Ano 44 - No 492 - brasilenergia.com entrevista com MANUELA KAYATH, da MDC Energia TRANSIÇÃO ENERGÉTICA Os vários caminhos do etanol na mobilidade COMERCIALIZAÇÃO As opções do modelo Energy as a Service HIDRELÉTRICAS O apetite das usinas na volta aos leilões TECNOLOGIA O poder da telecom entre as elétricas ARMAZENAMENTO Mercado bilionário de BESS de olho no Brasil PETRÓLEO Campo de Wahoo pode operar ainda neste ano HIDROGÊNIO Recuo no mundo e incentivos no Brasil
NOSSA ENERGIA VEM DA NATUREZA E VAI PARA O FUTURO Nossa energia vem da água, do vento e do sol porque está sempre conectada com o futuro. Com 97% de geração limpa, temos o compromisso de contribuir para a transição energética investindo em soluções inovadoras que apoiam nossos clientes. Afinal, a energia para construir um futuro mais sustentável não para.
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 3 Para quem desconhece o fato de que o Brasil e a França já estiveram em guerra pela posse da Guiana Brasileira, hoje conhecida como Estado do Amapá, vale pesquisar os autos da História. Uma sugestão: pesquise-se “Invasões Francesas no Brasil” na Wikipedia e muitos se surpreenderão com as inúmeras investidas, desde a época do Descobrimento até a última em 1961, quando a Guerra da Lagosta chegou a mobilizar forças militares dos dois lados. A França, apesar de tantos fatos históricos, não parece ser o único país de onde se originam interesses a cobiçar o território amazônico brasileiro. O que dizer dos grupos financiados por recursos do exterior, que sustentam um ativismo feroz aqui contra a exploração do petróleo no Amapá? Recursos milionários investidos na suposta defesa dos manguezais não levam em conta a qualidade de vida de seus habitantes. Ecologia é importante, mas não é tudo. Os artigos assinados nesta edição pelos colunistas Rubem Souza – A carência na Amazônia de uma indústria de O&G presente – e Wagner Victer – Exploração na Margem Equatorial e os benefícios ao meio ambiente – ou a entrevista do governador do Amapá da edição anterior – “O Amapá tem direito a uma nova matriz econômica com o petróleo” sustentam bem as motivações dos que são pró. Os que são contra precisam trazer argumentos válidos e transparentes que somem créditos a suas motivações. A queda de braço entre brasileiros prós e contras a exploração do petróleo no mar do Amapá ou na floresta é perfeitamente legítima. Ninguém lá fora, com seus interesses, precisa nos ensinar essa cartilha. Certamente, nunca alcançaremos a unanimidade sobre esse tema, mas a democracia, com seus pesos e contrapesos, sempre prevalece. No Brasil e outside Brazil. Celso Knoedt Diretor Presidente edição 492 sumário olá leitor, TRANSIÇÃO ENERGÉTICA 14 Os vários caminhos do etanol na mobilidade MOBILIDADE ELÉTRICA 22 Infraestrutura de recarga elétrica cresceu 22% BIORREFINO 26 Riograndense terá quatro novas unidades para produzir sem petróleo 29 Unidade de craqueamento da RPR processará renováveis em julho HIDRELÉTRICA 48 A hidrovia do Tocantins e a modernização de Tucuruí 78 Spic espera poder antecipar entrega de potência de São Simão 82 Modernização de Ilha Solteira e Jupiá terá R$ 240 milhões em 2025 84 O apetite das hidrelétricas na volta aos leilões HIDROGÊNIO 92 O etanol ganha status global para a mobilidade elétrica net zero 97 Projetos recuam no Hemisfério Norte, mas tem incentivos no Brasil PETRÓLEO 64 Transpetro avalia novos investimentos em ship to ship, inclusive na Margem Equatorial 74 Campo de Wahoo previsto para operar ainda neste ano ARMAZENAMENTO 68 Mercado de baterias no Brasil vai atrair R$ 22,5 bi até 2030 70 Capacidade global de produção de baterias chega a 1,45 TWh NEGÓCIOS 106 Blended finance pode reforçar avanço do Brasil como potência verde
4 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 6 MANUELA KAYATH MDC Energia “Mercado de biometano vai deslanchar com mandato e certificados de origem” 40 JOSÉ FORMIGLI Forsea Engenharia “Não podemos ter vergonha de dizer do que o petróleo é capaz” edição 492 sumário EDITORA BRASIL ENERGIA – Rua Conselheiro Saraiva, 28 / 601, CEP 20091-030 – Rio de Janeiro - Tel (21) 3503-0303 - www.brasilenergia.com Diretor Presidente: Celso Knoedt – Diretores: Alessandra Alves, Patricia Quintão, Rosely Maximo – Editora Executiva: Rosely Maximo – Redatores: Ana Luisa Egues, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Esther Obriem, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Liana Verdini, Marcelo Furtado, Nelson Valencio, Sabrina Lorenzi - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta Foto capa: Divulgação/MDC Energia ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.795; Mensal, R$ 172 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.390; Mensal, R$ 136 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.390; Mensal, R$ 136 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1. 585 ATENDIMENTO AO ASSINANTE: Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE: Paula Amorim, publicidade@brasilenergia.com.br - Lúcia Ribeiro (21) 97015-4654, Alex Martin (11) 99200-0956 e Fernando Polastro (11) 5081-6681 ENTREVISTAS COLUNISTAS 13 BRUNA DE SOUZA MORAES O biometano e a versatilidade de sua produção a partir de Resíduos Sólidos Urbanos 21 PAULA KOVARSKY Investimentos em Transição Energética, se sustentáveis, permanecem 31 JOSÉ ALMEIDA DOS SANTOS O potencial da produção de gás nas bacias terrestres 33 BRUNO ARMBRUST O Transporte de Gás precisa ser adequadamente regulado 45 WAGNER VICTER Exploração na Margem Equatorial e os benefícios ao Meio Ambiente 47 RUBEM CESAR SOUZA A carência na Amazônia de uma indústria de O&G mais presente 53 EDMAR DE ALMEIDA A Geoconomia da Transição Energética 67 OSMANI PONTES Cinco mitos da Política Industrial Brasileira no setor de O&G 73 MÁRCIO ÁVILA Os contratos com a Petrobras e os juros de mora 77 MARCELO SOUZA DE CASTRO Subsea to Shore: o futuro do petróleo cada vez mais próximo 91 CLÁUDIA BETHLEM Eventos, se atraem gente, tem que ter ESG 105 TELMO GHIORZI A temperatura e os avanços tributários no Rio COMERCIALIZAÇÃO 54 ACL proporcionou R$ 55 bi em economia para consumidores em 2024 56 BBCE teve R$ 9,5 bi negociados em 8,7 mil operações em fevereiro 58 Novos Modelos encontram espaço na demanda dos Consumidores TECNOLOGIA 34 Fundo que financia a Ciência e a Tecnologia bate recordes 100 Cepel consolidou vocação hídrica e trouxe autonomia tecnológica 110 O avanço de infraestrutura própria de telecom entre as elétricas
