NOTÍCIAS

* Adriano Pires - O mercado de gás natural tem sido marcado nos últimos anos por mudanças de leis e proposição de inúmeros programas que têm em comum o fracasso de não conseguir aumentar a oferta e tampouco reduzir o preço da molécula. A explicação principal para esse fracasso está no fato que tanto as leis como os programas não criaram políticas que conseguissem regular o monopólio da Petrobras. Com a finalidade de promover o aumento da concorrência no mercado de gás natural e a redução significativa do preço da molécula, estamos sugerindo quatro medidas a serem colocadas em lei. A primeira seria autorizar a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a obrigatoriedade de implementar programas de gas release para garantir que o agente econômico com posição dominante no mercado de gás natural, com uma participação de mercado superior a 40%, disponibilize volumes substanciais de gás para comercialização por novos entrantes e outras empresas do setor. Esses programas devem ser projetados para promover a diversificação da oferta e assegurar um ambiente de competição justa no mercado, com prazos, volumes e condições estabelecidos de forma clara e transparente, contribuindo para a gradual desconcentração da participação da Petrobras no mercado de gás natural. A segunda seria atribuir à ANP o poder de estipular a remuneração que pode ser cobrada de terceiros pelo proprietário de infraestrutura essencial da indústria de gás natural, gasodutos de escoamento e UPGNs que detiver uma participação de mercado superior a 40%. Essa remuneração deve ser fixada de forma justa e baseada no valor atualizado (incluindo depreciação) dos ativos que estão sendo acessados por terceiros. Para tanto, fica também estabelecida a obrigação de o proprietário do ativo fornecer à ANP todas as informações solicitadas de forma razoável para essa finalidade, incluindo documentação comprobatória das informações apresentadas. A terceira procura fazer com que a falta de capacidade no sistema de transporte não constitua um impedimento para a desconcentração do mercado. Essa norma trata da situação na qual um cliente do comercializador que detém mais do que 40% de participação no mercado tenha interesse em comprar gás natural de outro comercializador. Caso a capacidade de transporte necessária ao fornecimento ao cliente pelo novo comercializador esteja contratada pelo comercializador original, então o novo comercializador tem o direito de exigir a cessão pelo carregador original da capacidade de transporte assim contratada, nos mesmos termos e condições do contrato firmado com os respectivos transportadores. A quarta, a mais polêmica, mas com maior impacto imediato no custo final da molécula, é reduzir a tarifa de transporte pela metade, ficando a Petrobras encarregada de compensar as transportadoras via Special Proposal Agreement por essa redução da receita advinda do mercado. *Diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)

A Petrobras pediu e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) suspendeu os prazos para exploração de petróleo previstos no contrato de concessão do bloco FZA-M-59, localizado na Bacia da Foz do Amazonas (AP)na Margem Equatorial. O motivo, segundo a empresa, foi a proximidade do fim do período fixado na primeira fase de exploração da área. Sem a perspectiva de que a licença ambiental fosse concedida antes da data-limite, em 28 de agosto, a Petrobras solicitou que a ANP suspendesse a validade do cronograma até que o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) decida se permite ou não a perfuração. Para ler esta notícia, clique aqui.

Na segunda quinzena de setembro, as unidades produtoras da região Centro-Sul processaram 38,83 milhões de toneladas ante a 44,95 milhões da safra 2023/2024, registrando queda de -13,62%. No acumulado desde o início da safra 2024/2025 até 1º de outubro, a moagem atingiu 505,08 milhões de toneladas, ante 493,50 milhões de toneladas registradas no mesmo período no ciclo anterior endash; crescimento de 2,35 %. Ao término do mês, permanecem em operação 258 unidades no Centro-Sul, sendo 239 unidades com processamento de cana-de-açúcar, nove empresas que fabricam etanol a partir do milho e dez usinas flex. Nessa última quinzena, duas unidades encerraram a moagem, totalizando quatro usinas com