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Nos últimos dois anos, a Petrobras disse ter neutralizado as emissões de carbono provenientes da energia elétrica que adquiriu. A conquista teria sido possível pela compra de certificados que atestam que 100% da eletricidade usada em suas operações industriais e administrativas foi gerada a partir de fontes renováveis. Mas, apesar das divulgações, a estatal se abastece praticamente só de combustíveis fósseis. A fatia que a petroleira diz ter neutralizado representa apenas 2% da energia consumida. O restante continua sendo gerado a partir do gás natural e petróleo. De acordo com o último relatório de sustentabilidade da Petrobras, de 2023, 98% do consumo de energia da estatal veio de combustíveis oriundos de fontes não renováveis. A própria companhia explica, em nota de rodapé, que a eletricidade limpa tem peso marginal em suas operações. "De forma conservadora, consideramos que o consumo total de energia reportado é de origem fóssil, uma vez que um possível consumo de energia proveniente de fonte renovável tem baixa representatividade no total", diz. O autoabastecimento é o que prevalece nas operações. As plataformas de petróleo, por exemplo, possuem usinas térmicas próprias, que usam o gás natural extraído dos poços para alimentar turbinas acopladas a um gerador de eletricidade. O consumo nessas operações é alto. Plataformas como as do pré-sal chegam a ter uma demanda de 100 MW (megawatt), comparável ao consumo de uma cidade grande. Procurada, a Petrobras não comentou sobre o uso predominante de fósseis. Mesmo os 2% de energia que a estatal diz adquirir de fontes renováveis são motivo de debate. Isso porque os certificados não garantem que a energia efetivamente usada pela empresa veio de uma matriz limpa. Como o sistema de transmissão nacional é interligado, a eletricidade que a Petrobras recebe vem do mesmo mix que abastece todos os brasileiros, o que inclui usinas térmicas e fontes poluentes. Conhecidos pela sigla em inglês REC, os certificados de energia renovável são aceitos internacionalmente como uma forma válida de compensar as emissões de gases provenientes do consumo de energia. Grandes empresas costumam seguir essa estratégia para se apresentar como negócios verdes. Recentemente, gigantes como Amazon e Meta se viram confrontadas sobre esse tema quando afirmaram ter atingido suas metas ambientais por meio dos certificados. Na prática, um REC é emitido por companhias que geram energia a partir de fontes como solar, hidrelétrica, eólica ou biomassa. Cada certificado equivale a um megawatt-hora de eletricidade injetado na rede. No Brasil, grupos como AES, Eletrobras e Cemig são exemplos de fornecedores de RECs. Do outro lado do balcão, consumidores e empresas podem adquirir esses certificados e "aposentá-los", ou seja, não negociá-los mais. Com isso, eles reivindicam a propriedade daquela energia limpa e, no mundo contratual, podem dizer que compram apenas de fontes renováveis emdash;como faz a Petrobras. No mundo físico, contudo, é impossível carimbar a origem do elétron. Ou seja, a eletricidade de fato usada por uma companhia que compra RECs não é mais limpa (ou mais suja) que a usada pela empresa que fica ao lado e não adquire nenhum certificado. Embora os RECs sejam aceitos pelos principais órgãos de vigilância e regulação, especialistas criticam a forma como empresas fazem uso deles para anunciar atributos sustentáveis, e contestam a própria eficácia desse mercado na jornada de descarbonização do planeta. Em nota, a Petrobras reforçou que os certificados garantem que 100% da energia elétrica comprada para utilização nas operações industriais e administrativas é fisicamente proveniente de fontes renováveis. "A energia elétrica no Brasil é distribuída pelo Sistema Interligado Nacional (SIN), que conecta todos os consumidores. Os certificados comprovam que a energia gerada e injetada no sistema provém de fonte renovável", disse a estatal. Segundo a companhia, o rastreamento da energia consumida é possível porque a empresa geradora segue os padrões do sistema de REC internacional, o que garante a origem da fonte. "Não se trata de compensação por sua emissão e não deve ser confundido com esse conceito. Trata-se, de fato, do consumo de energia elétrica de origem renovável", acrescentou. No entanto, as próprias entidades que criaram os RECs no Brasil dizem não ser possível atestar que a eletricidade que chega a um consumidor é limpa. Charles