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UM NOVO CAPÍTULO DA ABERTURA Com um portfólio de suprimento cada vez mais diversificado e flexível, e por consequência mais complexo de gerir, as distribuidoras estaduais estão começando a testar operações de revenda de gás natural para outros agentes. Por ora, são operações pontuais que visam a repassar excedentes (para reduzir riscos de penalidades com o transportador, por exemplo) ou arbitrar em busca de preços mais vantajosos pela molécula. De acordo com dados da ANP, são ao menos dois casos concretos este ano: a Cegás comercializou com a Origem Energia; e a MTGás vendeu para a Edge excedentes de gás importado da Bolívia. Enquanto isso, mais distribuidoras vêm se habilitando para comercializar gás. A ANP já autorizou em 2024 a Copergás (PE), PBGás (PB) e, mais recentemente, a Sulgás (RS) a exercerem a atividade. O trio se junta à MTGás (MT) e Cegás (CE), além da Algás (AL), Bahiagás (BA), Compagas (PR), Sergas (SE) e SCGás (SC) endash; que já possuíam o aval. A movimentação, ainda incipiente e marginal, abre o debate sobre que tratamento regulatório dar à receita obtida com esse tipo de operação quando ela começar a escalar. As regulações estaduais têm hoje lacunas que ainda serão preenchidas para comportar a novidade. Um dos nossos esforços na gas week é, justamente, antecipar debates que o desenrolar da abertura do mercado impõe. E aí está uma discussão que ainda terá de ser amadurecida. Vamos a ela. O QUE FAZER COM AS RECEITAS DE COMERCIALIZAÇÃO? É tudo muito novo. O assunto começou, recentemente, a ser discutido dentro dos fóruns técnicos da Associação Brasileira de Agências Reguladoras (Abar), segundo fontes. É um debate mais amplo que passa também pela necessidade ou não de separação das atividades de distribuição e comercialização nas regulações. Cada estado tem liberadade para seguir seu próprio caminho. Em geral, os custos com comercialização costumam ser incorporados nas tarifas pelo uso do sistema (TUSDs). Na regulação de alguns estados, como São Paulo e Paraná, há um detalhamento maior do que pode ser reconhecido como encargos de comercialização (custos associados à gestão dos contratos de suprimento e transporte). Entram nessa rubrica, por exemplo, despesas financeiras, de recursos humanos, contabilidade, administrativas, operação e manutenção de ativos utilizados para esse fim; custos de odoração; medição; atendimentos de emergência; suspensão e religação dos serviços etc. Em outros estados, como no Ceará, o contrato de concessão é mais vago: as eldquo;despesas com comercialização e publicidadeerdquo; ajudam a compor os custos operacionais endash; e, por extensão, a margem bruta das concessionárias. Mas fato é que essas regulações foram desenhadas dentro de uma outra realidade de mercado, para cobrir os custos com a compra do gás endash; e não para incorporar as eventuais receitas com a venda de gás pelas distribuidoras. Em tese, pelo racional, uma receita adicional com a venda de gás ajudaria a reduzir o custo de comercialização, com impacto favorável na modicidade tarifária. eldquo;Mas é uma situação nova para qual não tem regulação. Por princípio, as distribuidoras são remuneradas pela margem, não com preço do gás. Essas receitas vão ter que começar a ser monitoradas, com contabilidade. O caminho pode vir a ser uma conta gráficaerdquo;, comenta o ex-diretor da Arsesp e consultor da Zenergás, Zevi Kann. Um mecanismo de transparência que hoje sequer existe em todos os estados. CONSUMIDORES PREGAM SEPARAÇÃO Para o diretor de gás natural da Abrace, Adrianno Lorenzon, será preciso debater o limite de até onde a distribuidora pode ir para atender o mercado cativo sem virar um trader. eldquo;Que tipo de risco ele pode assumir para atender mercado consumidor [com exposição a contratos spot, por exemplo]. Porque esses riscos vão ter que ser regulados e isso é um esforço regulatório enormeerdquo;, disse. Um debate subjacente a esse, segundo ele, é a questão da desverticalização. A separação das atividades de distribuição e comercialização é uma bandeira do Relivre endash; o Ranking do Mercado Livre