operação concluída até o momento na safra 2024/2025 (no ciclo anterior, no mesmo período, três unidades haviam encerrado as operações). Em relação à qualidade da matéria-prima, o nível de Açúcares Totais Recuperáveis (ATR) registrado na última quinzena de setembro atingiu 160,01 kg de ATR por tonelada de cana-de-açúcar, contra 154,27 kg por tonelada na safra 2023/2024 endash; variação positiva de 3,72%. No acumulado da safra, o indicador marca 141,02 kg de ATR por tonelada, índice levemente superior (0,61%) ao do último ciclo na mesma posição. Produção de açúcar e etanol A produção de açúcar na segunda metade de setembro totalizou 2,83 milhões de toneladas, registrando expressiva queda de 16,21% na comparação com a quantidade registrada em igual período na safra 2023/2024 (3,38 milhões de toneladas). No acumulado desde o início da safra até 1º de outubro, a fabricação do adoçante totalizou 33,15 milhões de toneladas, contra 32,65 milhões de toneladas do ciclo anterior. O diretor de Inteligência Setorial da UNICA, Luciano Rodrigues, acrescenta que na última quinzena de setembro apenas 47,79% da cana-de-açúcar foram direcionadas à fabricação do adoçante, registrando queda em relação aos 51,10% verificados em igual período do ano anterior. eldquo;O rendimento acumulado na produção de açúcar atingiu 65,64 quilos do adoçante por tonelada de cana até 1º de outubro desta safra, contabilizando retração em relação aos 66,17 quilos verificados em igual período do ciclo anteriorerdquo;, afirmou o executivo. A fabricação de etanol, por sua vez, atingiu 2,24 bilhões de litros na segunda metade de setembro, sendo 1,44 bilhão de litros de etanol hidratado (+3,33%) e 792,4 milhões de litros de etanol anidro (-4,89%). No acumulado desde o início do atual ciclo agrícola até 1º de outubro, a fabricação do biocombustível totalizou 25,20 bilhões de litros (+7,44%), sendo 16,11 bilhões de etanol hidratado (+16,43%) e 9,10 bilhões de anidro (-5,50%). Do total de etanol produzido na segunda quinzena de setembro, 15% foram fabricados a partir do milho, registrando produção de 329,84 milhões de litros neste período, contra 238,45 milhões de litros no mesmo período do ciclo 2023/2024 endash; aumento de 38,33%. No acumulado desde o início da safra até 1º de outubro, a produção de etanol de milho atingiu 3,80 bilhões de litros endash; avanço de 26,99% na comparação com igual período do ano passado. Vendas de etanol No mês de setembro, as vendas de etanol totalizaram 2,94 bilhões de litros, o que representa uma variação positiva de 6,24% em relação ao mesmo período da safra 2023/2024. No mercado interno, o volume de etanol hidratado vendido pelas unidades do Centro-Sul totalizou 1,73 bilhão de litros, registrando aumento de 4,36% em relação ao mesmo período da safra anterior. A venda de etanol anidro, por sua vez, atingiu a marca de 1,03 bilhão de litros, avanço de 10,72%. No acumulado desde o início da safra até o término de setembro, a comercialização de etanol pelas unidades do Centro-Sul somou 17,84 bilhões de litros, registrando crescimento de 16,23%. O volume acumulado de etanol hidratado totalizou 11,58 bilhões de litros (+30,74%), enquanto o de anidro alcançou a marca de 6,25 bilhões de litros (-3,58%). eldquo;Seguindo movimento observado desde o início de 2024, as vendas de etanol hidratado continuam registrando crescimento importante, refletindo a competitividade do biocombustível na bomba. Desde agosto de 2023, o etanol hidratado apresenta paridade abaixo de 73% do preço da gasolina em São Paulo, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e Paraná, oferecendo a possibilidade de descarbonização com economia aos proprietários de veículos flex-fuelerdquo;, explicou Rodrigues. Mercado de CBios Dados da B3 até o dia 8 de outubro indicam a emissão de 32,31 milhões de créditos em 2024 pelos produtores de biocombustíveis. A quantidade de CBios disponível para negociação em posse da parte obrigada, não obrigada e dos emissores totaliza 28,88 milhões de créditos de descarbonização. eldquo;Somando os CBios disponíveis para comercialização e os créditos já aposentados para cumprimento da meta de 2024, já temos mais de 90% dos títulos necessários para o atendimento integral da quantidade exigida pelo Programa para o final deste anoerdquo;, destacou o diretor da UNICA.

