2 de dezembro de 2025

O novo plano de investimentos da Petrobras adia aportes em geração de eletricidade renovável e reforça a estratégia da empresa de apostar nos biocombustíveis como forma de descarbonizar seu portfólio. Lançado na quinta-feira (27), o plano separa US$ 3,1 bilhões (R$ 16,6 bilhões) para as chamadas energias de baixo carbono, como eólica, solar e hidrogênio. No plano anterior, eram US$ 5,7 bilhões (R$ 30,5 bilhões). Já o orçamento para bioprodutos, como etanol e biocombustíveis, subiu de US$ 4,3 bilhões (R$ 23 bilhões) para US$ 4,8 bilhões (R$ 25,7 bilhões). “Nesse quinquênio, nossos investimentos em transição energética vão ter mais foco em bioprodutos. Estamos mais de olho na molécula, etanol, biodiesel além desse diesel maravilhoso renovável que usamos na COP30”, disse a presidente da empresa, Magda Chambriard. Ela se referia ao diesel produzido nas refinarias da empresa com petróleo misturado a óleos vegetais. Para a COP30, a estatal forneceu o produto com 10% de conteúdo renovável. Segundo Magda, essa parcela emite 87% a menos do que o diesel de petróleo. O produto é uma grande aposta da estatal para descarbonizar o escopo 3 de suas operações, isto é, o consumo de seus produtos. A empresa luta ainda para conseguir incentivos para a venda do produto em larga escala, como os concedidos ao biodiesel 100% vegetal. Enquanto isso, vende o produto a grandes clientes, como a Vale, e aposta em outros produtos com percentual renovável, como um combustível para navegação com 24% de biodiesel. O produto já é usado pelos navios da empresa e, segundo Magda, “tem grande sucesso na Ásia”. A descarbonização do escopo 3 é o maior desafio do setor de petróleo, já que cerca de 80% das emissões dessa cadeia produtiva ocorrem no consumo de combustíveis. O setor tem investido em descarbonização na etapa de produção, mas os efeitos totais são pequenos. A Petrobras disse que, apesar do corte de investimentos no plano para os próximos cinco anos, a busca de participação no mercado de etanol ainda é prioridade e representa US$ 2,2 bilhões (R$ 11,8 bilhões) do total previsto para bioprodutos. “Estamos negociando com diversos players no mercado e provavelmente em 2026 teremos algum anúncio”, disse a diretora de transição energética da estatal, Angélica Laureano. Ela explicou também que a redução do orçamento para a geração de eletricidade renovável é justificada pelo cenário atual do setor, em que o excedente de oferta de energia é fonte de prejuízos e disputas políticas. Magda complementou que só faz sentido investir hoje em energias renováveis para consumo próprio, o que a empresa vem fazendo ao instalar plantas solares em suas refinarias. Mas grandes projetos para vender energia não são viáveis. “Botar energia na rede para ficar sobrando não faz sentido”, afirmou. Laureano disse que a energia eólica continua nos planos e que a empresa deve ter algum projeto no portfólio em 2026, mas a prioridade é outra. “Priorizamos os bioprodutos, deixando energia eólica e solar um pouquinho para o final do período.” Com redução da projeção de orçamento para renováveis, o plano da Petrobras entrou na mira de organizações ambientalistas. O documento reduz de US$ 11 bilhões (R$ 58,9 bilhões) para US$ 9 bilhões (R$ 48,1 bilhões) o orçamento para gás e energias de baixo carbono. “O novo plano de investimentos da Petrobras nasce velho, com olhar para o passado. No lugar de intensificar os investimentos em renováveis, consolida a lógica petroleira”, afirmou, em nota, Suely Araújo, Coordenadora de Políticas Públicas do Observatório do Clima. Autor/Veículo: Folha de São Paulo