Lenzi, presidente da Abragel (Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa), explica que, para garantir a origem da energia consumida por uma empresa, seria necessário um sistema totalmente isolado. "A gente não pode atestar, hoje em dia, que o elétron que chega é renovável, por conta da rede de transmissão. O que a gente atesta é que a energia comprada é renovável. O contrato de compra [de energia] é renovável", explica. "Isso é uma característica do sistema interligado. Não tem como filtrar o elétron. O elétron vai percorrer a rede pelo menor caminho e vai atender uma determinada demanda", acrescenta. A Abragel, junto com a Abeeólica (Associação Brasileira de Energia Eólica), foram responsáveis por criar o mercado de RECs no Brasil, no início dos anos 2010. MERCADO DE RECS VIVE BOOM NO BRASIL E NO MUNDO Segundo Lenzi, o Brasil é hoje o segundo país que mais emite RECs, atrás apenas da China. Em 2023, foram 37 milhões de certificados transacionados, volume quase 75% maior que os 21,8 milhões de 2022. Mas o crescimento desse mercado não é só no Brasil. No ano passado, o mundo negociou 283 milhões de RECs, 42% a mais que no período anterior. Apesar disso, as emissões de carbono vinculadas à energia seguem batendo recorde. Junto à explosão dos certificados vieram as críticas. Um estudo publicado em 2022 na revista Nature Climate Change mostrou que os RECs podem não ser tão benéficos para o planeta quanto se espera. O trabalhou analisou 115 empresas que, combinadas, relataram redução de mais de 30% nas emissões provenientes da compra de energia elétrica entre 2015 e 2019. A conclusão foi que esse número estava exagerado e que, sem os RECs, as empresas cortaram suas emissões em apenas 9,9%. "Nosso estudo mostra que a prática corporativa voluntária de usar RECs, que provavelmente não impulsionarão a produção adicional de energia renovável, lança sérias dúvidas sobre a veracidade das trajetórias de emissões corporativas", diz o estudo. O trabalho motivou uma publicação do SBTI (Science Based Targets Initiative), órgão que verifica metas climáticas corporativas e estabelece critérios para planos de emissões. Em seu site, a organização disse considerar válidas as práticas de redução de gases de efeito estufa "baseadas em mercado" emdash;como é o caso dos RECs. "No entanto, também compartilhamos a crescente preocupação sobre empresas que usam instrumentos de baixo impacto para reduzir as emissões de escopo 2 [associadas ao consumo de energia] em seus registros sem promover mudanças no mundo real", afirmou. Apesar das críticas de alguns especialistas, Lenzi da Abragel não vê como fragilidade o fato de ser impossível garantir que o elétron que chega a uma empresa é renovável. Para ele, a expansão dos RECs dá um direcionamento sobre qual caminho o setor energético deve seguir. "Na medida em que a empresa define seu perfil de compras e estabelece o critério de só comprar energia de quem garante que ela vem de uma fonte renovável, ela está diretamente emdash;não é nem indiretamenteemdash; estabelecendo um determinado critério para o planejamento do sistema, de que a gente tem que expandir a nossa matriz de uma forma predominantemente limpa e renovável", afirma. Rodrigo Sauaia, presidente-executivo da Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), também diz que a impossibilidade de rastreamento não faz do modelo de RECs "algo fake". Segundo ele, do ponto de vista contratual é possível dizer que uma empresa está suprida por determinada fonte de energia. O sistema elétrico nacional, diz, usa o entendimento contratual em suas dinâmicas, seja na parte financeira (para quem o fornecimento de energia é pago) ou regulatória. "Contratualmente, portanto, a empresa está de fato suprida por aquela fonte de energia", diz. "As usinas são construídas a partir desses contratos. Os financiamentos são concedidos a partir desses contratos. Então tem muita solidez no processo. Não é fumaça, não é uma coisa ao vento", acrescenta. Sauaia ressalta que a Absolar não tem envolvimento com o mercado de certificados de energia renovável. Sobre as críticas de quem considera o mundo físico (do elétron que de fato chega à empresa) e não o contratual (de quem a empresa adquire), ele enxerga uma questão semântica. "Quem critica pode estar usando as palavras corretas para que a crítica não seja falsa. Mas a ideia por trás desse processo, a validação de estar lastreado por contratos de energia renovável, é algo contratual", afirma.