de Gás, que reúne a visão de produtores, comercializadores (IBP e Abpip) e consumidores (Abrace) sobre as condições de abertura do mercado em cada estado. O Relivre defende que a distribuidora (ou o grupo econômico por ela integrado), para exercer a atividade de comercialização, deveria constituir pessoa jurídica distinta e com fins específicos à comercialização, com independência técnica, financeira, operacional e de gestão contábil. A comercialização é, em algumas legislações estaduais, uma das competências atribuídas à distribuidora. È uma atividade inerente à gestão de portfólio de suprimento da concessão. Na visão de comercializadores e consumidores, porém, há uma preocupação de que as distribuidoras avancem para a constituição de traders que possam, em alguma medida, inibir a concorrência na comercialização nos estados emdash; e, assim, o próprio desenvolvimento do mercado livre. AINDA FALTA LIQUIDEZ PARA MAIS As operações de revenda de gás pelas distribuidoras ainda são pontuais. A percepção entre agentes do mercado é que, hoje, o mercado brasileiro de gás ainda carece de liquidez para que essas transações consolidem um mercado secundário, de fato. Falta mais oferta de gás de terceiros e uma plataforma de comercialização endash; o tal do eldquo;huberdquo;, o ponto virtual de negociação que permite padronizar operações e criar um referencial de preço para estas trocas. Era um conceito presente nas discussões do Novo Mercado de Gás, mas que ainda não avançou. Na falta de um hub, oportunidades de comercialização de volumes a curto prazo têm acontecido nas plataformas de balanceamento das transportadoras endash; espaço onde são fechados contratos flexíveis de curto prazo, para garantir o equilíbrio do sistema. Na TAG, que reúne uma diversidade maior de usuários, por exemplo, em 2023 cerca de 10% das propostas de compra e venda apresentadas na plataforma vieram de distribuidoras. Funciona assim: no modelo de entrada e saída, os usuários da rede de transporte devem manter constantemente suas injeções e retiradas equilibradas. No dia a dia, porém, eventuais diferenças entre os volumes injetados e retirados pelos carregadores podem comprometer o sistema. Cabe ao transportador, nesses casos, garantir o balanceamento, por meio de operações de compra e venda de molécula, em contratos spot. A TAG entende que esse mecanismo contribui para dar um pouco mais de liquidez aos agentes e para a revelação de preços no mercado de gás. O CASO CEGÁS A distribuidora cearense vem se aproximando de agentes do mercado em busca de opções de compra e venda no mercado de curto prazo. Faz parte da estratégia de capturar preços melhores. A Cegás tem acordos MSA com empresas como 3R, Eneva, Origem, PetroReconcavo e Shell. Esses contratos (do inglês Master Sale Agreement) definem as condições gerais de um contrato flexível e permitem aproveitar, de forma mais célere, oportunidades de mercado. Algumas delas endash; com a Origem, por exemplo endash; já foram efetivadas em operações pontuais este ano. A concessionária também tem feito negócio com outras distribuidoras estaduais, por meio de trocas de titularidade de molécula dentro da malha de gasodutos de transporte da TAG. No fim de 2023, efetuou a primeira transação do tipo entre distribuidoras, com a Sergas. A comercialização de gás é uma competência legal da Cegás, prevista na lei de criação da empresa. A empresa argumenta que o objetivo principal da atividade não é gerar receitas adicionais endash; e sim mitigar penalidades e aproveitar oportunidades de preços mais baixos no mercado de curto prazo, para efeitos de modicidade tarifária. Um exemplo para ajudar a ilustrar: a companhia tem contratos de suprimento nas modalidades firme e PUT endash; contrato flexível que dá ao produtor uma opção de venda a um determinado preço, geralmente com descontos, e, em contrapartida, o cliente tem o dever de comprar. Eventualmente, a companhia pode ter acesso a um gás de oportunidade mais barato que os volumes contratados. Então a distribuidora pode tomar esse gás flexível mais competitivo para si e revender o gás PUT para terceiros. O tratamento