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A Galp Energia, de Portugal, espera começar a produzir biodiesel e biocombustível de aviação a partir de resíduos em uma unidade em escala industrial que está construindo em sua refinaria de Sines em 2026, informou a empresa, que é principalmente produtora e refinadora de petróleo, nesta quinta-feira (19). No ano passado, a Galp firmou uma joint venture de 75% a 25% com a japonesa Mitsui para investir 400 milhões de euros na fábrica de óleo vegetal hidrogenado (HVO), que terá uma capacidade de produção de 270 mil toneladas métricas por ano. Ela transformará materiais residuais, como óleos de cozinha usados, em biodiesel renovável e combustível de aviação sustentável (SAF), usando hidrogênio verde produzido por um eletrolisador alimentado por energia eólica ou solar. A Galp informou em comunicado que recebeu na quarta os três reatores para processar biocombustíveis, que permitirão à unidade HVO "produzir SAF e biodiesel em 2026... colocando a Galp na vanguarda do desenvolvimento de soluções de baixo carbono essenciais para a transição energética". A Galp também está investindo 250 milhões de euros em uma unidade de eletrolisador de 100 megawatts (MW) para produzir hidrogênio verde para alimentar a refinaria em Sines. (Reuters)

O governo de Goiás faz planos para se tornar protagonista na produção de biometano no Brasil, um desafio ambicioso para um estado que hoje nem sequer produz esse tipo de combustível limpo, considerado uma alternativa ao diesel. Para alcançar o objetivo, afirma que irá colocar nas ruas 500 ônibus movidos a biometano na região metropolitana da capital a partir de 2026. O projeto é considerado pela gestão de Ronaldo Caiado (União Brasil) como um gatilho que pode destravar o potencial do estado. A ideia é aproveitar o desenvolvimento local do setor sucroenergético, hoje o terceiro maior produtor de etanol do país, para incentivá-lo a investir na geração de biometano. Nesse caso, restos orgânicos da matéria-prima utilizada para o etanol (cana e milho) são processados em um compartimento fechado, emitindo biogás. Purificado em outro processo, se transforma em biometano emdash;e ainda gera biofertilizantes. Para estimular a indústria, o governo deverá garantir a compra, por 20 anos, de 4,8 milhões de metros cúbicos (m³) de biometano por mês, combustível que abasteceria os 500 ônibus. "É um volume razoável, que destrava o mercado", diz Adriano da Rocha Lima, secretário-geral de Governo do Estado de Goiás. Ele afirma que esse contrato de demanda garante segurança para investimentos de longo prazo na produção do biometano. André Rocha, presidente-executivo do Sifaeg, sindicato que representa os produtores de etanol no estado, elogia a medida. Ele diz que o investimento necessário para a instalação de uma unidade para produzir biometano parte de R$ 100 milhões e que o contrato de longo prazo é um fator essencial. Outro, porém, é o preço de venda do biocombustível, que está sendo discutido entre produtores e as empresas concessionárias de transporte público. "O governo garantir a demanda é ótimo, mas não adianta se tiver um preço que não feche a conta", ele afirma, ao lembrar que boa parte da produção de etanol em Goiás está espalhada pelo território, e o custo de logística é importante diante da ausência de gasodutos no estado. O secretário estadual afirma que, com a demanda garantida, a indústria pode ampliar a oferta também para a demanda de veículos de carga pesada, como caminhões, o que poderia justificar o investimento em gasodutos no futuro. "Hoje, o biometano pode ser transportado em caminhão da mesma forma que é feito com o diesel e o etanol", diz Adriano da Rocha, para quem o preço do biocombustível é cerca de 20% mais competitivo que o diesel, um combustível considerado sujo. Essa espécie de efeito em cadeia positivo para o desenvolvimento do biocombustível no estado pode ajudar a romper um problema no país que está ligado tanto à oferta quanto à demanda, avalia Renata Isfer, presidente