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A Agência Internacional de Energia estima que a demanda anual de hidrogênio aumentaria de cerca de 100 milhões de toneladas por ano (Mt/ano), quase todo fóssil, para cerca de 528 Mt/ano em 2050, majoritariamente produzido com energia renovável e conhecido como hidrogênio verde (H2V). Pelos cálculos da PSR, essa demanda representa 64% do consumo atual de eletricidade do mundo e demonstra a grande expectativa da participação do H2V na transição energética global, atraindo o interesse de muitos países na sua produção. O Brasil já possui uma matriz elétrica altamente renovável e é capaz de garantir uma expansão limpa. A combinação de excelentes recursos naturais através de uma rede elétrica nacional integrada permite que sinergias sejam aproveitadas, tornando a eletricidade renovável muito competitiva. Para aproveitar essa vantagem, o Brasil precisará atestar sua conformidade com os critérios definidos pelos mercados compradores de H2V. A União Europeia (UE), principal mercado-alvo, publicou um ato delegado que estabelece os critérios para a caracterização de combustíveis renováveis, válidos tanto para projetos europeus como para exportadores para a UE. A opção mais interessante para o Brasil atender a esse critério para exportar H2V é utilizar eletricidade diretamente da rede elétrica, o que só é possível se a geração renovável superar 90% do total. Permite utilizar ao máximo a planta de eletrólise, cujo investimento é alto, e reduzir o custo de produção de H2V. Ela é permitida no leilão H2 Global, processo em curso do governo alemão para a compra de H2V globalmente. Simulações da operação do sistema elétrico pela PSR mostram ser provável o atendimento ao requisito de 90% de energia renovável pelo Sistema Interconectado Nacional até 2027. Após 2027, entretanto, essa condição pode ser interrompida pela entrada de térmicas, em particular, pelos 8.000 megawatts previstos pela lei de capitalização da Eletrobras com produção mínima obrigatória de 70% da capacidade, que representa 8% do consumo atual. Caso implementada, o Brasil pode perder a condição necessária para certificar a produção de H2V a partir da rede. Térmicas inflexíveis em geral podem eliminar essa vantagem comparativa do Brasil e reduzir seu potencial de exportação de produtos verdes competitivos. As políticas energéticas demandarão cada vez mais uma visão holística para conciliar os interesses do Brasil com uma agenda de transição energética global. ebull; Luana Gaspar, Rafael Kelman e Luiz Barroso são, respectivamente, especialista e diretores da PSR Consultoria

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, defendeu nesta quarta-feira (03) que o Brasil precisa escolher melhor o tipo de investidor para a Petrobras. Para ele, é preciso valorizar os acionistas com interesse em retorno no longo prazo, que seria compatível à visão estratégica que o governo tem para a companhia. "Nós temos que saber qual investidor queremos para a empresa", afirmou o ministro, durante audiência pública na Comissão de Minas e Energia, da Câmara dos Deputados. Leia a notícia completa clicando aqui.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, revelou que uma proposta visa aumentar a quantidade de etanol misturado à gasolina, de 27% para 30%. Segundo ele, um grupo de trabalho vai tratar do tema. A proposta será discutida na próxima reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Porém, ainda não há data para isso ocorrer. Silveira falou sobre a mudança durante a 6ª edição da Abertura da Safra Mineira de Cana-de-Açúcar, em Minas Gerais, na sexta-feira (28/5). A princípio, a medida pode impactar todos os carros que circulam no Brasil. Por exemplo, quem abastece apenas com gasolina comum vai ter gastar mais. Afinal, a maior quantidade de álcool vai afetar o consumo e, ao mesmo tempo, diminuir a autonomia. Vai prejudicar os carros? Mas esse é apenas um dos pontos. De acordo com Clayton Barcelos Zabeu, professor doutor de engenharia mecânica do Instituto Mauá de Tenologia (IMT), há outras desvantagens para o consumidor. Antes de listar os pontos negativos, porém, cabe salientar que carros flex (83% da frota nacional) não sofrerão nenhum dano. Afinal, são feitos para usar gasolina ou etanol. Assim como a mistura dos dois produtos em qualquer proporção. Entretanto, há duas outras categorias que podem sofrer impacto direto. A começar pelos carros mais antigos, que já não são nenhum primor em termos de eficiência energética. "Neles, o carburador pode dosar (a mistura ar/combustível) de forma inadequada. Afinal, a adição de etanol à gasolina era bem menor na época em que foram projetados", diz Zabeu. Além disso, a mudança pode causar