regulatório: A Arce, a agência reguladora estadual, na falta de regras claras sobre o que fazer com as receitas de comercialização, preferiu, num primeiro momento, não intervir diretamente. A criação de uma conta gráfica para acompanhar as flutuações às vezes diárias de preço de aquisição e venda de gás pela distribuidora local foi considerada pela agência uma opção com elevado custo regulatório para a realidade do órgão estadual. A Arce preferiu, então, segundo uma fonte, tratar o assunto via regulação da margem da Cegás. A agência entende que os ganhos da concessionária com a venda de gás não têm sido suficientes para fazer a margem da concessionária ultrapassar os limites autorizados em revisão tarifária endash; feita anualmente, por força do contrato de concessão. Isso, aliás, dificulta qualquer debate sobre o tratamento regulatório que se queira dar às receitas da comercialização que não passe pela rediscussão do contrato, onde estão as regras de composição das tarifas. Nas próximas semanas, aliás, deve começar o processo da nova revisão da margem da distribuidora. É o momento em que a agência se debruça sobre a numeralha (investimentos, despesas etc) para definir a margem da concessionária. A expectativa é que o impacto da comercialização de gás da Cegás seja, então, melhor avaliado. Por ora, a Arce entende também que a comercialização tem ocorrido para fins de otimização do fluxo de suprimento e à montante da área de concessão (sem prejuízo, portanto, para comercializadores concorrentes).

A produção de petróleo do Brasil continua a ser afetada após a conclusão de uma greve de trabalhadores ambientais. O Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás (IBP) informou hoje que a produção do país diminuiu em aproximadamente 120.000 barris por dia (bpd). Essa redução contínua ocorre apesar de um acordo alcançado no início desta semana para encerrar a greve no órgão ambiental do Brasil, o Ibama, responsável pela aprovação das licenças de petróleo. O presidente do IBP, Roberto Ardenghy, afirmou que a produção de petróleo no Brasil, que é a maior economia da América Latina, deve retornar aos níveis normais dentro de duas semanas. A normalização segue um acordo assinado na segunda-feira entre o sindicato que representa os trabalhadores em greve e o governo, que concluiu a ação industrial. A Reuters contribuiu para este artigo.

Vinte anos após o lançamento do programa do biodiesel no País, o combustível volta aos holofotes das iniciativas pública e privada, inclusive de grandes grupos empresariais. O movimento se deve a uma conjunção peculiar de fatores políticos, econômicos e ambientais, que vêm impulsionando investimentos bilionários ligados à transição energética. Encabeçam essa lista a consolidação do agronegócio como uma das bancadas mais amplas e poderosas do Congresso, o que ajuda a garantir mudanças regulatórias e legislativas favoráveis à cadeia, além do interesse do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) no tema. O petista assinou a primeira medida provisória sobre o óleo vegetal, em 2004, prometendo uma revolução nas regiões mais pobres do País. O objetivo era privilegiar a produção de biodiesel a partir de mamona e palma, nas regiões Norte e Nordeste. Duas décadas depois, porém, o cenário é distinto do que foi traçado na ocasião: o óleo de soja responde por mais de 70% da matéria-prima do combustível, com a produção concentrada nos Estados de Mato Grosso e Rio Grande do Sul. Já o óleo de palma, feito no Pará, é responsável por menos de 1%, segundo dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A mamona, por sua vez, desapareceu da lista de insumos. Não à toa, o biodiesel se tornou uma das poucas áreas de convergência entre as prioridades do governo Lula 3 e os interesses de grandes produtores rurais endash; um dos segmentos mais refratários à atual gestão. O setor alega, porém, que uma fatia significativa das matérias-primas é adquirida de pequenos agricultores, por meio do Selo Biocombustível Social. O programa existe desde 2004 e concede incentivos fiscais às empresas que compram insumos da agricultura familiar. Neste