O compromisso encabeçado pelo Brasil na COP30 de quadruplicar a produção e consumo de combustíveis sustentáveis até 2035 tem potencial de mobilizar bilhões em investimentos e alavancar um novo mercado associado à bioenergia: o do CO2 como produto. Estudo publicado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) aponta que o país tem disponível cerca de 27 milhões de toneladas por ano de CO2 apenas no setor de etanol. No biogás, cuja escala de produção ainda é pequena, o volume fica em 491 mil toneladas ano, sendo 99 mil toneladas/ano nas plantas em operação e o restante nas unidades com pedidos de autorização. De acordo com o documento (.pdf), as principais oportunidades envolvem a fermentação alcoólica e a purificação do biogás (em termos de facilidade de captura) e a cogeração a biomassa (em termos de volume). A projeção é que é possível alcançar 197 Mt de CO2 biogênico em 2035 no setor de etanol, a maior parte (155 MtCO2) vindo de cogeração. As usinas de etanol de cana e milho podem contribuir com 36 MtCO2 e o biometano com mais 6 MtCO2. A captura e uso ou armazenamento de CO2 na bioenergia é uma alternativa para reduzir e até levar a indústria a emissões negativas. Um potencial que o Brasil pode explorar para atingir a neutralidade até 2050, e amenizar os impactos de setores que terão maior dificuldade para redução de emissões. A diretora de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE, Heloísa Borges, explica que o aumento acelerado da produção de biocombustíveis fará crescer de forma expressiva o volume de emissões de CO2 biogênico – o que pode ajudar a impulsionar a produção de combustíveis sintéticos e a descarbonização da indústria. “Quando olhamos a rampa de subida da produção de biocombustíveis, há um crescimento grande de CO2 associado à fermentação da indústria sucroalcooleira e à purificação do biogás. Nós podemos usar esse CO2. É um subproduto que pode e deve ser comercializado”, disse em entrevista à eixos na COP30, em Belém, às vésperas da publicação do estudo. Assista O trabalho da EPE aponta que o CO2 biogênico pode viabilizar rotas como e-metanol e e-amônia, que dependem de carbono para sintetizar combustíveis limpos. Segundo Borges, como o uso de carbono fóssil nessas cadeias compromete a descarbonização, a tendência é de valorização da oferta renovável. Oportunidade no mercado de carbono Políticas públicas como o RenovaBio, Combustível do Futuro e Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten) já trazem alguns mecanismos de fomento ao aproveitamento do CO2. No RenovaBio, por exemplo, há um bônus de até 20% na nota de eficiência energético-ambiental do produtor ou importador de biocombustível que comprove emissões negativas de gases de efeito estufa. Mas a EPE também aponta que o desenvolvimento em escala de atividades de captura, transporte, uso e armazenamento de CO2 (CCUS) no Brasil ainda depende de uma série de definições regulatórias e incentivos. Uma das fronteiras é justamente o mercado de carbono, em fase de regulamentação. O relatório aponta que a lei 15.042/2024, que instituiu o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões de Gases de Efeito Estufa, pode ser um mecanismo decisivo para o CCUS no Brasil. “Entretanto, ainda é necessário definir as regulações específicas para início de operação desse mercado”, observa o documento. Do combustível à água com gás A indústria está atenta a esse novo momento do carbono. Nesta sexta (28), a produtora de biocombustíveis Be8 anunciou a assinatura de uma carta de intenções com a Air Liquide para comercialização de CO2 biogênico capturado da produção de etanol. A parceria estabelece o fornecimento do gás a partir de uma usina em Passo Fundo (RS) prevista para entrar em operação no segundo semestre de 2026. Segundo o presidente da Be8, Erasmo Carlos Battistella, com a captura do CO2, o projeto completará o ciclo integral de valorização da matéria-prima. Ao mesmo tempo, atenderá demandas de diversos setores industriais que buscam alternativas sustentáveis para sua produção. Para o diretor geral da Air Liquide Brasil, Rodrigo Jorge, o projeto é estratégico na garantia de cadeias de suprimentos resilientes. O gás será purificado pela Air Liquide em padrões de alta exigência e destinado a setores como hospitais (gases medicinais e terapêuticos), indústria de bebidas (carbonatação), setor metalmecânico (soldagem e resfriamento), refrigeração e controle ambiental, agricultura e hortifruti (ambientes de estufa), entre outras aplicações industriais. Autor/Veículo: Eixos

