotações internacionais, mas o mercado vê um aumento de importações de diesel pela empresa, o que poderia justificar reajustes para evitar prejuízos na venda do produto importado. Amance Boutin, analista da Argus, diz que a estatal pode estar compensando parada para manutenção na Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, que é grande produtora de diesel. "Ela não tem acesso ao diesel russo, então está comprando produto mais caro", afirma.

A Shell dominou o mercado global de créditos de carbono de US$ 1,4 bilhão (R$ 8,2 bilhões) no ano passado, enquanto as empresas de petróleo e gás reduziram seus gastos com energia limpa e dependeram mais fortemente de compensações para atingir suas metas climáticas do que qualquer outro setor. Um crédito de carbono equivale a uma tonelada de COe#8322; ou outros gases de efeito estufa reduzidos, removidos ou economizados, e são usados como uma maneira mais barata de avançar em direção às promessas climáticas feitas aos investidores. As grandes petrolíferas listadas no Reino Unido, Shell e BP, reduziram seus gastos com energia limpa no ano passado. A Shell também enfraqueceu suas metas climáticas. O mercado voluntário de carbono funciona paralelamente a sistemas de negociação maiores e mais caros administrados por governos, incluindo o Sistema de Comércio de Emissões da UE (União Europeia), sob o qual os poluidores negociam permissões que lhes dão o direito de emitir. A Shell usa créditos para ajudar a manter algumas de suas promessas climáticas, incluindo uma meta de reduzir as emissões por unidade de energia vendida em 15% a 20% até o final da década em comparação com 2016. Para serem usados como compensações, os créditos devem primeiro ser "aposentados", o que significa que não podem ser negociados novamente, de modo que a economia só pode ser contada uma vez. A MSCI Carbon Markets, cujos dados preliminares do ano passado cobrem as principais plataformas que emitem créditos de carbono, disse que a Shell removeu 14,9 milhões de créditos do comércio global em 2024, mais do que o dobro do produtor de energia italiano Eni, o segundo maior usuário. Dados separados mostram que a Shell "aposentou" quase três vezes mais créditos do que o próximo usuário mais proeminente, a Microsoft, no ano passado, disse a Allied Offsets ao Financial Times. Seu banco de dados cobre 99% do mercado. "Aposentamos créditos para compensar emissões, incluindo aquelas associadas à energia que nossos clientes usam em transporte, residências, produção de bens e prestação de serviços", disse a Shell. A empresa acrescentou que "a descarbonização deve começar com evitar e reduzir emissões", mas que os créditos de carbono poderiam "compensar" emissões onde não fosse possível trocar tecnologias por alternativas de emissão zero rapidamente. Os mercados voluntários de carbono fora da jurisdição dos governos foram abalados por acusações de fraude, dupla contagem, abuso de comunidades indígenas e metodologias falhas. Desde então, grupos de energia pausaram algumas de suas compras de novos créditos apoiados por projetos verdes, como plantio de árvores ou armazenamento de COe#8322; no subsolo, disse Dirk Forrister, diretor executivo da Associação Internacional de Comércio de Emissões, um grupo de lobby com sede na Suíça. Mas eles têm usado seu estoque antigo de créditos e os contabilizado para metas climáticas. Em contraste, grupos de tecnologia como a Microsoft continuaram a fechar novos acordos para compensar suas emissões impulsionadas por IA nos próximos anos. "A tecnologia pode ter subido um pouco, petróleo e gás recuaram um pouco", disse Forrister. Grupos europeus de petróleo emdash;Shell, BP, TotalEnergies, Eni e Equinoremdash; ainda estão comprometidos com emissões líquidas zero até 2050, sugerindo que devem investir em créditos se quiserem evitar reformular todo o seu modelo de negócios. O setor de combustíveis fósseis, no geral, foi responsável por mais de 4 em cada 10 créditos usados no ano passado, três vezes mais do que qualquer outro setor, e uma proporção ligeiramente maior do que em 2023, mostraram também os dados da MSCI. A Shell aposentou mais créditos cumulativamente do que qualquer outra empresa, disse a Allied Offsets, com a grande maioria desses vinculados a projetos que evitam emissões hipotéticas, como quando uma floresta é protegida de ser derrubada. Uma pessoa próxima à Shell disse que seu portfólio de créditos estava vinculado a "uma ampla gama de projetos diversos em todo o mundo". (Financial Times)