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 5 imagem do mês O navio-plataforma Alexandre de Gusmão já está na locação, no campo de Mero, na Bacia de Santos. O FPSO saiu da China rumo ao Brasil em dezembro e vai iniciar a operação ainda este ano. A plataforma tem capacidade para produzir diariamente 180 mil barris de óleo, além de comprimir 12 milhões de m3 de gás. O início da operação da unidade elevará em 31% a atual capacidade de produção instalada em Mero, para 770 mil barris diários. O FPSO Alexandre de Gusmão é a 5ª unidade prevista para instalação no campo. O navioplataforma está preparado para receber o HISEP® (sigla em inglês para Separador de Alta Pressão), tecnologia patenteada pela Petrobras que viabiliza a separação submarina entre o petróleo extraído e o gás associado produzido, rico em CO2, que é reinjetado diretamente no reservatório a partir do leito marinho. O campo unitizado de Mero é regido pelo Contrato de Partilha de Produção de Libra - operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNOOC (9,65%), CNPC (9,65%) e pela PPSA, que além de atuar como gestora do contrato, representa a União na área não contratada (3,5%). Foto: Divulgação/SBM
6 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 entrevista Manuela Kayath Foto: Divulgação/MDC Energia
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 7 Manuela Kayath, presidente do conselho de administração da MDC Energia, fez uma aposta em 2018 que está se mostrando cada vez mais acertada. Foi nesse ano que a empresa liderada pela executiva inaugurou no aterro de Caucaia, na região metropolitana de Fortaleza, a primeira unidade no Brasil de produção de biometano voltada para injeção em gasoduto, adicionado à rede da distribuidora local, a Cegás. Na época, embora já existissem discussões sobre o imenso potencial de exploração do biogás no país, nenhum outro projeto tinha ido tão longe na valorização do energético, até então mais aproveitado na sua forma in natura, para pequenos projetos de geração elétrica. A GNR Fortaleza, como foi batizada a unidade sofisticada de purificação do biogás, passou a injetar 90 mil m3 por dia na rede da Cegás, o que corresponde a 20% da demanda da concessionária cearense. Ainda hoje trata-se do único projeto do gênero no país. Quase uma década depois do investimento pioneiro da MDC, hoje o biometano é considerado, junto com outras alternativas de biocombustíveis, a bola da vez, principalmente depois da promulgação em outubro de 2024 da lei Mercado de biometano vai deslanchar com mandato e certificados de origem O mandato de compra obrigatória de biometano, definido na lei do Combustível do Futuro, e os certificados CGOBS vão, finalmente, destravar o mercado de gás renovável no Brasil. Esta é a análise de Manuela Kayath, presidente do conselho de administração da MDC Energia, pioneira na produção de biometano em aterro de lixo voltada para injeção em gasodutos. Em entrevista à Brasil Energia, ela detalha o acordo com a Lara para novas plantas em aterros e fala sobre as perspectivas promissoras para o mercado | POR MARCELO FURTADO |
8 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 entrevista Manuela Kayath 14.993, mais conhecida como o programa “Combustível do Futuro”. Para o gás natural renovável, em específico, no escopo do Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano, um dos capítulos da nova lei, foi instituído um mandato de compra obrigatória do biometano por produtores e importadores de gás. O mandato começa com a aquisição de biometano equivalente a 1% em relação ao volume do gás fóssil comercializado ou consumido em um ano pelas empresas reguladas e pode chegar até o limite de 10% até 2034, a depender de análises de viabilidade periódicas do CNPE. “O mandato vai ajudar a destravar o obstáculo para o desenvolvimento do setor, que é ter contrato de offtake de longo prazo, necessário para viabilizar um projeto de biometano”, disse Kayath, nesta entrevista à Brasil Energia. Para ela, porém, não foi apenas o mandato o grande trunfo do Combustível do Futuro. A criação dos certificados de garantia de origem do biometano, os CGOBs, é até mesmo mais importante para o futuro do setor. Isso porque a ferramenta, já adotada em outros países, permite que sejam separadas a molécula do atributo ambiental do biometano. No primeiro caso, a molécula pode ser comercializada para consumidores apenas interessados em uma opção a mais de gás, muitas vezes até mais barata, caso de distribuidoras ou de consumidores distantes de gasodutos e interessados em substituir óleo ou GLP. Já o atributo ambiental, ou seja, o CGOB, pode ser adquirido por empresas com metas de descarbonização. “Como não se tem uma infraestrutura pulverizada no Brasil de distribuição de gás, sem gasoduto no oeste do país, há sempre um gargalo para a venda da molécula. Mas, com essa possibilidade de não só vender como gás (por meio do CGOB), isso destrava o setor”, explica. Esse cenário otimista, apenas para projetos de biometano em aterros – sem contar os vários que vão surgir nos setores sucroalcooleiro, de proteína animal e produção agrícola –, deve atrair investimentos de cerca de R$ 8 bilhões até 2029, segundo projeção da Associação Brasileira de Resíduos e Meio Ambiente (Abrema). Entre as empresas responsáveis por esses novos investimentos, a MDC Energia já tem no pipeline mais três unidades, em São Paulo, Espírito Santo e Minas Gerais, em parceria com o grupo Lara, dono de aterros por todo o país. As novas unidades se somarão às três que o grupo tem em operação: além da GNR Fortaleza, ainda há outras em São Pedro da Aldeia (RJ), a primeira da empresa e de menor porte, e a de Caieiras (SP), em parceria com o grupo Solví e inaugurada no fim de 2024. Na entrevista a seguir, Kayath não só mostra como o Combustível do Futuro deve destravar os investimentos no biometano, como explica os planos da empresa para competir no novo cenário, aborda a possibilidade de CGOBs passarem a ser aceitos para abatimento das metas de descarbonização do GHG Protocol, o que ainda não é possível e pode ser considerado um obstáculo para a liquidez do certificado.