executiva da Abiogás (Associação Brasileira do Biogás). "O biogás por vezes não avança porque existe um problema de elsquo;ovo ou a galinhaersquo;",afirma. "De um lado, o caminhoneiro não consegue abastecer com GNV [gás natural veicular] ou biometano porque não acha nos postos. Já as redes de revenda e distribuição de combustíveis dizem que não oferecem porque não tem demanda ", diz a executiva. A produção nacional de biometano, hoje liderada pelo Rio de Janeiro, é de cerca de 800 mil m³ por dia. A Abiogás projeta que ela deve se multiplicar por dez até 2023. "O potencial total do biogás teórico, que abrange o uso de todos os resíduos, é de 120 milhões de m³ por dia. Isso significa o dobro do que o Brasil consumiu ano passado de gás natural fóssil", afirma Isfer. Goiás não possui oferta atual de biometano, mas tem plantas em processo de autorização da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) que irão garantir 56 mil m³ por dia (1,68 milhão por mês), nas contas da Abiogás. Nos cálculos do governo, até março de 2026 a oferta mensal projetada pelos projetos em desenvolvimento é de 2 milhões de m3 por mês. No futuro, estima que pode chegar a 2,2 bilhões de m³ anuais de biometano. A consultoria CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura) avalia que o estado tem o potencial para liderar o setor no país, não apenas por meio do setor sucroenergético, mas também pecuário. Os primeiros testes com os ônibus movidos a biometano devem ser feitos no início de 2025, e os 500 veículos devem estar rodando a região metropolitana da capital até o primeiro semestre de 2026. No início, caso a demanda seja superior à oferta do biometano, os fornecedores se comprometerão a fornecer gás natural veicular (GNV), combustível que pode ser usado sem necessidade de adaptação dos veículos. Este é o maior projeto de transporte público com o uso do biocombustível no país, segundo o secretário. No ano passado, Londrina (PR) fez o primeiro teste de uma operação real com um ônibus movido 100% a biometano no transporte urbano de passageiros.

Cosan e Raízen perderam metade de seu valor de mercado em um ano em boa parte devido a seu endividamento. Somente a Raízen, parceria entre Cosan e a Shell, deve fechar o ano com uma dívida financeira encostou em R$ 50 bilhões (R$ 49,7 bilhões) e, para quitá-la, seria preciso ter um caixa quase quatro vezes maior. Levantamento da consultoria Elos Ayta mostra que, em dezembro do ano passado, a Cosan estava avaliada em R$ 36 bilhões e a Raízen, em R$ 41,6 bilhões. Juntas, somavam R$ 77,7 bilhões. Nesta semana, elas valiam R$ 20,5 bilhões e R$ 18,9 bilhões, respectivamente. Ou seja, em um ano, perderam R$ 39,5 bilhões em valor de mercado. A concorrente Ultrapar, controladora da Ipiranga, perdeu R$ 11,4 bilhões emdash;passando de R$ 29,1 bilhões, para R$ 17,7 bilhões no período. A Vibra foi a menos afetada na Bolsa, perdendo R$ 5,2 bilhões. Em 2023, ela valia R$ 25,3 bilhões e agora seus papéis somam R$ 20,1 bilhões. A companhia precisaria ter o dobro do caixa para quitar toda sua dívida, nível considerado aceitável, segundo analistas. Na Raízen, a dívida financeira aumentou R$ 12,7 bilhões neste ano com a emissão de US$ 1 bilhão em green notes, em setembro, para, em boa parte, honrar R$ 5,3 bilhões em compromissos. A percepção do investidor também se explica pela situação patrimonial. De cada R$ 1 em patrimônio, a Raízen possui R$ 2,21 em dívida. Além disso, o que poderia ser um sinal positivo para a empresa emdash;a alta de 22,6% na receita operacional nesse intervalo entre setembro de 2023 e setembro deste anoemdash; acabou eclipsada por um outro problema com o qual a nova diretoria terá de lidar: uma ampliação, em nível quase equivalente, do custo de venda, puxado essencialmente pelo custo de "combustíveis para revendas, matéria-prima, custos de coletas e transferências". A alta de despesas foi de quase R$ 13 bilhões, praticamente o mesmo valor levantado pela empresa via novas captações no mercado. Consultada, a Raízen não quis comentar.