A produção de etanol de milho tem sido importante para manter o crescimento do setor no Centro-Sul do Brasil, mesmo diante da queda na moagem de cana-de-açúcar. Segundo a União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia (Unica), a fabricação do biocombustível a partir do milho cresceu 30%, enquanto o etanol produzido com cana registrou queda de 1,8%. Até a primeira quinzena de janeiro, 19,5% do etanol fabricado no país teve o milho como base, e a previsão é que essa participação suba para 23% a 24% até o fim da safra, em março. No mesmo período, a moagem de cana caiu 4,85%, totalizando 613,998 milhões de toneladas. Sem competição Para Luciano Rodrigues, diretor de inteligência setorial da Unica, a expansão do etanol de milho complementa a produção de cana, permitindo a fabricação ao longo de todo o ano e aproveitando subprodutos, como o DDG (grãos secos de destilaria), usado na ração animal. Já o presidente da Unica, Evandro Gussi, destacou que os dois tipos de etanol podem crescer sem competir entre si ou com a produção de açúcar. eldquo;O Brasil não vive no mundo do elsquo;ouersquo;, mas sim do elsquo;eersquo;. O etanol de milho avança sem substituir o de cana, mantendo equilíbrio no setorerdquo;, afirmou. Mercado global A liderança do Brasil no setor de biocombustíveis também se fortalece diante da crescente demanda pelo SAF (Sustainable Aviation Fuel), o combustível sustentável de aviação. eldquo;Se toda a demanda projetada de SAF fosse suprida com etanol, seriam necessários quase 1 trilhão de litros. Mesmo com estimativas mais conservadoras de 200 a 300 bilhões de litros, a produção mundial precisaria triplicar. O Brasil é o país mais bem posicionado para liderar essa transiçãoerdquo;, afirmou Gussi. A Unica também prevê ganhos futuros de eficiência e produtividade tanto no etanol de cana quanto no de milho, garantindo uma matriz energética mais sustentável e competitiva para os consumidores. (Estadão Conteúdo)

Preocupados com o possível aumento no preço do diesel, as principais lideranças dos caminhoneiros marcaram uma reunião para o próximo dia 8, no Porto de Santos, informa o presidente da Associação Brasileira de Condutores de Veículos Automotores (Abrava), Wallace Landim, o eldquo;Chorãoerdquo;. eldquo;A gente busca que o atual governo faça alguma coisa pelo segmento do transporte. A gente vê a questão da defasagem do diesel e a volta do ICMS. Quem vai sofrer com isso de verdade é o transportador de carga e a populaçãoerdquo;, disse ele ao Broadcast, sistema de notícias em tempo real do Grupo Estado. A partir do dia 1º de fevereiro, o ICMS do diesel será acrescido em R$ 0,06, elevando a alíquota para R$ 1,12 por litro. No caso da gasolina, o aumento será de R$ 0,10 o litro, com a alíquota subindo para R$ 1,47 o litro. A defasagem do preço do diesel produzido pela Petrobras em relação ao mercado internacional vem caindo dia a dia, mas continua no patamar de dois dígitos, o que pode levar a estatal a aumentar o combustível em algum momento este ano. O último reajuste do produto foi em dezembro de 2023. Na terça-feira (28/1), o preço do diesel nas refinarias da estatal fechou 16% abaixo do praticado no mercado internacional, contra os 28% de diferença registrados na semana passada. (Estadão Conteúdo)

Os contratos futuros de petróleo fecharam em queda nesta quarta-feira, 29, com o mercado digerindo o potencial impacto de tarifas do presidente norte-americano, Donald Trump, no crescimento econômico e a alta dos estoques de petróleo bruto nos EUA. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para março fechou em queda de 1,55% (US$ 1,15), a US$ 72,62 o barril, enquanto o Brent para abril, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), recuou 1,15% (US$ 0,88), a US$ 75,61 o barril. Os estoques de petróleo nos Estados Unidos tiveram alta de 3,463 milhão de barris na semana passada, o primeiro avanço em 10 semanas, informou o Departamento de Energia (DoE, na sigla em inglês) do país. No radar, investidores avaliam o possível impacto sobre o crescimento global e a demanda pela commodity com as ameaças tarifárias dos EUA sobre as importações canadenses e mexicanas, previstas para 1º de fevereiro. eldquo;Os preços do petróleo continuam dançando ao ritmo da orquestra das tarifas de Donald Trumperdquo;, dizem os analistas do Saxo Bank. Assim, sinais de maior oferta de petróleo foram compensados por um tom de risco mais amplo nos mercados, segundo especialistas da ANZ Research. O foco agora, acrescenta a ANZ, está na política de fornecimento da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), com a Opep+ se reunindo na próxima semana para revisar as restrições de fornecimento. *Com informações da Dow Jones Newswires (Reuters)