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 9 Como deve ser o impacto da lei do Combustível do Futuro nos negócios dos investidores em biometano? Sem dúvida tem um impacto muito grande. As energias e combustíveis renováveis, quando esses mercados estão no início, começando a deslanchar, precisam de alguma política para incentivar. E isso só acontece pelo que se chama no exterior de stick or carrots (varas ou cenouras), ou seja, ou se dá o benefício fiscal, os incentivos (carrots), ou se criam mandatos (stick). No Brasil, obviamente não temos esse espaço fiscal para os benefícios que tínhamos na época do Proinfa, não temos bilhões para subsidiar o biometano e nem era esse o pleito do setor. Então o governo foi muito feliz na construção da lei, que vai beneficiar todos os segmentos, não só o biometano, mas o SAF, o biodiesel e todos os outros. No caso específico do mandato do Programa Nacional do Biometano, incluído na lei, qual deve ser o efeito? O mandato vai ajudar a destravar o obstáculo para o desenvolvimento do setor, que é ter contrato de offtake de longo prazo, necessário para viabilizar um projeto de biometano. Porque diferente de produzir uma commodity que o investidor sabe que vai poder vender para qualquer um, no nosso caso não. Vai ser preciso construir uma planta, fazer um investimento na unidade de purificação. E para a financiabilidade desse projeto é importante ter um contrato de longo prazo. A obrigação de compra dos produtores de gás natural (e importadores), que começa com 1% (em 2026) até chegar a 10%, é excelente, porque além de descarbonizar o setor de gás natural vai viabilizar os projetos. E essa compra vai poder ser via certificados de garantia de origem do biometano, os CGOBs. Como a senhora avalia essa determinação? É o mais interessante da lei. Isso é um ponto, inclusive, que temos trabalhado para ajudar no desenvolvimento há muito tempo, que na essência é poder segregar a molécula do metano do seu atributo verde, como é feito nos países desenvolvidos. Nos Estados Unidos, por exemplo, a molécula de gás a 3 dólares o milhão de BTU e o certificado verde pode custar 15 dólares. E o biometano no Brasil, até dois anos atrás, só era vendido junto, ou seja, a molécula com o atributo. E aí nós começamos um projeto, junto com o Instituto Totum, que resultou no primeiro certificado de origem do país, o Gas-REC, que já vendemos para a Heineken e no ano passado para a Pepsico. Na lei isso virou o CGOB, que agora precisa ser regulamentado até o fim do ano. Nós estamos trabalhando nisso no âmbito da Abiogás. Com o CGOB a tendência é estimular mais ainda a oferta? Sim, porque como não se tem uma infraestrutura pulverizada no Brasil de distribuição de gás, sem gasoduto no oeste do país, há sempre um gargalo para a venda da molécula. Mas, com a possibilidade de vender o certificado desatrelado do gás, isso destrava o setor. Além disso, com o certificado regulado, com a governança robusta, ele poderá ter as
10 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 entrevista Manuela Kayath características de ser fungível para o mercado Internacional, porque é muito difícil exportar o biometano molécula. E como o certificado deve ser regulamentado? No momento são várias minutas que estão sendo desenhadas com a participação do MME, das associações, em workshops. Mas a ideia é que seja algo simples, muito parecido com o RenovaBio, que já tem o Cbio (crédito de descarbonização para o setor de distribuição de combustíveis), negociado no ambiente de bolsa. E isso tem que ser concluído neste ano para atender o mandato que começa em 2026... Sim, inclusive a própria Petrobras, que será o maior offtaker, já lançou chamada de compra de biometano em janeiro, para entrega de propostas até março. E a estatal deixou claro que eles estão aceitando molécula ou certificado, mesmo sabendo que o certificado ainda tem que ser regulamentado pela ANP ao longo deste ano. Enquanto isso eles aceitam outro certificado de origem, caso do Gas-REC. E a Petrobras visa biometano só com certificado? Sim, a chamada prevê a venda da molécula atrelada com o certificado ou só o certificado. Aliás, no próprio limite de compra, o volume mínimo é de 90 mil m3/dia, se for a venda da molécula, e se for certificado, de 20 mil m3/dia. Porque só com o CGOB eles já cumprem o mandato, não precisa da molécula. Para os produtores é interessante porque vai ser possível vender o certificado para quem quer o atributo ambiental, e está disposto a pagar mais, ou apenas a molécula para quem quer apenas uma opção de fornecimento com custo mais baixo, certo? É exatamente isso. Não adianta querermos vender o biometano para alguém que antes estava com diesel e está feliz em migrar para o gás natural. Ele não vai pagar esse prêmio verde. O biometano é mais caro do que o gás natural por definição, em função desse prêmio verde. Só vamos conseguir de fato valorizar para quem tem esse interesse, essa agenda de descarbonização. Em Fortaleza, por exemplo, conseguimos vender o Gas-REC porque a Cegás não utiliza esse prêmio verde, caso da maior parte das distribuidoras por causa da questão da modicidade tarifária, que as obrigam a buscar a molécula mais barata para o consumidor, e ainda porque elas não são obrigadas (a descarbonizar). Os clientes mais interessados apenas na molécula seriam então as distribuidoras de gás? Sim, mas isso dependendo do estado, porque nem todos têm gás canalizado, o que só ocorre praticamente na costa. Mas imagina que há a produção de biometano a partir de algum resíduo lá em Mato Grosso, onde não tem gasoduto. E lá há uma empresa vizinha que está consumindo óleo combustível e quer migrar para o gás, porque para ela é mais barato do que o diesel ou o GLP. Então é possível vender para essa empresa a molécula do biometano por caminhão e vender o certificado para outra. Ou, de forma