O decreto que o governo federal prevê editar nesta segunda-feira, 26, que altera o setor de gás natural no País, para tentar reduzir o preço do produto, pegou o setor de petróleo de surpresa. Fontes ligadas ao segmento, em conversas reservadas com o Estadão, já falam em quebra de contrato, risco de judicialização, além de entenderem que as medidas serão inócuas, com pouco efeito sobre os preços no curto e médio prazos. Os grandes consumidores de gás, como as indústrias química e de vidro, por outro lado, entendem que o decreto é benéfico para a economia e apoiam as medidas encabeçadas pelo Ministério de Minas e Energia (MME). Procurado, o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) afirmou que só irá se manifestar após a publicação do texto. Mas o entendimento entre executivos e especialistas do setor de petróleo que pediram para não ser identificados pela reportagem do Estadão é de que o MME está cometendo vários erros, tanto jurídicos quanto econômicos. O ministério por sua vez, não respondeu aos questionamentos da reportagem. De maneira geral, o setor de petróleo entende que o governo federal está fazendo uma intervenção no segmento de óleo e gás, quebrando contratos já firmados e jogando por terra planos de negócios e de exploração e produção das petrolíferas. Além disso, dizem que o decreto é uma afronta a Lei do Gás, aprovada pelo Congresso, e que somente uma nova lei teria força para fazer esse tipo de mudança. A consequência mais imediata, dizem, será a paralisia nos investimentos e a busca por saídas jurídicas para amenizar as perdas. A expectativa é de que o decreto seja assinado na manhã deste segunda-feira, após reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que contará com a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva e também do ministro da Fazenda, Fernando Haddad. Setor põe em xeque queda dos preços Para o professor do Instituto de Energia da PUC-Rio Edmar Almeida, o decreto, além de intervencionista, não terá o efeito esperado pelo governo, de redução de preços. eldquo;A minha impressão é que o decreto ficou muito amplo, abrangente, com viés muito intervencionista, e acho que vai trazer muita incerteza e insegurança jurídica, porque afronta os princípios da Lei do Gás. Qualquer resultado sobre os preços só pode acontecer no muito longo prazoerdquo;, afirmou. Entre as petrolíferas, ninguém aposta em queda imediata dos preços, como acreditam os consumidores de gás e o MME. Uma das principais medidas do decreto é a diminuição da reinjeção de gás nos poços de petróleo - o que é feito pelas petrolíferas para acelerar a extração do óleo. Na visão da pasta, isso iria obrigar as empresas a venderem mais gás, o que aumentaria a sua oferta. eldquo;Isso é muito estanho, porque o plano de desenvolvimento de cada poço é aprovado pela ANP, para só então ser colocado em prática pelas empresas, que fazem investimentos elevados. O decreto diz que a ANP poderá mudar de ideia e forçar uma redução da reinjeção. O custo será altíssimo, porque cada plataforma é feita sob medida e pode custar até US$ 5 bilhões (cerca de R$ 27,5 bilhões)erdquo;, afirmou Almeida. Além de ter um custo elevado, as empresas alegam que isso poderá levar cerca de três anos, a depender da disponibilidade das grandes estaleiros. Outros elos da cadeia também precisarão ser adaptados, como as unidades de processamento de gás natural (UPGN), o que também levaria tempo. Planejamento de todo o setor de gás De acordo com minuta do decreto ao qual o Estadão teve acesso, e que ainda poderá sofrer modificações, será criado o Comitê de Monitoramento do Setor