Os contratos futuros de petróleo fecharam em baixa nesta quinta-feira, 19, com a commodity pressionada pelas sinalizações de uma política mais rígida do Federal Reserve (Fed, o banco central norte-americano) em 2025, em um quadro de juros e inflação mais elevados. Um dos resultados é um dólar mais forte, o que pesa nas matérias-primas cotadas na moeda americana, como o caso do petróleo. Além disso, seguem sinais de uma demanda enfraquecida em meio a um ambiente de grande oferta. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para fevereiro fechou em queda de 0,91% (US$ 0,64), a US$ 69,38 o barril, enquanto o Brent para o mesmo mês, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), recuou 0,69% (US$ 0,51), a US$ 72,88 o barril. Analista da Swissquote, Ipek Ozkardeskaya, aponta que a mudança agressiva do Fed amorteceu na quarta-feira uma recuperação precoce dos preços do petróleo. Em sua visão, a postura cautelosa do banco central americano, aliada a uma fraca perspectiva de demanda e ampla oferta, pesaram ainda mais no preços, e sua previsão é de negociações dentro de uma faixa entre US$ 67 e US$ 70 por barril. Um dos maiores fatores pressionando a perspectiva para a demanda é a desaceleração da economia chinesa. Uma mostra disso foi que a Índia se tornou a principal fonte de crescimento no consumo global de petróleo em 2024, ultrapassando a China neste ano, de acordo com o relatório de Perspectivas de Energias no Curto Prazo (Steo, na sigla em inglês) do Departamento de Energia dos Estados Unidos. O relatório apontou que ao longo de 2024 e 2025, a Índia responderá por 25% do crescimento total do consumo de petróleo globalmente. Impulsionado pela crescente demanda por combustíveis para transporte e de uso culinário doméstico, o consumo de combustíveis líquidos na Índia deve aumentar 220 mil barris por dia em 2024 e 330 mil barris por dia em 2025. eldquo;Esse crescimento é o maior de qualquer país em nossa previsão para cada um dos anoserdquo;, observou o relatório. Em relação à China, a expectativa é de um aumento do consumo de 90 mil b/d em 2024 e de 250 mil b/d em 2025. No noticiário, os países do G-7 estão explorando maneiras de endurecer o limite de preço do petróleo russo, mirando na capacidade de Moscou em financiar sua guerra contra a Ucrânia, disseram fontes à Bloomberg. Segundo elas, as opções em consideração variam desde substituir essencialmente o mecanismo com uma proibição total no manuseio do petróleo bruto russo até baixar o limite de preço dos atuais US$ 60 para cerca de US$ 40. As fontes advertiram que as discussões continuam em andamento e ainda não há um consenso sobre um próximo passo. (Estadão Conteúdo)

O projeto que altera a política de conteúdo local no setor de petróleo e gás e que estabelece incentivos fiscais para o setor naval foi aprovado no Senado nesta quinta-feira (19) e segue para sanção presidencial. O texto, aprovado em votação simbólica, foi o substitutivo da Câmara dos Deputados ao Projeto de Lei 3.337/2024, do Poder Executivo: o projeto altera a Lei 9.478, de 1997, com o objetivo de flexibilizar a utilização do excedente do índice mínimo de conteúdo local entre contratos de exploração e produção de petróleo e de gás natural. Caso a norma entre em vigor, as empresas poderão transferir esses créditos entre diferentes contratos e projetos. A política de conteúdo local é usada para ampliar a participação de equipamentos e serviços nacionais na cadeia produtiva de petróleo e gás. O projeto autoriza a transferência desses excedentes de conteúdo local entre contratos de exploração e produção de petróleo e gás, desde que sejam cumpridas as condições estabelecidas. A medida visa otimizar a utilização desses créditos e incentivar a indústria nacional. Se um consórcio petrolífero superar o índice mínimo obrigatório de compra de produtos brasileiros, o excedente percentual poderá ser repassado, em valor monetário, a outra operação que esteja abaixo desse mínimo. Algumas regras precisarão ser observadas pelas empresas: a medida beneficia os contratos de concessão ou partilha de produção; a