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 11 similar, a produção (do biometano) pode estar na costa, ao lado de uma rede de gasoduto, e pode-se vender a molécula do biometano para a distribuidora e sobrar o atributo para venda a terceiros. Uma crítica que tem sido feita ao CGOB é que ele não é aceito para ser abatido das metas de redução de emissões do GHG Protocol (padrão internacional para contabilização de emissões de gases de efeito estufa), pelas empresas que adquirem os certificados. Como avalia essa questão? Tem um trabalho muito grande hoje sendo feito pela World Biogas Association e várias outras associações no mundo para que a coordenação do GHG revise isso e passe a aceitar os certificados, como foi feito no caso do I-REC (certificado de rastreabilidade de energia renovável), que aliás tem o mesmo princípio do Gas-REC. A expectativa é que isso ocorra daqui a um ou dois anos. Mas, por enquanto, isso de fato é uma das coisas que prejudica a liquidez do certificado, porque quem vai comprar pensa: “vou comprar (o CGOB) mas não vou poder abater do meu inventário do escopo 1 porque o GHG não reconhece?”. E o GHG é o padrão global dos inventários do mundo. Mas é uma questão de tempo para isso mudar, até porque o CGOB ajuda na credibilidade (do inventário), no momento que tem uma legislação que reconhece isso no mercado regulado, pelo governo federal. A MDC prevê novas operações para atender o cenário de expansão do mercado? Estamos desenvolvendo três projetos com o grupo Lara, um player de aterros relevante no setor. Um em São Paulo (aterro Mauá), outro no Espírito Santo (Vila Velha) e um terceiro menor em Minas Gerais (Pouso Alegre). Declaramos o FID (decisão final de investimento, em português) deles no final do ano passado e agora começa a fase de compras de equipamentos, análise de contratação e detalhamento de engenharia. A ideia é que pelo menos duas delas, em São Paulo e Espírito Santo, que juntas produzirão algo em torno de 100 mil m3/dia de biometano, entrem em operação no final de 2026. Já a de Pouso Alegre talvez demore um pouco mais porque ainda está passando por um teste de captação para saber o volume de biogás disponível. Esperamos que os CGOB possam ser aceitos para compensações no GHG Protocol dentro de um a dois anos
12 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 entrevista Manuela Kayath E nas unidades em operação, alguma expansão prevista? Em Fortaleza, a produção aumentou um pouco e hoje está em torno de 90 mil m3/dia. A operação é bem estável. Mas o desafio agora lá é desenvolver outros produtos que não o biometano, porque temos uma corrente de CO2 biogênico, de cerca de 100 toneladas por dia, que tem um apelo interessante para os combustíveis sintéticos do futuro, seja para amônia verde ou o próprio SAF. Estamos negociando com três players, todos estrangeiros, que pretendem produzir os combustíveis sintéticos no Brasil para exportação. E no Rio, no aterro Dois Arcos, e em Caieiras, em São Paulo? No Dois Arcos (São Pedro da Aldeia, RJ), nossa primeira planta, relativamente pequena, foi autorizada em janeiro pela ANP para aumentar a produção de 15 mil m3/dia para 18,4 mil m3/dia de biometano. Antigamente a geração (comprimida e entregue por caminhão) era só para uso veicular como GNV renovável, mas hoje dois terços da produção são para uso industrial por meio de contrato com a Ultragaz para distribuição do biometano comprimido. Em Caieiras, no aterro da Solví, a unidade com produção de 68 mil m3/dia também tem contrato de longo prazo com a Ultragaz para entrega do biometano para clientes industriais. No aterro de Caieiras, não há planos de expansão com a Solví? O potencial lá é muito grande, já que ele recebe metade do lixo de São Paulo, cerca de 11 mil t/dia. Se fosse desativar as térmicas que estão em operação lá, seria possível fornecer 300 mil m3/dia e termos a maior planta do mundo. Mas obviamente isso seria uma decisão da Solví. Como a senhora vê a solução do WTE (waste to energy), com usinas térmicas que usam a incineração direta dos resíduos sólidos urbanos, como a que terá em Barueri (SP) e que já tem outros projetos até licenciados? A verdade é que no Brasil é muito difícil viabilizar. Não faz sentido com os preços de energia que a gente tem hoje ter uma incineração, principalmente quando há a possibilidade de ter essa valorização energética a partir do biogás de aterro em um país que ainda tem tanto lixão. Pode ser viável em países desenvolvidos, quando não há mais espaço para aterros. Mas no Brasil ainda não é o caso. Precisamos converter para aterro para mitigar a emissão enorme de metano que tem no país, onde mais de 40% do lixo segue indo para lixão, que é o grande emissor. Até porque o Brasil faz parte do Pacto Global de Redução de Metano e em um aterro sanitário bem gerido, com sistema de captação de biogás eficiente, é possível destruir mais de 90% no metano que iria para a atmosfera. Então isso é o que faz sentido. Por quanto tempo depois de um aterro ser fechado ainda dá para produzir biometano? Sem receber novos resíduos, um aterro ainda pode produzir biogás por cerca de 15 anos, sempre de forma decrescente. Para produzir biometano, no entanto, esse tempo é ligeiramente menor, pois o teor de metano vai diminuindo, o que torna inviável o seu aproveitamento para este fim. n
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 13 Bruna de Souza Moraes Bruna de Souza Moraes é pesquisadora e coordenadora do Nipe/Unicamp, engenheira de Alimentos, mestre e doutora em Ciências da Engenharia. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. As projeções futuras para a produção de biometano no Brasil são bastante animadoras. Segundo a presidente-executiva da Abiogás, se todos os projetos anunciados por empresas no último ano se concretizarem, o setor de biometano pode esperar um crescimento de 600% até 2029, alcançando uma produção diária de 7 milhões de m3. Mais da metade dos empreendimentos voltados à comercialização do gás terão origem nos resíduos de saneamento, sendo os aterros sanitários a fonte principal. O Estado do Rio de Janeiro desponta como líder na produção do país, possuindo a maior planta de biometano a partir de Resíduos Sólidos Urbanos (RSU) da América Latina: o aterro sanitário de Seropédica, com capacidade de produção diária de mais de 200 mil m3. Além da grande disponibilidade de resíduos orgânicos, a infraestrutura desenvolvida para a distribuição de gás natural no estado facilita a integração do biometano na matriz energética local. A proximidade com centros industriais e urbanos também garante um mercado consumidor significativo e estável para o gás produzido. E a previsibilidade desse biocombustível frente ao seu similar fóssil – o gás natural, que sofre variações de acordo com o preço do barril de petróleo – é um grande estímulo para as empresas entrarem neste negócio. Esses fatores combinados criam um ambiente propício para investimentos e ampliação da produção de biometano naquele estado. Embora possa ser até 30% mais caro que o gás natural, o biometano vem tendo um cenário favorável para expansão, especialmente em função das metas de descarbonização, que podem representar custos