As equipes da Defesa Civil do Estado de São Paulo auxiliaram hospitais da rede estadual, na noite deste sábado (12), com o fornecimento de óleo diesel para a continuidade dos atendimentos devido a um apagão que atinge a capital paulista. De acordo com o governo de São Paulo, o órgão estadual forneceu o combustível para a continuidade do funcionamento dos geradores e assim garantir a geração de energia para atender os pacientes. Segundo a última atualização da Enel, concessionária responsável pelo fornecimento de energia na região, neste momento, cerca de 885,9 mil clientes são impactados pela falta de abastecimento na Grande São Paulo. Unidades hospitalares estaduais como o Dante Pazzanese referência na área de Cardiologia, localizado no bairro da Vila Mariana, e a Maternidade Interlagos, por exemplo, tiveram o auxílio da Defesa Civil de SP, neste sábado (12). Desde a noite da última sexta-feira (11), a falta de luz chegou a atingir cerca de 2,1 milhões de pessoas atendidas pela concessionária. Neste momento, a energia está restabelecida em todos os hospitais do Governo de SP, afirmou a administração em nota. Os agentes da Defesa Civil também atuaram em Taboão da Serra com o envio de ajuda humanitária ao município que registrava mais de 30 desabrigados. Segundo o órgão, caminhões enviaram 100 cestas básicas, kits de higiene e limpeza, 200 kits dormitório, além de 100 rodos, vassouras e água sanitária para auxiliar à população. Além da falta de luz, durante a tempestade ocorrida na noite da última sexta-feira (11), a cidade de São Paulo foi atingida pela ventania mais forte registrada na capital paulista desde 1995 com 107,6 km/h de acordo com a Defesa Civil. No total, sete pessoas morreram em decorrência do temporal, sendo 3 em Bauru, 2 em Cotia, uma em Diadema e uma na Capital. Apagão será investigado A Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp) está atuando no Centro de Operações da Enel e afirmou que notificará o Ministério de Minas e Energia e a Aneel para que apontem as medidas que estão sendo realizadas. Segundo o governo de São Paulo, as causas e eventuais responsabilidades serão investigadas pela Arsesp para as devidas providencias junto a empresa. Além disso, o Procon-SP também vai notificar a Enel Distribuição São Paulo para explicar sobre a demora para o restabelecimento da energia elétrica em bairros da Capital e Região Metropolitana. A Promotoria de Justiça do Patrimônio Público e Social da Capital, disse neste sábado (12), que vai incluir o apagão no inquérito que investiga possíveis irregularidades no serviço prestado pela Enel.

Desde os ataques do Hamas a Israel há um ano, o maior medo nos mercados de petróleo tem sido que as tensões se transformem em uma guerra regional completa colocando Israel contra o Irã, o sétimo maior produtor mundial de petróleo bruto. Até recentemente, ambos os países pareciam ansiosos para evitá-la. Isso explica por que o nervosismo inicial nos mercados de petróleo após o 7 de outubro do ano passado logo deu lugar aos preços baixos e estáveis que prevaleceram durante grande parte deste ano. Mas, em 1º de outubro, o Irã disparou mísseis contra Israel em resposta ao ataque israelense ao Hezbollah e outros representantes iranianos. Agora, o mundo está esperando ansiosamente pela resposta de Israel. Os mercados de petróleo estão nervosos. Na segunda-feira, 7, a cotação da commodity superou US$ 80 com a possibilidade de ataque a poços no Oriente Médio. Quando a mais recente guerra envolvendo um grande petroestado estourou, na Ucrânia em 2022, o petróleo bruto ultrapassou US$ 100 o barril. Isso pode acontecer novamente? Para entender o quanto os preços podem subir, olhe primeiro para as opções de retaliação de Israel. Se fossem atingidos apenas alvos militares, como locais de lançamento de mísseis emdash; e o Irã respondesse moderadamente emdash;, então parte do prêmio geopolítico que impulsiona os preços do petróleo evaporaria. Mas Israel poderia escolher uma escalada, bombardeando a infraestrutura civil do Irã, instalações de petróleo e gás ou locais de enriquecimento nuclear. Seja qual for a escolha de Israel, o Irã pode se sentir forçado a uma resposta robusta, desencadeando um ciclo que acaba transformando em um alvo o complexo petroindustrial do Irã, a tábua de salvação do regime. Portanto, não é necessário que os ativos de petróleo sejam atacados primeiro para que os mercados globais se preocupem. Se Israel quisesse dar um golpe severo nas exportações de energia do Irã, poderia ir atrás dos terminais de petróleo na Ilha Kharg, no Golfo Pérsico emdash; de onde nove décimos de todos os barris de petróleo bruto iraniano são enviados emdash; ou mesmo dos próprios campos de petróleo. Isso teria um custo diplomático. O governo Biden ficaria irritado com o fato