falhas no motor. Porém, isso depende do tipo de carro. Ou seja, de fatores como, por exemplo, o estado de peças, como o próprio carburador, velas de ignição, etc. De acordo com Zabeu, nos carros com injeção eletrônica - um pouco mais novos, mas movidos apenas com gasolina - o impacto vai ser mais brando. Ele explica que esses sistemas permitem que o motor seja regulado automaticamente à demanda. Pro exemplo, "se o combustível tiver mais álcool, o sensor de oxigênio vai monitorar essa mistura. Mas, há limite. Tudo depende do projeto de cada montadora, pois cada uma tem a sua variação nominal", aponta. Conforme o engenheiro Everton Lopes, mentor de energia a combustão da SAE Brasil, o grande impacto pode acontecer nos veículos importados "que são puramente a gasolina e validados para uma mistura que levava 22% de etanol", explica. "Mas o Brasil tem o combustível premium. Ou seja, a gasolina de maior octanagem, que por lei, têm 25% de etanol. É uma possível solução", salienta. Engenharia pode suprir a questão Em síntese, Lopes enfatiza que a engenharia pode suprir essa questão sem nenhum problema. "Nossos veículos já têm materiais metálicos, acabamentos e componentes que suportam a eventual oxidação que o etanol pode trazer, diferentemente da gasolina. A tecnologia existe. É uma questão de ir adaptando a frota. Afinal, o aumento do teor do etanol na gasolina é uma tendência, um caminho sem volta para trazer a descarbonização rápida para a nossa matriz energética. É uma decisão acertada. Nós precisamos, sim, migrar para a utilização cada vez maior de um combustível renovável", aponta. Um ponto importante a ressaltar é a possível redução de preços do combustível. "Se (o aumento da mistura de etanol na gasolina) não vier acompanhado de redução de valor, é injusto", defende Zabeu. Afinal, não dá para pagar o mesmo valor por um combustível que leva menos gasolina, que é mais cara do que o etanol. Os benefícios Se por um lado a medida prejudicaria tanto o bolso do consumidor quanto o funcionamento do carro, também há benefícios. De acordo com Silveira, o teor mais alto de etanol contribuiria para a redução da importação de gasolina. Sem contar o aumento da segurança energética por meio da "redução das emissões de gases do efeito estufa". Além disso, a mudança não vai ser feita de uma hora para outra. "Isso deverá acontecer de maneira gradual, com previsibilidade e transparência. Vamos fazer essa avaliação junto com a indústria automotiva e o setor produtivo de etanol para dar segurança aos consumidores", diz Silveira. Caso o projeto vá para frente, cerca de 2,8 milhões de toneladas de CO2 vão deixar de ser lançadas na atmosfera anualmente. Em paralelo, o consumo do etanol iria para 1,3 bilhão de litros. Hoje, apenas 30% dos carros em circulação no País usam etanol. "O governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) tem como prioridade fomentar a indústria sucroenergética. Isso gera mais sustentabilidade para o setor de combustíveis e melhora nossa matriz energética", afirma Silveira. Houve aumento em 2015 Cabe ressaltar que a última elevação do percentual de etanol na gasolina ocorreu em 2015. Entretanto, na época a resolução do Conselho Interministerial do Açúcar e do Álcool manteve inalterado o teor de 25% de etanol anidro no caso da gasolina premium.

A Petrobras obteve na última sexta-feira, 28, autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para retomar a produção de mais seis instalações localizadas nos campos de Taquipe, Buracica, Fazenda Alvorada, Rio do Bu e Cidade de Entre Rios no Polo Bahia Terra. Antes, a Petrobras já tinha sido autorizada a voltar com a produção em 10 instalações do polo. Em comunicado, a companhia informou que já iniciou o processo para retomar a produção dessas instalações que, somado à produção das unidades já autorizadas pela ANP, possibilitará o restabelecimento de aproximadamente 43% da produção total do Polo Bahia Terra. A Petrobras também alegou estar trabalhando para garantir o retorno seguro do processo produtivo dessas instalações no menor tempo possível. A ANP interditou 38 unidades que compõem o Polo, operado pela Petrobras, em dezembro do ano passado, alegando motivos de segurança. eldquo;A Agência entende que não pode se furtar ao seu dever de fazer cessar as situações de risco grave e iminente aos trabalhadores, à população e ao meio ambiente, mas, ao mesmo tempo, não medirá esforços para que a retomada da produção ocorra o mais rápido possível.erdquo; Em fevereiro deste ano, a agência criou um grupo de trabalho para monitorar a situação e articular as ações necessárias para a retomada gradual e segura das operações do Polo Bahia Terra - que é composto por 28 campos terrestres.