de Gás Natural, com a finalidade de eldquo;Assessoramento, articulação, monitoramento de políticas públicas, formulação de propostas e deliberações para o setor de gás naturalerdquo;. Esse papel de eldquo;monitoramento e deliberaçãoerdquo; do Comitê foi visto como forma de rebaixar o papel da ANP, já que será criada uma outra instância, acima dela, para atuar no setor. Também será criado um Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano (PNIIGNB), sob responsabilidade da Empresa de Planejamento Energético (EPE). As duas medidas são vistas como uma intervenção direta do governo no setor de gás. eldquo;O que foi proposto é que o governo vai definir toda a cadeia e infraestrutura de gás. Isso não é viável. Deveria ser apenas indicativo. As empresas não vão gastar dinheiro para realizar estudos geológicos para depois ter que vencer licitações em leilão e outro concorrente pegar o projeto deleerdquo;, disse Almeida. Uma outra medida questionada é a possibilidade de a ANP estabelecer um preço teto de remuneração pelo uso dos gasodutos de escoamento. Eles passarão a ser classificados como eldquo;infraestrutura essencialerdquo;, sob regulação da agência. Visão dos consumidores Para o presidente executivo da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), André Passos Cordeiro, contudo, o decreto é a melhor norma regulatória para o setor de gás natural eldquo;em décadaserdquo;. eldquo;Vai completamente na direção certa. É o melhor decreto em décadas para o mercado de gás no Brasil, ao colocar a necessidade de revisar a reinjeção de gás natural, ao estabelecer que tem que fazer a precificação adequada das infraestrutura de escoamento, processamento e transporte de gás natural. Para a indústria química, vai destravar investimentoserdquo;, afirmou. Ele explica que, para a indústria química, o gás é matéria prima fundamental. E vários outros setores da economia, como aço, vidro, alumínio, dependem de gás barato no País para serem competitivos, mas não conseguem. eldquo;Há um ruído de que seria intervenção do Estado brasileiro. Não tem nada disso, todas as etapas são reguladas. Deixar desregulado é que era o problema. Para mim, que trabalho com gás há quase duas décadas, é o melhor instrumento regulatório desde a descoberta do pré-sal. Cabe agora implementaçãoerdquo;, afirmou. Como funciona a extração? A produção de petróleo é sempre acompanhada de produção de gás em alto-mar. Cada campo tem a sua realidade, mas, de modo geral, parte do gás é reinjetado no poço, para aumentar a sua pressão, o que aumenta a produção de petróleo. O elo de produção se divide em várias etapas: no Brasil, a maior parte acontece em alto-mar com a extração do petróleo e do gás. Esse gás, posteriormente, é escoado até a costa, por meio de gasodutos. Em terra, ele passa por uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), para depois ser transportado até os chamados citygates, que vão mudar a pressão do gás. Só depois haverá a distribuição até os consumidores. Uma das queixas dos consumidores de gás é de que o produto é de interesse nacional, e as petrolíferas acabam privilegiando a extração de petróleo, que é mais lucrativo. Com a escassez de gás, o preço do produto sobe, o que torna o segmento mais interessante para o negócio das companhias: eldquo;vende-se metade do gás possível pelo dobro do preçoerdquo;, queixou-se um representante dos consumidores. Já as petrolíferas entendem que a reinjeção de gás cumpre normas ambientais e seguem os planos de exploração e produção que já foram aprovados pela ANP. Uma alteração por decreto representaria quebra de contrato.