adicionais para as empresas. Com este biocombustível, a pegada de carbono pode ser reduzida dentro do custo já previsto para a produção, tornando-se uma solução mais atrativa economicamente que outras alternativas. Esse é o cenário promissor para os grandes geradores. Mas e os pequenos geradores? Estes podem compreender shopping centers, restaurantes, escolas, indústrias alimentícias, entre outros, que tenham volumes de resíduos orgânicos constantes e separados na fonte, o que melhora sobremaneira a eficiência do processo de produção de biometano. Nestes casos, o modelo de negócio é diferente dos grandes geradores, sendo uma solução descentralizada, na qual os pequenos geradores têm a possibilidade de adotar modelos flexíveis, considerando os usos e a distribuição local. Este fato permite seu desenvolvimento em áreas sem infraestrutura de gás natural, com potencial redução dos custos logísticos e ampliação do acesso a fontes de energia limpa. Além de fortalecer as economias locais, um dos maiores ganhos estaria na conscientização da sociedade por meio da demonstração prática mais prontamente acessível da gestão sustentável de RSU quando comparada aos aterros sanitários, que normalmente se situam fora dos centros urbanos. Um exemplo a ser citado no Brasil é o Programa Cozinha Solidária Sustentável – lançado pelo Governo Federal ao final de 2023 e regulamentado em 2024, com apoio da Itaipu Binacional e da Abiogás – que busca transformar resíduos orgânicos em biogás e insumos para adubo. A ação piloto prevê a instalação de biodigestores em sete cozinhas solidárias no país, visando promover o acesso universal a fontes de energia limpas para cocção de alimentos: neste caso, o biogás produzido seria utilizado localmente em substituição ao GLP. O biometano e a versatilidade de sua produção a partir de Resíduos Sólidos Urbanos Continue lendo esse artigo em: energia/o-biometano-e-a-versatilidade-deproducao-a-partir-de-rsu
14 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 transição energética Os vários caminhos do etanol na mobilidade A emergência climática está constatando a sustentabilidade dos biocombustíveis. Alguns ainda dependem de incentivos para competir com os fósseis. O etanol, ao que tudo indica, já chegou lá
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 15 | POR EUGÊNIO MELLONI | Cinquenta anos depois que o Governo lançou o Proálcool e quase 40 passados desde que o programa sucumbiu vitimado por uma crise no abastecimento do etanol, a lembrança de um programa que não deu certo começa a ceder lugar para um panorama mais promissor. Nesse período, o país se tornou autossuficiente e até exportador de petróleo, o carro movido a álcool hidratado perdeu espaço para os motores flex e os novos elétricos e híbridos ganharam as ruas, sinalizando um futuro de menos emissões de GEE nos transportes. A Brasil Energia foi ouvir como se mobiliza o setor de etanol frente aos novos tempos. “Entendemos que estamos entrando em um mundo em que vão conviver diversas soluções”, disse Luciano Rodrigues, diretor de Inteligência Setorial da União da Indústria da Cana de Açúcar e Bioenergia (Unica), entidade que congrega produtores de açúcar, etanol e bioeletricidade. “Falar de veículo elétrico compartilhado no centro da capital paulista faz sentido. Mas na rodovia Belém-Brasília não”. A entidade considera que o país contará com múltiplas soluções, entre veículos elétricos plug-in, híbridos, flex, híOferta garantida: produção do etanol de cana ocorre entre abril e dezembro, enquanto o de milho é produzido o ano inteiro Foto: Tadeu Fessel/Unica
16 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 transição energética bridos flex, movidos a célula combustível, entre outros, que se adaptarão a diferentes regiões e usos, considerando- -se fatores econômicos e relacionados com a infraestrutura, por exemplo. Roberto Braun, diretor de Comunicação & ESG da Toyota do Brasil, concorda. “Não há uma preferência por uma tecnologia ou por outra, por um combustível ou outro. Eu acho que nós temos que trabalhar naquilo que é viável para o país”, disse ele, citando o acordo de cooperação Mobilidade de Baixo Carbono para o Brasil (MBCB), do qual faz parte e que reúne empresas e entidades para promover a mobilidade de baixo carbono no setor de transportes. “Como um país com agricultura diversificada, o Brasil conta com diferentes insumos para a produção de biocombustíveis, o que nos permite escolher várias rotas tecnológicas para a descarbonização”. Mas ressalvou que o país conta com 50 anos de experiência com o etanol, 22 anos de experiência com a tecnologia flex e 6 anos de uso da tecnologia híbrida flex – fatores que diferenciam o Brasil em relação ao restante do planeta, quando se trata de transição energética no segmento de mobilidade. Como especialistas, lembram que o etanol possui infraestrutura e logística bastante desenvolvida no país, que permite o suprimento em todas as regiões, vantagem que os veículos elétricos, por exemplo, não têm. Rodrigues destaca que há uma preocupação grande, quando se busca promover mudanças na mobilidade, em reduzir emissões. A partir de 2027, destacou, a métrica para contabilizar as emissões será o conceito do “berço ao túmulo”, que mede a pegada de carbono de todas as etapas da fabricação de componentes e veículos, do seu uso e do descarte. Para especialistas, esse conceito favorece os veículos híbridos a etanol. Braun acrescentou que o etanol poderá contribuir para o desenvolvimento de outras rotas tecnológicas, como as células combustíveis a hidrogênio. “Se a genUsina de milho da FS em Lucas do Rio Verde (MT): produção de etanol de milho cresce aceleradamente no Centro-Oeste do país Divulgação/FS