A área técnica do Ibama negou a licença ambiental para a exploração da Petrobras na Foz do Amazonas, na Margem Equatorial brasileira. O documento, assinado por dez analistas do órgão, servirá de base para a decisão do presidente, Rodrigo Agostinho, que poderá seguir ou não a indicação dos analistas para definir o destino do projeto da Margem Equatorial, apontada como a principal aposta para ampliar a produção de petróleo no País. Os técnicos afirmam que os possíveis benefícios econômicos para a região, alegados para o pedido de atividade no local, não seriam obtidos na fase de exploração, a que se refere a licença solicitada, mas apenas após comprovada a existência de petróleo e depois da instalação de sistemas de produção e escoamento, o que traria vários impactos intrínsecos que não estão contemplados nos planos apresentados pela estatal para perfurar o primeiro poço na região e investigar o potencial da produção. eldquo;Deve-se atentar também, ainda na fase exploratória, que o Bloco FZA-M-59 não está isolado, mas relacionado a uma série de outros projetos na região. Apenas na bacia da Foz do Amazonas, estão em concessão outros oito blocos exploratórios e com processos de licenciamento em curso, além de 47 blocos em oferta permanente pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)erdquo;, explicam os analistas no parecer ao qual o Broadcast teve acesso, ressaltando que estão em curso sete solicitações de licença ambiental para atividades de pesquisa sísmica marítima apenas na bacia da Foz do Amazonas. A chamada Margem Equatorial é formada por cinco bacias - Foz do Amazonas, Potiguar, Pará-Maranhão, Barreirinhas e Ceará. Na terça-feira, 2, o diretor de exploração e produção da Petrobras, Joelson Mendes, disse durante a Offshore Technology Conference (OTC), que se o Ibama não aprovar a licença para a Foz do Amazonas pretende mudar o pedido de licenciamento para a bacia Potiguar. A Margem Equatorial é a última grande fronteira do setor no Brasil, e fundamental para garantir reservas de petróleo e gás para a empresa no longo prazo, já que os gigantescos reservatórios do pré-sal entrarão em declínio, assim como ocorreu com a bacia de Campos, que já foi o principal local de produção da Petrobras. O declínio natural das reservas é de 10% a cada ano, segundo a estatal. O parecer do Ibama cita impactos permanentes na Foz do Amazonas, como o sobrevoo constante sobre terras indígenas, que serão mais intensos após o início da produção, e classifica como uma das inconsistências do projeto a falta de apresentação de medidas específicas no Plano de Comunicação Social para as comunidades indígenas, além de deficiências significativas do Plano de Proteção à Fauna, integrante do Plano de Emergência Individual do empreendimento. eldquo;Em relação ao Plano de Proteção à Fauna, destaca-se que, após os detalhamentos apresentados em função dos questionamentos do Ibama nos últimos pareceres técnicos, constatou-se que, apesar das revisões e otimizações, o seu desenho representa a remota possibilidade de resgate e reabilitação da fauna e, consequentemente, a provável perda da biodiversidade impactada no caso de acidentes envolvendo derramamento de óleoerdquo;, diz o parecer. Na região, além da fauna marinha, existem estruturas semelhantes a corais e uma biodiversidade ainda desconhecida. Está também próxima à Floresta Amazônica e há risco de um eventual vazamento atingir países vizinhos, com correntes marítimas tornando a contenção dos vazamentos mais complexa do que no sudeste do País (bacias de Campos e Santos). O documento destaca ainda que, para além dos impactos específicos do projeto de produção e escoamento, que poderia vir a ser a continuidade da perfuração requerida, a instalação da indústria de petróleo e gás promove a formação de uma extensa cadeia de empreendimentos inter-relacionados, que propiciam transformações significativas em diferentes meios e escalas na região. Aumento de tráfego aéreo, de resíduos e impacto sobre a atividade pesqueira são outros pontos destacados para a negativa do empreendimento. eldquo;Em uma perspectiva ainda mais ampla, caberia ainda ao governo brasileiro avaliar a pertinência da expansão de um novo polo produtor de hidrocarbonetos, quando o País vem assumindo compromissos de redução de emissões de gases de efeito estufa e de promoção de uma transição energética em face à crise climática globalerdquo;, afirma o parecer.

Os preços do petróleo caíram 4% nesta quarta-feira (3), ampliando as perdas acentuadas da sessão anterior, depois que o Federal Reserve elevou as taxas de juros dos Estados Unidos e com os investidores preocupados com a economia. O Brent caiu US$ 2,99, ou 4%, para US$ 72,33 o barril, o menor valor de referência global no fechamento desde dezembro de 2021. O Brent atingiu a mínima da sessão a US$ 71,70 o barril, o menor valor desde 20 de março. O petróleo nos EUA (WTI) caiu US$ 3,06, ou 4,3%, para US$ 68,60. A mínima da sessão do WTI foi de US$ 67,95 o barril, a menor cotação desde 24 de março. Um dia antes, ambos os índices de referência caíram 5%, a maior queda percentual diária desde o início de janeiro. Na tarde desta quarta-feira, o Fed elevou as taxas de juros em 0,25 ponto percentual, pressionando os preços do petróleo, enquanto investidores temem que um crescimento econômico mais lento possa afetar a demanda por energia. Mas o Fed também sinalizou que pode interromper novos aumentos, dando às autoridades tempo para avaliar as consequências das recentes falências de bancos, aguardar a resolução de um impasse político sobre o teto da dívida dos EUA e monitorar a inflação. (Reuters)