A queda do dólar e o preço do petróleo abaixo dos US$ 80 o barril mantiveram esta semana o preço da gasolina nas refinarias da Petrobras acima do preço internacional, o que havia ocorrido apenas no início de janeiro deste ano. A alta abre espaço para a estatal reduzir o preço do combustível no mercado interno, além de abrir oportunidades para os importadores. eldquo;São cinco dias de janelas abertas para a importação de gasolinaerdquo;, informou a Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom) nesta sexta-feira, 23. Segundo a entidade, tanto nos polos atendidos pela Petrobras (Itaqui, Suape, Paulínia, Araucária e Itacoatiara), quanto se incluída a Refinaria de Mataripe, na Bahia, de capital privado, o preço da gasolina nas refinarias do Brasil estava ontem 2% acima do praticado no Golfo do México, usado como parâmetro pelos importadores. O preço interno dos derivados vem sendo contido pela alta volatilidade do preço do petróleo e dos derivados no mercado internacional. Por causa de previsões menos otimistas para a demanda pela commodity, o preço do Brent registra queda de cerca de 3% no mês, e resiste a avançar além dos US$ 80 o barril. De acordo com cálculos da Abicom, para atingir a paridade com o mercado internacional poderia haver uma redução de R$ 0,04 por litro na gasolina. O mais recente ajuste feito pela Petrobras no combustível foi em 9 de julho, uma queda de R$ 0,20 por litro. Já a Acelen, que controla a Refinaria de Mataripe, com 14% do mercado de refino, pratica reajustes semanais. Na quinta-feira, 22, a empresa anunciou queda de 5,1% para a gasolina e de 2,7% para o diesel, tanto S500 como S10. O reajuste mais recente da Petrobras para o diesel foi há 241 dias, em 27 de dezembro do ano passado, quando o preço foi reduzido em R$ 0,30 o litro. Na quinta-feira, 22, o combustível registrou defasagem negativa de 4% em todos os polos de importação, o que poderia gerar um aumento no mercado interno de R$ 0,14 por litro nas refinarias da Petrobras.

A Superintendência-Geral do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (SG/Cade) aprovou, nesta sexta-feira (23/8), a aquisição pela Compass, do grupo Cosan, de 51% das ações da Compagas, distribuidora de gás canalizado do Paraná controlada pela Copel. A companhia assume o controle de sua quarta concessionária de gás natural no país por R$ 906 milhões, que serão pagos até 2026. A Compass já é a principal operadora de concessões de gás natural endash; ela é controladora direta da Comgás (SP) e Sulgás (RS), além de, através da Commit, controlar a Necta (SP). O Cade não identificou sobreposição horizontal na operação, ou seja, a aquisição não representa maior controle da Compass no mercado de gás natural. Além disso, o órgão considera a distribuição de gás um eldquo;monopólio natural, na medida em que as distribuidoras estaduais atuam em regime de concessão geográfica exclusivaerdquo;. O quadro societário da distribuidora de gás do Paraná é composto também pela Mitsui Gás e Energia do Brasil (24,5%) e a Commit Gás (24,5%), joint venture entre a Compass e a própria Mitsui. Agora, a Compass tem a concessão por 30 anos e assume o compromisso de investir R$ 505 milhões nos próximos cinco anos. A Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Paraná (Agepar) aprovou, em julho, o plano de investimentos. Entre os objetivos está a expansão da malha de gasodutos, que totaliza 880 km.