O governo reduziu a projeção do salário mínimo para 2026, de R$ 1.631 para R$ 1.627. A nova estimativa está relacionada ao comportamento da inflação — um dos componentes da fórmula de reajuste do piso salarial —, que deve encerrar o ano abaixo das previsões iniciais. A nova projeção consta em documentos enviados ao Congresso pelo Ministério do Planejamento para embasar a análise da proposta de Orçamento do próximo ano. A prévia da inflação, medida pelo IPCA-15, registrou alta de 0,20% em novembro, após avanço de 0,18% em outubro. No acumulado de 12 meses, o índice atingiu 4,5% pela primeira vez desde janeiro, ficando dentro do teto da meta estabelecida pelo Conselho Monetário Nacional (CMN), de 3,0%, com margem de 1,5 ponto percentual para cima ou para baixo. No entanto, a inflação considerada para o cálculo do piso salarial é a medida pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor (INPC), que tem divulgação prevista para o próximo dia 10. Só após, o valor do salário mínimo será definido. Se confirmada, a atualização do salário mínimo em 2026 deverá ser de cerca de 7,2% em relação ao piso atual, de R$ 1.518. Regra de reajuste Um dos pressupostos da regra é ajustar o mínimo conforme o índice INPC de 12 meses até novembro do ano anterior (nesse caso, 2025). Além disso, há um aumento real com base no Produto Interno Bruto (PIB) de dois anos antes (2024), mas limitado à taxa de atualização prevista para o teto de gastos do novo arcabouço fiscal. Ou seja, não pode ultrapassar 2,5%. Cortes no Orçamento O salário mínimo é base de uma série de pagamentos, como aposentadorias, pensões e o Benefício de Prestação Continuada. Por isso, o valor precisa constar nas propostas relacionadas ao Orçamento. Ao enviar as novas projeções econômicas ao Congresso, o Ministério do Planejamento não solicitou, porém, a redução desses gastos. Segundo a pasta, um eventual corte vai depender dos parlamentares. “De todo modo e tudo o mais constante, a projeção menor tem o efeito de reduzir os gastos com aposentadorias, pensões e outros benefícios. No entanto, a atualização da projeção depende de outros fatores, como a variação da base de beneficiários, cabendo ao Congresso avaliar a conveniência e oportunidade de alterar as estimativas dos gastos previdenciários e sociais durante a tramitação do PLOA [projeto de Orçamento]”, informou ao G1. Autor/Veículo: O Globo

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou ontem que o último mês do ano terá o acionamento da bandeira amarela, um alívio em relação às tarifas adicionais de cor vermelha que vigoravam desde junho. A classificação para dezembro representará um custo adicional de R$ 1,88 para cada 100 kWh consumidos – ante os R$ 4,46 de novembro. O anúncio vem em linha com as expectativas de especialistas do setor elétrico. Custo Bandeira representará custo adicional de R$ 1,88 para cada 100 kWh consumidos no mês Nos meses de junho e julho, o enquadramento foi de vermelha patamar 1. Em agosto e setembro, o adicional subiu para vermelho patamar 2. Em outubro, houve recuo ao patamar 1, que se manteve em novembro. A Aneel afirmou que, até o momento, a previsão de chuva para dezembro é superior à de novembro, na maior parte do País. A estimativa considera a entrada do período chuvoso. Ainda assim, a expectativa de chuva está, de forma geral, abaixo da sua média histórica para este mês do ano. Os primeiros meses de 2026, por sua vez, devem ser de bandeira verde, sem cobrança adicional. Porém, apesar das perspectivas positivas à frente, as projeções podem ser alteradas. Além do risco hidrológico, gatilho para o acionamento das bandeiras mais caras, outro fator de peso é o aumento do chamado Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) – valor calculado para a energia a ser produzida em determinado período. Com as condições de geração de energia mais favoráveis, foi possível mudar da bandeira vermelha patamar 1 para amarela. A Aneel reforçou que o acionamento das termoelétricas continua essencial para atender à demanda. Isso justifica o pagamento adicional com a sinalização da bandeira tarifária. • Autor/Veículo: O Estado de S.Paulo