ano, as metas foram redesenhadas com foco nos agricultores do Norte, Nordeste e semiárido. eldquo;Algo como R$ 9 bilhões são anualmente adquiridos pela indústria de biodiesel desses pequenos agricultoreserdquo;, afirma Sérgio Beltrão, diretor-executivo da União Brasileira do Biodiesel e Bioquerosene (Ubrabio). Ele também destaca o desenvolvimento do interior do País devido ao eldquo;boomerdquo; dessa cadeia. Além de Lula, o setor conta com o entusiasmo do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, que ficou ao lado do agronegócio em disputas com a Petrobras. A estatal tem no diesel o seu principal produto e atuou para limitar o avanço da mistura obrigatória do biodiesel, sem sucesso. Em outra frente, a petroleira desenvolveu um diesel coprocessado com óleos vegetais com o objetivo de emplacá-lo na classificação de biocombustível. A investida, porém, bateu de frente com os interesses do agronegócio e, por enquanto, não avançou. Na última decisão do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) sobre o biodiesel, o órgão aprovou a antecipação do cronograma da mistura. Com isso, o diesel passou a chegar aos postos com 14% de óleo renovável endash; porcentual que avançará a 15% em 2025. eldquo;Há uma pressão da demanda (por biodiesel) vinda de dois lados: do aumento da mistura e do crescimento nas venda de diesel nos postos, que é fruto do avanço do PIB e das exportações, que puxa o freteerdquo;, afirma o analista de inteligência de mercado da consultoria StoneX, Bruno Cordeiro. Segundo as projeções da StoneX, o consumo nacional de biodiesel vai saltar de 7,4 bilhões de litros em 2023 para 9 bilhões neste ano endash; um avanço de 21,6%. As decisões recentes do CNPE contrastam com a política adotada durante o governo do ex-presidente Jair Bolsonaro, que reduziu o mandato do biodiesel de 13% para 10% com o objetivo de conter os preços nas bombas e amenizar o descontentamento dos caminhoneiros. As idas e vindas geraram reclamações de insegurança jurídica por parte do setor, que passou a amargar uma alta ociosidade nas usinas, hoje ao redor de 40%. elsquo;Combustível do futuroersquo; Com a retomada do crescimento da mistura, a articulação do segmento agora está voltada ao projeto de lei chamado de Combustível do Futuro, que tem o objetivo de descarbonizar a matriz energética do transporte por meio de biocombustíveis. Na proposta original do governo, o biodiesel não havia sido contemplado, mas a bancada ruralista manobrou para apensar o projeto do Executivo a um texto de autoria do deputado Alceu Moreira (MDB-RS), presidente da Frente Parlamentar Mista do Biodiesel. A versão atual, que será analisada pelo Senado nesta semana, prevê que a mistura obrigatória alcance 20% em 2030, podendo chegar a 25% após 2031, a depender de análise do CNPE. Donizete Tokarski, presidente da Ubrabio, diz que apenas a aprovação do projeto não é suficiente, que as metas precisam ser efetivamente cumpridas. eldquo;O setor precisa de segurança jurídica e previsibilidade.erdquo; O segmento tentou garantir ajustes automáticos da mistura, para reduzir a dependência em relação ao governo, mas não conseguiu emplacar a mudança. Biodiesel surfa na onda elsquo;verdeersquo;; matéria-prima é desafio A esses fatores políticos e econômicos se soma, ainda, a onda global de investimentos e exigências eldquo;verdeserdquo;, que visam à redução da emissão de gases do efeito estufa. A agenda foi encampada pelo Palácio do Planalto, mas também pelo presidente da Câmara, Arthur Lira (PP-AL), uma vez que o alagoano está de olho na construção de legados para garantir a eleição do seu sucessor no comando da Casa. Como consequência, agilizou a tramitação das propostas relacionadas ao tema. eldquo;A transição energética é inexorável e nenhum outro país do mundo tem as condições que o Brasil tem, seja na parte agrícola, seja na tecnológica e até no hábito de utilização criado pelo próprio etanol, que foi instituído na década de 70eamp;Prime;, afirma Beltrão, da Ubrabio. Um dos desafios para o aumento da produção, porém, é a diversificação de matéria-prima. eldquo;Um ponto que vai ser discutido nos