de que isso poderia fazer os preços da gasolina subirem menos de um mês antes da eleição presidencial dos Estados Unidos. A China, o destino de quase todas as exportações de petróleo do Irã, também ficaria irritada. Israel ainda pode considerar que vale a pena arcar com esse custo e optar por atacar os terminais. Um ataque bem-sucedido tiraria instantaneamente um grande estoque de petróleo dos mercados internacionais: no mês passado, o Irã exportou um recorde de 2 milhões de barris por dia (bpd), equivalente a quase 2% do suprimento mundial. Diferenças em relação à guerra na Ucrânia Mesmo assim, as consequências globais provavelmente seriam contidas. Diferentemente da situação após a invasão da Ucrânia pela Rússia, quando o mundo estava bombeando petróleo a todo vapor e a demanda estava se recuperando após a pandemia, a oferta hoje é abundante e a demanda lenta. Após uma série de cortes de produção, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados, conhecidos coletivamente como Opep+, têm mais de 5 milhões de bpd em capacidade ociosa emdash; mais do que suficiente para compensar a perda do petróleo bruto iraniano. Eles provavelmente não esperariam muito antes de aumentar a produção. Os membros da Opep+, irritados ao ver sua participação de mercado cair nos meses mais recentes, estavam esperando por uma oportunidade dessas para reverter seus cortes. Recentemente, eles confirmaram planos de aumentar a produção em 180.000 bpd a cada mês durante um ano, começando em dezembro. Os sauditas estão tão determinados a não ceder mais terreno que dizem ter baixado sua meta de retornar o petróleo a US$ 100 o barril, o nível necessário para equilibrar as contas do reino em meio ao desenvolvimento de vários megaprojetos. A produção está aumentando nos EUA, Canadá, Guiana, Brasil e outros lugares. A Agência Internacional de Energia espera que a produção fora da Opep cresça em 1,5 milhão de bpd no ano que vem, mais do que o suficiente para cobrir qualquer aumento na demanda global. E a demanda está diminuindo por conta do crescimento econômico morno nos EUA, China e Europa e de uma corrida para substituir os carros a gasolina por modelos elétricos. Antes da mais recente escalada nas tensões no Oriente Médio, os comerciantes esperavam um excesso de petróleo em 2025, empurrando os preços abaixo de US$ 70 o barril. Hoje, os estoques de petróleo bruto na OCDE estão abaixo da média de cinco anos. Portanto, um ataque à Ilha Kharg sem dúvida sacudiria os mercados. Mas os preços provavelmente se estabilizariam apenas US$ 5 a 10 acima de seus níveis atuais. Como o Irã pode agravar a ameaça ao abastecimento As coisas poderiam ficar muito mais selvagens se o Irã atacar outros Estados do Golfo vistos como apoiadores de Israel. Nos anos mais recentes, as relações entre o Irã e seus vizinhos têm se estabilizado e, nos últimos dias, autoridades de Estados árabes do Golfo se encontraram com colegas iranianos no Catar para tentar tranquilizá-los em relação à sua neutralidade. Ainda assim, com poucas opções disponíveis, o Irã pode tentar atingir os campos de petróleo de seus vizinhos, começando talvez com Estados menores, como Bahrein ou Kuwait. A outra ferramenta que o Irã poderia usar para criar o caos global seria fechar o Estreito de Ormuz, por onde 30% do petróleo bruto marítimo do mundo e 20% do seu gás natural líquido precisam passar. Isso, no entanto, equivaleria a um suicídio econômico, pois deixaria o Irã incapaz não apenas de enviar petróleo ou outras exportações, mas também de trazer muitas importações. E irritaria muito a China, que obtém cerca de metade do seu petróleo bruto dos países do Golfo. É difícil adivinhar como o mercado responderia a tais cenários, mesmo porque as ações do Irã desencadeariam mais reações de Israel, dos EUA e outros. EUA e China, por exemplo, provavelmente enviariam suas marinhas para reabrir o Estreito de Ormuz. Ainda assim, supondo que as interrupções sejam grandes o suficiente para causar escassez de petróleo bruto que dure um tempo, então os preços do petróleo provavelmente subiriam a ponto de conter o apetite por petróleo, para então começarem a cair. Analistas acreditam que tal eldquo;destruição da demandaerdquo; ocorreria quando o petróleo bruto atingisse US$ 130 o barril emdash; aproximadamente o nível máximo alcançado em 2022. Se os mercados de petróleo acreditassem que tal cenário fosse remotamente provável, seus medos começariam a se refletir no preço atual. Os traders que apostaram na queda dos preços do petróleo em um futuro próximo estariam correndo para se desfazer de suas posições. No entanto, se recuarmos um pouco, o recente aumento nos preços não parece impressionante, mesmo pelos padrões relativamente calmos dos 18 meses mais recentes. No ano passado, o petróleo manteve uma média de US$ 82 o barril; em 2022, US$ 100. O conflito de um ano no Oriente Médio confundiu muitas expectativas. Mas, para que os preços do petróleo cheguem aos três dígitos novamente, muitas coisas ainda precisam dar muito, muito errado. (The Economist)