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 17 te pegar um veículo flex hoje rodando com etanol, o nível de emissão dele por quilômetro rodado está abaixo do patamar de um veículo elétrico da Europa e quase no mesmo patamar de um veículo elétrico no Brasil, se a gente considerar o conceito de poço à roda”. A tecnologia flex, com motores que consomem gasolina e etanol, representa atualmente mais de 90% das vendas de veículos de passageiros. O etanol representa entre 45% e 46% do combustível utilizado nos veículos leves, substituindo a gasolina. A Unica calcula que os veículos flex evitaram, de 2003, quando foram lançados, a dezembro de 2023 a emissão na atmosfera de cerca de 660 milhões de toneladas de CO2. De acordo com o estudo “Trajetórias tecnológicas mais eficientes para a descarbonização da mobilidade”, elaborado pela LCA Consultores e pela MTempo Capital a pedido do MBCB, o setor de transporte contribuiu com 13% do total das emissões de CO2 em 2018, ante uma média de 17% observada em países como Estados Unidos, China, União Europeia e Índia. A principal razão para isso, segundo o estudo, decorre do fato de a frota de veículos leves contar com grande participação da tecnologia flexfuel. O etanol, contudo, ainda precisa superar a preferência dos usuários de carros flex pela gasolina, fruto ainda, segundo uns, da imagem deixada pela crise de abastecimento do etanol do fim dos anos 80 ou apenas de uma simples conta de preços. As diferentes alíquotas tributárias nos estados da federação produzem também efeitos na competitividade do proCarros flex representam 90% das vendas de veículos e evitaram a emissão de cerca de 660 milhões de t de CO2 desde que foram lançados, em 2003
18 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 transição energética duto em regiões diferentes. O consumidor já assimilou que só vale abastecer de etanol quando seu preço for inferior a 70% do da gasolina, mas há quem explique isso de outra forma. Desenhado para rodar com os dois combustíveis, o motor flex desperdiça a eficiência maior da octanagem do etanol sobre a gasolina e isso faria grande diferença no resultado econômico. Por conta disso, atualmente, 90% do consumo de etanol hidratado ocorre em apenas seis Estados - São Paulo, Minas, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás e Paraná – além do Distrito Federal. Rodrigues diz que a expansão da cultura canavieira e o crescimento da produção do etanol do milho têm contribuído para mudar esse panorama. No passado, a produção de cana era restrita a São Paulo, Triângulo Mineiro e parte do Paraná, mas hoje existe em Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e outras regiões de Minas Gerais. Além disso, nos últimos cinco anos a produção de etanol do milho tem crescido aceleradamente no Centro-Oeste. Outro fator que contribuirá para ampliar a competitividade do etanol será a tarifa monofásica, que definirá uma alíquota única para o ICMS, em 2029. Atualmente, a alíquota do ICMS em São Paulo é de 12%, enquanto em outros estados chega a 30%. O SAF e os pesados Na busca por novos usos do etanol, os produtores olham com interesse os negócios com o SAF (Sustainable Aviation Fuel), como é conhecido o biocombustível que Fabricante John Deere desenvolve trator com motor ciclo Otto movido a etanol Foto: Divulgação/John Deere
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 19 substituirá o QAV no transporte aéreo. A IATA - International Air Transport Association estima que o SAF poderia contribuir com cerca de 65% da necessidade de redução nas emissões de GEE para que o setor atinja o net zero em 2050. Aprovada no ano passado, a Lei do Combustível do Futuro prevê a substituição, a partir de 2027, de 1% de querosene de aviação por SAF, em uma escala progressiva que termina em 10% de substituição em 2037. Já há um conjunto grande de plantas em estudos e projetadas, na esteira da demanda prevista no setor da aviação para sua descarbonização. E o SAF tem características idênticas ao QAV, com baixa emissão. Há em testes seis rotas tecnológicas possíveis para a produção de SAF. A rota mais avançada, e que parte do óleo vegetal, esbarra, contudo, na oferta limitada dessa matéria prima para atender a demanda prevista. Na sequência, a rota com maior potencial usa a tecnologia Alcohol-To-Jet (ATJ), com a qual são necessários 1,7 litros de etanol para a produção de 1 litro de SAF. A Unica tem recebido delegações de vários países interessados em entender como se dá essa via tecnológica e em abril próximo envia comitiva ao Japão. Já a aplicação do etanol em motores pesados é algo mais desafiador. “O nosso histórico é de veículos leves. Em relação aos pesados, há alguns testes de substituição do diesel por etanol, mas em fase embrionária e em condições muito especificas”, diz Rodrigues. É o Foto: Divulgação/Logum Etanolduto da Logum em São Paulo: infraestrutura e logística bastante desenvolvida no país permite o suprimento do etanol em todas as regiões
20 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 transição energética caso das máquinas agrícolas movidas a diesel. A fabricante John Deere apresentou ao mercado no ano passado um trator com motor ciclo Otto movido a etanol, como alternativa ao diesel e os motores movidos a biometano. No passado, a própria Unica chegou a realizar testes com o etanol em veículos pesados, bancando um projeto-piloto em São Paulo com 50 ônibus movidos a etanol. Os motores eram ciclo diesel e contavam com um aditivo que fazia o papel da vela e reproduzia o efeito de detonador. Conforme foi anunciado na época, o uso do etanol proporcionava redução de até 90% da emissão de material particulado lançado pelos motores a diesel. O projeto, contudo, não teve continuidade. E o veículo 100% a etanol? Para a Unica, essa possibilidade depende mais da estratégia comercial das montadoras do que dos produtores. A entidade considera que os problemas de abastecimento ocorridos no final da década de 80 do século passado, que comprometeram a demanda por veículos, já foram superados. Desenvolvido nos anos 70 e 80, o motor a álcool foi o principal instrumento adotado pelo Governo brasileiro para fazer frente aos choques do petróleo de 1973 e 1979, quando o país era grande importador de petróleo. Em meados dos anos 80, a participação dos carros a álcool na frota brasileira havia superado a marca de 70%, de acordo com estimativas da época. Mas o biocombustível desapareceu das bombas dos postos no final da década de 80, um problema atribuído ao fato de o setor sucroalcooleiro direcionar a cana para a produção de açúcar, cujas cotações no mercado internacional remuneravam o produtor melhor que o etanol no mercado nacional. A crise afetou a credibilidade do Proálcool, levando consumidores e montadoras a voltarem para os veículos a gasolina. De acordo com Rodrigues, os problemas de oferta do passado não se repetiriam hoje. A produção do etanol de cana ocorre entre abril e, em algumas praças, dezembro. E o etanol do milho é produzido o ano todo. Além disso, o diretor da Unica menciona os mecanismos de controle na entressafra, como a obrigatoriedade de estoques e os contratos antecipados. Sites especializados na indústria automotiva têm dado espaço a rumores de que a Stellantis, dona das marcas Citroën, Fiat, Jeep e Peugeot, estaria se preparando para lançar um veículo movido exclusivamente a etanol. Procurada, a empresa se manifestou afirmando que “o caminho da companhia é investir em uma matriz multi energética. Inovamos na transição energética ao criar e lançar a tecnologia Bio-Hybrid, que associa a eletrificação ao motor flex. A redução da emissão de CO2 com o bio-hybrid pode se potencializar com o uso do etanol”. n Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Ações em Transição Energética”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 21 Paula Kovarsky é engenheira mecânica e de produção, com MBA em finanças corporativas. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Paula Kovarsky Depois de passar o Carnaval em Boston e Nova York visitando minhas filhas e ouvindo mais dos locais sobre o governo Trump, voltei ao Brasil ainda mais convencida das minhas teorias recentes sobre o que acontece com a transição energética nestes tempos sem precedentes e bastante bipolares. Precisamos escapar da armadilha euforia-depressão e ser apenas práticos. O Green Deal Europeu, um conjunto de iniciativas políticas propostas pela Comissão Europeia com o objetivo de tornar a União Europeia neutra em carbono até 2050, foi aprovado há apenas 5 anos, em 2020. A Europa assumiu seu papel tradicional de referência na definição de marcos regulatórios globais. Não seria necessário muito conhecimento matemático para concluir que, embora as metas sejam agressivas e impulsionem mudanças, as aspirações europeias não tinham bases de financiamento, dada a situação econômica da região e seus problemas internos. Além disso, regras adicionais como o Carbon Border Tax, restrições a commodities agrícolas produzidas com práticas mais eficientes e sustentáveis e limitações aos biocombustíveis de primeira geração, por exemplo, aumentaram os desafios. Um bom exemplo são os veículos elétricos. A tradicional indústria automobilística europeia ficou muito atrás em termos de competitividade no novo mundo dos EVs, apesar das metas mais agressivas de eletrificação. O Inflation Reduction Act, a resposta quase trilionária dos EUA às mudanças climáticas do governo democrata, surgiu dois anos depois, em 2022. Na época, argumentava-se que o Ato foi aprovado pelo Congresso de uma forma que nem mesmo uma maioria republicana poderia desfazê-lo (talvez essa suposição tenha sido um pouco otimista). Isso criou uma agenda de investimentos bastante focada nos EUA, porque não dizer protecionista, a ponto de gerar ineficiências energéticas e de emissões de carbono. Curiosamente, o programa beneficiou predominantemente estados republicanos até agora – cerca de 60% dos projetos aprovados estão em estados governados por republicanos, que receberam mais de 80% dos investimentos. Quanto à qualidade dos projetos e aos critérios de seleção diante de tanta abundância de fundos, ouvi de diversas fontes da área que poucas escolhas eram escaláveis e que as iniciativas estavam muito dispersas – a exceção foi a captura de carbono, que por sua vez sofreu bastante com a questão de licenciamento. Não me interpretem mal, isso não é uma crítica a esses programas ambiciosos e muito necessários. Está mais do que claro o quão urgente é combater as mudanças climáticas. Em vez disso, esta é minha tentativa de evitar outro movimento pendular em direção à depressão, ao ler e ouvir a turma mais idealista dentre os meus amigos da sustentabilidade. Sob a administração Trump, as agendas de clima dependentes do governo definitivamente desacelerarão nos EUA. Empresas que se diziam comprometidas com a sustentabilidade apenas na superfície (ou greenwashers) mudarão rapidamente de rumo. Da mesma forma, aquelas empresas que avançaram brutalmente para o mundo verde sob a onda de entusiasmo anterior, mas não necessariamente focaram em encontrar bons e sustentáveis modelos de negócios, também terão que mudar. Essas empresas indiscutivelmente existem, mas não são todas. Investimentos em Transição Energética, se sustentáveis, permanecem Continue lendo esse artigo em: energia/investimentos-em-transicaoenergetica-se-sustentaveis-permanecem
22 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 mobilidade elétrica O Brasil totalizou 14.827 eletropostos públicos e semipúblicos em fevereiro deste ano, segundo dados da Tupi Mobilidade. O valor representa uma alta de 22% frente a novembro do ano passado, quando o país tinha 12.137 pontos de recarga. A expansão da infraestrutura acompanha o aumento da participação dos veículos elétricos plug-in (BEV e PHEV) no mercado e a disseminação pelo interior do país. A frota de veículos elétricos plug-in no país soma 208.344 unidades, resultando em um índice de 14 veículos por eletroposto. Atualmente, 1.363 municípios brasileiros contam com eletropostos. Em novembro de 2024, o número era de 1.263, indicando um crescimento de 8% na oferta de pontos de recarga, sejam lentos ou rápidos. O crescimento é notável especialmente no Norte, Centro-Oeste e Nordeste, o que reflete o avanço da eletromobilidade por toInfraestrutura de recarga elétrica cresceu 22% Dados da Tupi Mobilidade mostram que país totalizou 14.827 eletropostos públicos e semipúblicos em fevereiro de 2025 | POR ESTHER OBRIEM | Foto: Divulgação/Shell Eletroposto de carregamento ultrarrápido da Shell em São Paulo
24 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 mobilidade elétrica das as regiões brasileiras. Também inclui o processo de interiorização da infraestrutura. Tipos de carregadores Dos 14.827 eletropostos existentes, 84% oferecem recarga lenta (AC) e 16% (2.430) são carregadores rápidos (DC). Em comparação a novembro de 2024, o crescimento dos carregadores rápidos superou o dos carregadores lentos. O Brasil passou de 1.516 carregadores rápidos em novembro do ano passado para 2.430 unidades em fevereiro deste ano, alta de 60%. Já em relação aos carregadores lentos, o país saiu de 10.621 unidades em novembro de 2024 para 12.397 em fevereiro de 2025, crescimento de 17%. n Número de municípios com eletropostos Polo Automotivo Stellantis de Betim, Minas Gerais O BNDES aprovou financiamento de R$ 241,8 milhões para a Stellantis desenvolver tecnologias que viabilizem a produção de veículos híbridos e elétricos na unidade de Betim (MG). A multinacional quer adaptar ao mercado nacional a estratégia Bio-Hybrid, e trabalhar, em Betim, com três arquiteturas híbridas diferentes (combinando motor a combustão flex e elétrico) e uma arquitetura elétrica (apenas motor elétrico). A Stellantis espera que 20% das vendas do grupo no Brasil sejam de veículos elétricos em 2030.