Depois de anunciar uma redução nos investimentos previstos em seu Plano de Negócios para o período 2026-2030, na noite de quinta-feira, a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, afirmou ontem que a estatal está “comprometida com o crescimento”, a partir da Exploração e Produção (E&P) e dos esforços em gerar mais energia, com nível de investimentos adequados. “Nós tivemos uma mudança importante nesse plano que é a extensão do pico de produção. Vamos entrar no platô com 2,6 milhões de barris por dia (bpd) até 2034. No plano anterior, a produção declinava a partir de 2032”, ressaltou ela. O Plano de Negócios para o período 2026-2030 prevê investimentos de US$ 109 bilhões (R$ 583 bilhões) no período, cifra 1,8% menor que a do plano anterior (2025-2030). Desse total, US$ 81 bilhões estão garantidos, US$ 10 bilhões foram colocados para revisão trimestral até 2027 e outros US$ 18 bilhões serão analisados futuramente pela petroleira. Na entrevista para falar sobre o plano de negócios da estatal, Magda explicou que a cada 100 mil barris de petróleo adicionais produzidos, a estatal ganha US$ 2,5 bilhões em receita adicional. Assim, a companhia trabalha para a extensão do pico de produção. O platô de produção de petróleo até 2034, segundo ela, só é possível com os investimentos. “Mas nós vamos manter a produção com o mínimo de investimento possível. A produção vai aumentar até 2028, será de 2,7 mil barris bpd”, explicou durante entrevista. A executiva ressaltou ainda que a empresa está “comprometida” com projetos complementares e novas plataformas já contratadas para garantir uma produção de qualidade. Isso tem contribuído, em sua visão, para que, mesmo diante da queda do preço do petróleo Brent, a Petrobras entregue eficiência e disciplina de capital. No entanto, ela observou que, se a cotação do petróleo cair abaixo de US$ 62, projetos terão de ser revistos. “Estamos em um mundo instável. O preço do petróleo flutua. Houve uma queda de US$ 20 por barril desde o ano passado. Isso significa que hoje, em novembro, temos 75% do valor do Brent, que é o que nos remunera, em relação ao início de 2024”, justificou ela, relacionando à desvalorização da cotação do petróleo a definição do valor que a estatal pretende investir nos próximos cinco anos. REMUNERAÇÃO MENOR. “Eu chamo a atenção que, do primeiro semestre do ano passado, para o momento atual, nós temos uma queda de US$ 20 por barril no preço do petróleo cru”, disse Magda. “Isso significa que nós estamos hoje, no mês de novembro, com 75% do valor do petróleo Brent, que é o que nos remunera, comparado ao início do ano de 2024.” No Plano de Negócios, o valor do petróleo Brent previsto para 2026 é de US$ 63 o barril, e de US$ 70 o barril para 2030. De acordo com o diretor Financeiro da Petrobras, Fernando Melgarejo, a empresa está assumindo um nível menor de risco de execução do que no ano passado. “Nosso Brent de equilíbrio nos dá flexibilidade de buscar geração de receita e valor com riscos controlados”, disse, observando que a projeção de câmbio com o dólar a R$ 5,80 para o longo prazo está adequado com a inflação, considerando o diferencial de juros americanos e juros brasileiros. BRASKEM. Questionada sobre o possíveis novos investimentos daestatal na Braskem e na Refinaria de Mataripe, antiga Landulpho Alves (Rlam), Magda lembrou que a Braskem é uma companhia independente e aguarda a solução do seu problema societário. “Se a gente tiver de investir alguma coisa junto, com um novo sócio, nós vamos analisar. Nesse momento, isso não está sobre a mesa”, afirmou. Sobre a Rlam, vendida para o fundo Mubadala em 2021, ela disse: “Se algum dia vier para o mercado a preços justos a gente considera”. • Autor/Veículo: O Estado de S.Paulo