próximos anos é como você vai garantir que o mercado de biodiesel tenha as matérias-primas necessárias para suprir a demanda, diante da chegada de outros biocombustíveis que também fazem uso do óleo de sojaerdquo;, afirma Cordeiro, da StoneX. Ele cita, por exemplo, a produção do HVO, também chamado de diesel verde, e do Combustível Sustentável de Aviação (SAF), cujas regulamentações estão sendo definidas no projeto de lei do combustível do futuro. Além da capacidade de atender aos mandatos, há preocupações em relação a fraudes. eldquo;O que você vê de diesel sendo vendido como biodiesel é impressionante. O biodiesel é mais caro. Portanto, se eu vendo um como se fosse o outro, eu tenho um lucro maior do que quem segue as regras. Isso é concorrência deslealerdquo;, afirma o presidente do Instituto Combustível Legal (ICL), Emerson Kapaz. O ICL afirma que encontrou cerca de 170 milhões de litros de diesel com biodiesel fora do padrão em 2023, o que teria impactado 850 mil veículos leves e pesados. Segundo o instituto, Alagoas, Bahia, São Paulo, Minas Gerais e Amapá lideram o ranking da mistura fora das regras. A Ubrabio afirma, porém, que o índice de não conformidade dos combustíveis líquidos no Brasil é inferior a 4%, dentro da média mundial. E que, desse índice de 4%, apenas a metade estaria associada à falta da mistura do biodiesel. O setor trabalha em parceria com as distribuidoras e a ANP para desenvolver testes rápidos, nos postos, para que haja maior controle da adição. O segmento também refuta críticas de que a produção de biodiesel, com base em óleos vegetais e animais, esteja competindo com a produção de alimentos. eldquo;Entendemos que isso é um sofisma, porque se trata de uma realidade europeia válida apenas para alguns biocombustíveiserdquo;, afirma Beltrão, da Ubrabio. Ele afirma que, no caso do biodiesel brasileiro, o grão da soja, quando processado, gera 80% de farelo, que é direcionado às rações animais, e 20% de óleo. eldquo;Então, ao aumentar a demanda por óleo de soja, você está quadruplicando a oferta de farelo. Portanto, o biodiesel estimula a oferta de alimentos.erdquo;

Na última semana, o Banco Central (BC) publicou a resolução nº 406, que regulamenta a chamada eldquo;jornada sem redirecionamentoerdquo; (JSR). Essa medida permitirá uma nova esteira de inovação no âmbito do Pix e do Open Finance, incluindo, por exemplo, a oferta do Pix em carteiras digitais (wallets) e seu uso em pagamentos por aproximação. A possibilidade de utilizar o Pix em situações atualmente restritas a cartões, com a tecnologia NFC, tem sido o centro de algumas discussões. Afinal, a facilidade que o recurso traz pode agradar muito aos consumidores. O próprio BC, por meio de Carlos Brandt, considerado o eldquo;pai do Pixerdquo;, ressaltou essa possibilidade em um evento recente. Quando começa? Ainda não há empresas oferecendo essa opção ao consumidor. Segundo a resolução do BC, os testes devem começar em novembro para um conjunto de empresas que representa 90% do ecossistema financeiro, incluindo Banco do Brasil, Caixa, Bradesco, Itaú, Nubank, Santander, Banco Pan, Banco Inter, C6, Mercado Pago, entre outras. A oferta da JSR deve estar 100% pronta em fevereiro de 2025. Na prática, a JSR permite fazer exatamente o que seu nome indica: ao realizar um pagamento, o consumidor autoriza a transação uma única vez e, em seguida, não precisa mais acessar a área do banco para efetuar pagamentos com aquela conta. O procedimento agiliza significativamente o processo de pagamentos via Pix emdash; atualmente, é necessário copiar o código e colá-lo na área do banco para concretizar o pagamento. No âmbito do Open Finance, a JSR é a base para que mais soluções surjam, como o pagamento por aproximação no mundo físico e o pagamento por biometria no mundo online. A JSR já existia desde o ano passado, porém, antes da resolução 406 do BC, era necessário fazer acordos bilaterais para que fosse ofertada emdash; como no caso do Google, que fechou parcerias com o C6 e o PicPay. A partir da resolução, as maiores instituições passam a ser obrigadas a oferecer esse tipo de fluxo de pagamento, eliminando