Os contratos futuros do petróleo subiram no pregão desta sexta-feira (23) impulsionados pela perspectiva de cortes de juros do Federal Reserve (Fed), o banco central norte-americano, depois que o presidente da instituição, Jerome Powell, afirmou que chegou a hora de corrigir a política monetária dos Estados Unidos. No entanto, a alta não foi suficiente para apagar as perdas robustas do óleo na variação semanal. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para outubro fechou em alta de 2,49% (US$ 1,82), a US$ 74,83 o barril, enquanto o Brent para novembro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), teve ganhos de 2,09% (US$ 1,60), a US$ 78,15 o barril. Na variação semanal, o WTI perdeu 2,37% e o Brent recuou 1,92%. Em Jackson Hole, Powell injetou apetite por risco nos mercados internacionais durante seu discurso de abertura nesta sexta-feira. Pela manhã, os preços já vinham em alta, mas aceleraram os ganhos com a confirmação do que o mercado já esperava: o Fed deve reduzir as taxas de juros a partir do encontro de setembro, e a intensidade dos cortes dependerá dos próximos indicadores emdash; sobretudo os ligados ao emprego, que é a maior preocupação do Fed neste momento, segundo afirma o ING em relatório. O chefe de Estratégia de Commodities do TD Securities, Bart Melek, escreve que os mercados esperam que um corte de juros pelo Fed impulsione a demanda fragilizada dos Estados Unidos nos próximos meses. Segundo o CIBC, porém, uma nova alta sustentada do petróleo só deve ocorrer caso haja uma escalada nos conflitos no Oriente Médio que envolva também algum membro da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Caso contrário, as perspectivas de demanda enfraquecida devem pesar sobre os preços da commodity no médio e longo prazo. Apesar da alta nesta sexta-feira, os preços recuaram na semana, enquanto investidores precificavam um possível acordo de cessar-fogo em Israel, diante dos esforços de negociadores para avançar nas tratativas. Na visão da Capital Economics, um acordo neste momento não teria grandes impactos nos preços do óleo, visto que já estão precificados. Porém, um colapso das negociações poderia injetar pressões altistas nos contratos futuros, a depender do nível das tensões. (Estadão Conteúdo)

O governador do Maranhão, Carlos Brandão (PSB), criou um regime especial de importação de combustíveis no Estado. Em decreto publicado no Diário Oficial do Estado na 3ª feira (20.ago.2024), o chefe do Executivo estadual permitiu o diferimento do recolhimento do ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços) de gasolina e de diesel que cheguem ao Maranhão. Leia a íntegra do decreto (PDF endash; 279 kB). O mecanismo causou preocupação ao ICL (Instituto Combustível Legal) pela similaridade com o que ocorreu no Amapá por cerca de 5 meses. Ao Poder360, o presidente do ICL, Emerson Kapaz, declarou que a estratégia é a mesma, mas que diferente do Estado da região Norte, em que o regime foi instaurado pela secretaria de Fazenda, o caso do Maranhão veio diretamente do governador. Como mostrou o Poder360, o benefício fiscal adotado no Amapá para a importação de combustíveis causou um prejuízo de mais de R$ 1 bilhão na arrecadação de outros Estados. Isso porque, no caso do Amapá, os importadores simulam a nacionalização do produto pelo Estado para ter o diferimento, mas ele é desembarcado em outros portos, como em São Paulo, no Paraná e em Pernambuco. Como a regra de monofasia do diesel e da gasolina estabelece que a tributação seja na origem, ou seja, no Estado da refinaria ou na importação, aqueles que de fato recebem o combustível estão deixando de recolher o tributo. Os importadores apresentavam, ao desembarcar, uma nota com o diferimento do imposto feito no Amapá. O diferimento significa que o importador está isento da cobrança na importação e o recolhimento pode ser feito em outro momento, como na comercialização. A preocupação do ICL é que essa cobrança acaba não ocorrendo. Com o benefício, a gasolina chegará ao Brasil sem a cobrança de R$ 1,37 por litro da gasolina e R$ 1,06 por litro de diesel. eldquo;É uma ousadia estranha, fazer um decreto que por conta da monofasia você fazer um diferimento de ICMS. Entrou tem que recolher. É uma coisa muito estranha que resolveram peitarerdquo;, disse Kapaz. eldquo;Temos que derrubar isso mais rápido do que o que houve no Amapá, quando houve uma perda de R$ 1,4 bilhão de arrecadaçãoerdquo;. Para ler esta notícia, clique aqui.