transferência de excedentes será limitada aos contratos com pelo menos uma empresa consorciada coincidente entre eles; o repasse do excedente será solicitado à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) pelas empresas; a transferência poderá ser total ou parcial, a critério dos solicitantes; não será permitido o aproveitamento de excedentes para fases já encerradas. O projeto ainda amplia o conceito de conteúdo local, com a inclusão de navios-tanque e embarcações de apoio marítimo produzidos no Brasil, e estabelece índices mínimos de conteúdo local para esses equipamentos. A nova legislação mantém e amplia os incentivos fiscais para empresas que investem em conteúdo local. Há também a previsão para que a ANP possa ajustar os índices mínimos de conteúdo local com base em dados concretos sobre a capacidade da indústria. Além disso, será a ANP a responsável por definir as regras para a apuração e o controle dos excedentes de conteúdo local. Os valores monetários correspondentes ao conteúdo local serão atualizados por índices específicos, como o IGP-DI. A lei ressalta ainda que a transferência de créditos não exclui a possibilidade de aplicação de penalidades por descumprimento da política de conteúdo local e estabelece um prazo de 35 anos para os contratos de partilha de produção, bem como define as condições para a prorrogação. Indústria naval O substitutivo da Câmara, entre outros ajustes, incorporou a Medida Provisória 1.255, de 2024, que criou incentivos para a indústria naval e para o setor de petróleo. O texto permite a depreciação acelerada para navios-tanque novos, fabricados em estaleiros nacionais e empregados no transporte de cabotagem de petróleo e seus derivados. A depreciação acelerada é um mecanismo que reduz o Imposto de Renda das Pessoas Jurídicas (IRPJ) e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) que terão de ser recolhidos pelas empresas beneficiadas. Governo e Oposição Em seu relatório de Plenário, o senador Jaques Wagner (PT-BA) argumentou que o projeto é muito relevante para o êxito da política de reindustrialização do Brasil nos setores de petróleo e naval. Ele opinou que a prorrogação dos contratos de partilha assegurará, principalmente à Petrobras, a segurança para investir no melhor aproveitamento dos campos contratados. eldquo;Certamente, o resultado de tal política será a multiplicação de empregos de qualidade e o aumento da renda dos brasileiroserdquo;, justifica. O senador Rogerio Marinho (PL-RN) criticou o projeto, que atribuiu a eldquo;um governo que não conversa entre sierdquo;, e associou a ênfase no conteúdo local a prejuízos do setor de petróleo em governos anteriores. emdash; Vimos o desperdício do recurso público, a perda da competitividade, o aumento da dívida da Petrobras, a diminuição da lucratividade. E em tudo isso, certamente, quem perdeu foi o povo brasileiro. Marinho ainda observou a incompatibilidade do PL 3.337/2024 com a proposta de corte de gastos (PLP 210/2024) que limita a concessão de novos subsídios. Defendendo a proposta, Jaques Wagner destacou a necessidade de aportes de tecnologia no setor petrolífero. Ele explicou que alguns poços do pré-sal já estão eldquo;decadenteserdquo; e é preciso incentivar investimentos na extração. emdash; Por conta disso, a exigência de conteúdo local. Ganhamos duas vezes: eventualmente no aumento da extração de petróleo e gás, e , ao mesmo tempo, na contratação de navios. O senador Carlos Viana (Podemos-MG) classificou o projeto como uma eldquo;boa surpresaerdquo;. Ele protestou contra a eldquo;política incoerenteerdquo; para o setor de gás, que continua sendo desperdiçado nas plataformas. emdash; Temos uma riqueza enorme, que pode gerar para o Brasil um faturamento impressionante, que continua numa visão muito estatizante do passado e que precisa ser modernizada. E o senador Carlos Portinho (PL-RJ) lembrou a importância do estímulo ao setor petrolífero para seu estado, mas pediu reflexão sobre o eldquo;descompassoerdquo; sobre a renúncia fiscal estabelecida pelo projeto e os termos do pacote de corte de gastos.