a necessidade de acordos bilaterais. Essa era uma demanda forte do mercado que foi atendida pelo BC. Por que é importante? A grande novidade que a JSR traz está relacionada a um aspecto técnico: um protocolo de segurança global chamado FIDO (Fast Identity Online). Ele garante que as partes envolvidas na operação (quem recebe e quem paga) tenham a certeza de que o usuário possui uma identidade verdadeira. Essa tecnologia foi criada por uma associação global que conta com grandes empresas como membros, incluindo Microsoft e Google. eldquo;É um grande ganho para o nosso ecossistema de Pix e Open Finance. Esse protocolo garante a identidade, assegura que o dispositivo pertence ao usuário e possui credibilidade global. Todas as partes podem confiarerdquo;, explica Gustavo Bresler, COO do Iniciador, iniciador de pagamento regulamentado pelo BC. O FIDO é uma espécie de chip presente na maioria dos aparelhos celulares ao redor do mundo. No Brasil, o FIDO está presente em 97,2% dos aparelhos Android ativos, disponível desde 2016 com o lançamento do Android 7 Nougat, e em 97,6% dos aparelhos iOS ativos, disponível desde 2021 com o lançamento do iOS 14.5. Essa segurança se traduz principalmente na biometria facial nos smartphones. Por isso, a solução vem sendo chamada de eldquo;Pix Biometriaerdquo; de maneira mais abrangente emdash; na prática, após a primeira autorização, será possível realizar um Pix com a leitura digital do rosto em uma compra online e usar o Pix por aproximação do celular no mundo físico, assim como o consumidor já faz para desbloquear o uso do cartão de crédito na wallet do celular. Casos de uso Essa nova tecnologia e a esteira de novidades podem se traduzir em inúmeras ofertas ao consumidor. Daniel Ruhman, CEO da Cumbuca, app de divisão de gastos, compartilhou alguns casos de uso possíveis. Primeiro, o pagamento por aproximação, como já fazemos com cartões de crédito e débito emdash; no caso do Pix, visualmente ainda não está definido o formato que o consumidor usará, mas, em última instância, poderia ser um cartão que represente a conta da qual o dinheiro para fazer o Pix será debitado. Outra possibilidade é o pagamento por aproximação de celular para celular, apenas encostando um no outro entre pessoas físicas. Além disso, seria possível realizar o pagamento por aproximação em transportes públicos, por exemplo, com o dinheiro do Pix caindo diretamente na conta do governo, sem a necessidade de cartões específicos para isso, como o bilhete único. Ainda, em shows em que o consumo interno é feito por meio de cartão e os funcionários circulam com maquininhas, seria possível substituir diretamente pela jornada sem redirecionamento e com aproximação, por exemplo. Além disso, seria viável conectar essa jornada de pagamento em aplicativos como iFood e Uber, entre outras empresas de serviços. eldquo;O potencial é gigantesco. O novo formato reduz intermediários e facilita a vida do usuário. O dispositivo será autorizado, conectado à conta do cliente, que fará aprovações para utilizar a jornadaerdquo;, ressalta Ruhman. Por regra, o usuário poderá definir limites de valores para as transações, períodos em que poderá utilizar a JSR, quantidade de vezes que a transação será autorizada e cancelar essa autorização quando desejar. O que ainda falta? Embora haja interesse do cliente em usar e de algumas empresas em oferecer a solução, é provável que ainda leve um tempo até que isso chegue ao dia a dia do brasileiro, segundo especialistas. O processo não é simples de ser definido, pois envolve muitos agentes, além de padrões de infraestrutura tecnológica. eldquo;Ainda não temos um padrão para que a solução funcione. Estamos estudando e avaliando as opções para que seja possível utilizar a aproximação em qualquer sistema operacional, em qualquer maquininha. É necessário hoje um arranjo entre a tecnologia NFC e o Pix, arranjo que já existe no mundo dos cartões, permitindo pagar tanto com o cartão físico quanto com o cartão digital na wallet do consumidorerdquo;, explica Nic Marcondes, head de Open Finance da Delend, plataforma de infraestrutura de Open Finance.