A transição energética, que visa modificar os sistemas de produção e de consumo de energia direcionando-os para fontes limpas e renováveis, é uma das prioridades da agenda brasileira na presidência do G20. O país se destaca nesse tema pelo seu amplo uso de hidrelétricas, pelos progressos na área de biocombustíveis e pelo potencial em energia solar e eólica. Essas condições qualificam o país a receber investimentos para acelerar a transição. Na avaliação de Patricia Pinho, diretora-adjunta de ciência do Instituto de Pesquisa Ambiental da Amazônia (Ipam) e autora do Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC), o Brasil vem se posicionando bem nas questões climáticas. Mas ressalta que muitas das projeções feitas sobre a atratividade e competitividade foram construídas sem considerar os agravantes climáticos que vêm assolando o país. emdash; Esse é um desafio que está posto ao Brasil no G20, e o país ainda patina na agenda de alavancagem de adaptação, uma vez que os desastres ambientais de grande magnitude na esfera do clima já atingem praticamente todos os estados e municípios emdash; afirma Pinho, citando a seca de maior extensão e intensidade nos últimos 70 anos que atingiu boa parte do país e os focos de incêndios florestais recordes. Apesar desta avaliação, a diretora do Ipam não crê que essa condição climática negativa afete a atração de investimentos externos. emdash; Temos um PIB muito associado à geração de commodities e, diante de um clima alterado, os setores terão de se adaptar. O secretário de Economia Verde, Descarbonização e Bioindústria do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), Rodrigo Rollemberg, ressalta que é preciso avaliar se 2024 foi um ano atípico para esses eventos climáticos extremos ou se já se trata de uma tendência. Ele destaca, contudo, que o Brasil teve avanços como o Projeto Mover, que cria incentivos para a descarbonização da indústria automobilística e a regulamentação do hidrogênio de baixo carbono. A estratégia de baixo carbono da Confederação Nacional da Indústria (CNI) já está desenhada, segundo Davi Bomtempo, superintendente de Meio Ambiente e Sustentabilidade. Por meio do Business 20 (B20), que conecta a comunidade empresarial aos governos do G20, o setor industrial entregou ao presidente Lula um documento propondo soluções para temas relevantes, entre eles a transição energética. Baixo carbono A aprovação do Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono pela Câmara dos Deputados, em agosto, dará impulso extra aos projetos já anunciados no país, de acordo com empresas e especialistas do setor. Hoje, segundo a consultoria Mirow eamp; Co, o potencial de investimento é estimado em R$ 188,7 bilhões em locais como Ceará, Pernambuco, Rio, Piauí, Rio Grande do Norte e Minas Gerais. Tida como a próxima fronteira energética capaz de substituir os combustíveis fósseis em fábricas, carros e aviões, o hidrogênio de baixa emissão pode colocar o Brasil como protagonista no cenário energético global, avaliam especialistas. Embora o programa aprovado na Câmara ainda precise passar pelo Senado, especialistas e empresas acreditam que os primeiros projetos de hidrogênio serão voltados para a exportação. Ele pode ser usado para produzir amônia, matéria-prima para fertilizantes, ou metanol, utilizado como combustível para navegação e indústria química. Há quem projete também o uso do hidrogênio como substituto dos combustíveis fósseis usados em fábricas e veículos. Segundo Felipe Diniz, sócio da Mirow eamp; Co, o Brasil possui vocação para a produção de hidrogênio graças à abundância de recursos e a uma rede elétrica interligada. emdash; O hidrogênio é considerado um vetor energético estratégico, pois permite a descarbonização de diversos setores da economia. O próximo passo é promover o consumo no país e ter agilidade nos processos de licenciamento emdash; afirma Diniz. Para impulsionar o setor, o projeto aprovado pela Câmara prevê que, entre 2028 e 2032, o governo concederá créditos fiscais a empresas que produzam ou comercializem hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados, totalizando mais de R$ 18 bilhões. emdash; A aprovação do projeto representa um avanço significativo, mas um dos principais obstáculos é a necessidade de uma infraestrutura adequada, que inclua redes de transporte e armazenamento eficientes. E é crucial que se estabeleçam normas técnicas claras e um processo de certificação rigoroso. emdash; afirma Bruna de Barros Correia, advogada especializada em energia do escritório BMA.