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Rodolfo Sabia, concluiu nesta quinta (19/12) sua última reunião de diretoria no cargo. Também foi a última reunião o diretor substituto Bruno Caselli, que entrará de férias em janeiro. No discurso de despedida, Saboia emocionou-se. eldquo;A todos que estão aqui, eu quero agradecer a competência, a amizade e o carinho que vocês tiveram com esse velho marinheiro. Muito obrigadoerdquo;, disse o diretor, que também é almirante da Marinha. O diretor também agradeceu aos players do mercado e classificou como eldquo;extraordináriaerdquo; a experiência. eldquo;Tive oportunidade de receber todo tipo de representante: de empresas, associações, CEOs. Eu nunca neguei uma audiência que me foi pedidaerdquo;, afirmou. Indicado pelo colega de Marinha, o ex-ministro de Minas e Energia Bento Albuquerque, a gestão de Saboia frente à ANP foi marcada, nas palavras da diretora Symone Araújo pelo diálogo e eldquo;condução republicanaerdquo; dos processos, mesmo nos que era voto vencido. Exemplo disso foi o projeto do novo modelo de governança da agência , com a desvinculação de unidades técnicas das diretorias. Saboia, que era o relator, foi vencido pelos demais, mas foi elogiado pelos colegas na sessão desta quinta, pela condução do processo. eldquo;Essa menção ao senhor é justa e, sem dúvidas chegamos neste ponto, com este nível de qualidade técnica, graças à forma como isso foi conduzidoerdquo;, disse Bruno Caselli. eldquo;Parabenizo e agradeço a sua condução, sabendo da sua posição, mas uma vez decidido assumiu para si a decisão como sua, fazendo esse assunto marchar na forma e no ritmo necessárioerdquo;, concordou Daniel Maia. eldquo;Eu não tenho dúvidas de que com a sua saída, diretor Saboia, a ANP perde, inegavelmente. Perde um perfil de profissional muito preparado e muito dedicadoerdquo;, disse Fernando Moura. Durante os quatro anos em que Saboia comandou a agência, o setor de petróleo e combustíveis enfrentou grandes desafios, como a crise no abastecimento, a pandemia de Covid-19 e a guerra na Ucrânia. Todos esses eventos tiveram forte impacto sobre o mercado e sobre os agentes regulados. Mais recentemente, em função da crise hídrica, a ANP precisou coordenar os esforços para garantir o suprimentos e combustíveis no Norte do país, sobretudo diesel, gasolina e GLP. O grupo de trabalho, que envolveu diversos ministérios, outras agências reguladoras, órgãos estaduais e empresas conseguiu evitar o desabastecimento em 2023. Com essa experiência, o planejamento para mitigar os efeitos da seca foi antecipado, garantindo uma situação mais confortável para o abastecimento no Norte, sobretudo nas áreas da Bacia Amazônica. Nos últimos anos, a agência também sofreu com cortes orçamentários e forçou decisões, por parte da diretoria, de cortar diversos gastos. Os cortes afetaram Levantamento de Preços de Combustíveis (LPC) e o Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC). O LPC coletava preços em 10.920 postos revendedores de combustíveis automotivos ou de GLP, distribuídos por 459 cidades. A partir de julho de 2024, as coletas semanais passaram para 6.255 (-43%), e a abrangência geográfica será de 358 cidades para combustíveis automotivos, das quais 92 também terão pesquisa para o GLP. Até mesmo a transmissão via redes sociais das reuniões de diretoria foram afetadas por cortes orçamentários. A gestão de Saboia também enfrentou desafios para colocar mais blocos exploratórios em leilão. A ANP não realizou leilões este ano, em razão da necessidade de revisão de regras de conteúdo local, que levou a mudanças nos editais. A agência pretende retomar as licitações em 2025, após incertezas com o conjunto de blocos de blocos que estariam disponíveis. Essa semana, os ministérios de Minas e Energia (MME) e do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA) assinaram cinco manifestações conjuntas para inclusão de 393 blocos na oferta permanente. Esse ano, a própria ANP alterou os requisitos de exclusão de áreas por impactos socioambientais, propondo a exclusão de zonas de proteção adicionais, no entorno das áreas protegidas endash; um buffer, no jargão ambiental. Em seu discurso de agradecimento, porém, Saboia preferiu não tratar dos números das ações desenvolvidas em sua gestão, mas da importância do trabalho desenvolvido pela agência como um todo. eldquo;Eu sou testemunha de quanta coisa importante aconteceu aqui, quantas deliberações importantes para o mercado e para o Brasil foram decididas aqui nessa humilde salaerdquo;, disse o diretor-geral. eldquo;Eu nunca tinha trabalhado em uma instituição fora da Marinha. Eu esperava que a ANP fosse uma instituição, quando se fala da qualidade dos seus quadros, eu esperava uma agência muito boa. Mas ela superou todas as minhas expectativaserdquo;, em termos da qualificação do seu pessoal, do nível de preparo, da experiência, da honestidade de propostaserdquo;, concluiu.