A Coamo Agroindustrial Cooperativa inaugurou na sexta-feira (16/8) sua indústria de rações e lançou a pedra fundamental para a construção de uma usina de etanol de milho, ambas em Campo Mourão (PR). O investimento na indústria de rações foi de R$ 178 milhões. A cooperativa também prevê aportar R$ 1,67 bilhão na construção da usina do biocombustível, que deverá ser inaugurada em 2026. A planta será a primeira do Paraná a produzir etanol de milho. Com os dois empreendimentos, a Coamo passará a industrializar a produção de milho de mais de 31 mil cooperados. A cooperativa já processa soja, café, trigo e algodão. A fábrica de ração deve consumir 2% do cereal recebido anualmente. Com a usina de etanol em operação, o percentual vai a 20%, com capacidade para gerar 765 metros cúbicos do biocombustível por dia, 510 toneladas de DDGS (farelo) e 37,4 toneladas de óleo diariamente. O presidente do Conselho de Administração da Coamo, José Aroldo Gallassini, disse que a linha de rações Coamo vai agregar valor para o desenvolvimento das atividades dos cooperados com fornecimento de produtos com qualidade comprovada. eldquo;Estamos inaugurando a fábrica de ração e iniciando a de etanol, dentro de um planejamento nosso de industrialização do milho, que era o último produto dos nossos cooperados que ainda não era processadoerdquo;, disse ele no evento, segundo nota divulgada pela assessoria. erdquo;Temos um dos únicos parques industriais do mundo com tamanha diversidade de verticalização de produtos agrícolas. A indústria de etanol de milho está com o processo bastante adiantado de aquisição de equipamentos e será um marco, que vai mexer com esse mercadoerdquo;, afirmou o presidente Executivo da Coamo, Airton Galinari. eldquo;Parte do milho que era ofertado como grão vai passar a ser processada, o que impacta na cadeia de preços, valorizando o produto, transformando em um novo negócio, chegando ao mercado de biocombustívelerdquo;, concluiu.

A produção de etanol e biodiesel no Brasil totalizou quase 43 bilhões de litros no ano passado, um recorde, informou o Ministério de Minas e Energia. Os dados estão no Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2024. Foram 35,4 bilhões de litros produzidos de etanol, quase 80 milhões de litros a mais que em 2019, ano de maior produção até então. Só a região Sudeste foi responsável por metade do total em 2023. A região Norte do país foi a única que teve queda de produção. O biodiesel teve a produção impulsionada pelo aumento do percentual na mistura com o diesel normal. No ano passado, a indústria nacional produziu mais de 7,5 bilhões de litros, com destaque para as regiões Sul e Centro-oeste. Por outro lado, Sudeste e Nordeste apresentaram recuo na produção do biodiesel. O Ministério de Minas e Energia destacou também a produção de biometano, que cresceu 12% em 2023 em relação ao ano anterior.