26 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 biorrefino A transformação da Refinaria de Petróleo Riograndense (RPR) na primeira refinaria 100% renovável do mundo, que produzirá combustíveis sem processar uma gota de petróleo, exigirá a construção de quatro novas unidades de processamento, que somarão investimentos de U$ 1 bilhão (cerca de R$ 5,5 bilhões ao dólar atual) dos sócios do projeto, Petrobras, Braskem e Ultra. Os aportes, que vão revolucionar o processamento da refinaria, serão realizados até dezembro de 2027, afirmou Riograndense terá quatro novas unidades para produzir sem petróleo Petrobras, Ultra e Braskem investirão U$ 1 bilhão para a primeira refinaria 100% renovável do mundo entrar em operação. Preços acompanharão custos, mas demanda fraca ainda é incerta, dizem especialistas | POR SABRINA LORENZI |
Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 27 à Brasil Energia o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França. A biorrefinaria vai produzir combustível de aviação sustentável (SAF), diesel verde (HVO), nafta verde, entre outros produtos. O bio-óleo, líquido viscoso e escuro, rico em compostos orgânicos, assim como o petróleo, precisa de tratamentos adicionais para ser usado em motores ou turbinas. Para processá-lo, a planta industrial da refinaria passará a ter novas unidades capazes de processar outro tipo de matéria-prima, não fóssil. Estão previstas uma Unidade de Pré-tratamento, uma Unidade Geradora de Hidrogênio, uma Unidade de Hidrorefino e uma Unidade de Hidroisomerização, informou o diretor. A Unidade de Pré-tratamento será responsável por preparar o óleo antes das etapas de processamento mais avançadas, desempenhando funções essenciais, como remoção de impurezas e desidratação quando necessário, para evitar problemas como corrosão e formação de emulsões e ajustar as propriedades da matéria-prima, como a viscosidade, para facilitar o transporte e o processamento. Já a Unidade Geradora de Hidrogênio vai gerar, a partir do gás natural, o hidrogênio que será usado no processo de hidrorrefino. “Vai usar gás natural, reagir com o vapor da água e formar o gás de síntese”, informou França. Ele acrescenta que a Unidade de Hidrorrefino responde por um processo importante em refinarias que utilizam hidrogênio para melhorar a qualidade dos produtos derivados. O hidrorrefino costuma remover impurezas e substâncias como enxofre, nitrogênio e oxigênio, o que é fundamental para atender às especificações de qualidade e reduzir as Refinaria Riograndense: projeto para se tornar a primeira refinaria do mundo a fabricar produtos 100% renováveis Foto: João Paulo Ceglinski/Agência Petrobras
28 Brasil Energia, nº 492, 28 de março de 2025 biorrefino emissões de poluentes de combustíveis. O processo geralmente utiliza catalisadores para aumentar a eficiência das reações. Na Unidade de Hidroisomerização, os processos são mais avançados e utilizados para a produção de óleos base, que podem ser usados na produção de combustíveis de última geração com o uso de matéria-prima renovável. “O processo é diferente porque não tem torre de destilação para separar as frações. Primeiro, hidrorrefina e depois, separa as frações”, diz França. Sobre o desafio dos custos maiores de produção, o diretor da Petrobras afirma que “os custos são maiores por conta da matéria prima, mas o preço do derivado também será premium, sem especificar valores, mas dando ênfase aos petroquímicos verdes como “muito valorizados”. Desafio da demanda O projeto de biorrefinaria 100% renovável, no entanto, é visto por alguns especialistas como um risco devido às incertezas deste mercado. “Acho que eles podem estar se arriscando demais, considerando que há projetos de unidades de biorrefino sendo engavetados nos EUA”, comentou um executivo do setor. Na visão da consultoria Catavento, o Brasil possui, de fato, um relevante potencial para investir em projetos de biorrefinarias, especialmente aproveitando sua sólida indústria de biocombustíveis. Os investimentos, segundo a empresa, podem ter papel estratégico para viabilizar a descarbonização de setores de difícil abatimento, como aviação e navegação, que podem se beneficiar do uso de combustíveis renováveis como SAF, HVO e biobunker. “No entanto, há diversas barreiras para viabilizar esse potencial. O principal desafio é o ‘green premium’ associado a esses combustíveis renováveis, que os torna mais caros em comparação aos fósseis. Como consequência, há uma baixa disposição dos consumidores finais (offtakers) para arcar com esse custo adicional”, afirmam as sócias Clarissa Lins, Bruna Mascotte e Tamara Fain em resposta enviada para esta reportagem. O diretor da Petrobras avalia que o mercado vai comportar os dois tipos de combustíveis. “Acho que teremos um equilíbrio entre o verde e o fóssil”, diz William França. Para as especialistas, políticas públicas podem estimular uma demanda inicial por combustíveis renováveis, mas a competitividade brasileira ainda não é garantida. Escala, competitividade e garantia de contratos de longo prazo ainda seguem como os maiores desafios para a consolidação desse mercado. “No Brasil, a escalabilidade e a viabilidade dos modelos de negócios para produção dos combustíveis renováveis avançados ainda são incertas”, avaliam as executivas da consultoria. Para elas, os combustíveis renováveis terão papel fundamental, mas limitado, na descarbonização global, complementando os esforços de eletrificação.
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