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A tragédia climática no Rio Grande do Sul deve pressionar o preço das principais culturas do Estado e elevar o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) de 2024 em pelo menos 0,10 ponto porcentual, calculam economistas consultados pelo Estadão/Broadcast. Itens como soja, leite, frutas e, principalmente, arroz devem ser os mais afetados, segundo os analistas. Além da perda de parte da safra, eles destacam que as chuvas causaram impacto na logística do Estado, o que deve dificultar o escoamento da produção. Logo, com a oferta de produtos limitada nas prateleiras, os preços pagos pelos consumidores estarão pressionados. A estrategista de inflação da Warren Investimentos, Andréa Angelo, elevou de 3,8% para 3,9% sua projeção para o IPCA do ano, mas reconhece que há um risco de alta adicional, à medida que informações mais precisas sobre o impacto das chuvas chegarem. “Eliminei a queda que previa no preço do arroz no meio do ano”, explica a analista. “Após uma alta de 24,5% no ano passado, o arroz já vinha em desaceleração e entraria em deflação, onde ficaria até setembro”, contextualiza. Em relatório, a Datagro considerou que o maior impacto no setor de grãos deve acontecer no arroz, onde o potencial de perdas é estimado pela consultoria agrícola entre 600 mil e 700 mil toneladas, ou cerca de metade do total ainda a ser colhido. Na soja, principal grão produzido no Rio Grande do Sul, as perdas potenciais são de 750 mil a 1,25 milhão de toneladas, ou 15% a 25% da área ainda não colhida. Angelo, da Warren, lembra que, em 2008, em razão de um ciclone subtropical no Rio Grande do Sul que prejudicou a produção de arroz, o preço no atacado subiu 57% e demorou cinco meses para voltar. “O ciclone é apenas uma medida de sensibilidade. Como achamos que agora foi pior, o preço, já em patamar elevado, pode subir ainda mais”, observa a economista, que também prevê pressão na inflação de curto prazo de itens como gasolina, proteínas e parte dos alimentos in natura. O economista João Fernandes, da Quantitas, também elevou sua projeção para o IPCA do ano em 0,10 ponto porcentual, de 3,9% para 4%. Ele calcula, porém, que, com as informações de momento e em um cenário menos conservador, o efeito das chuvas no Rio Grande do Sul poderia significar uma alta adicional de 0,20 ponto no IPCA do ano. “Em um cenário de pouco mais de estresse, a perda da safra de arroz pode ser de até 20%. É algo relevante para a produção nacional”, avalia. A economista do Banco ABC Brasil Amanda Noyama calcula impacto entre 0,10 e 0,15 ponto porcentual para o IPCA do ano, mas, por ora, não alterou sua estimativa para a inflação de 2024, que segue em 3,9%. “Vamos ver como ficará, até por questão metodológica, de como ficará a coleta de preços por lá”, observa a analista, que prevê que o maior impacto altista deve ocorrer nas leituras de junho e julho do IPCA. Fora a quebra da produção, Noyama concorda que os preços podem subir pelas dificuldades logísticas causadas na região. “Pode levar a um aumento regional de preços”, afirma a economista, que cita o arroz, carnes suínas e algumas frutas e itens de horticultura como possíveis pontos de pressão para a inflação. O economista Fabio Romão, da LCA Consultores, também calcula que a pressão adicional sobre o IPCA de 2024 deve ficar em torno de 0,10 ponto porcentual, puxada pelos efeitos negativos da chuva sobre a produção de arroz, leite, soja e itens de pecuária. Com isso, a LCA elevou a projeção para a inflação dos alimentos no domicílio de 2024, de 3,9% para 4,5%, mas manteve a expectativa para o índice geral do ano em 3,7%. “Tem o impacto dos alimentos, mas, por outro lado, acabei moderando a estimativa para combustíveis e energia elétrica, que têm vindo comportados”, explica Romão. O departamento de pesquisas e estudos econômicos do Bradesco ponderou que desastres regionais, como os do Rio Grande do Sul, tendem a normalmente produzir efeitos transitórios sobre a inflação e o Produto Interno Bruto (PIB), ainda que, localmente, possam ter estragos significativos e duradouros. Em relatório, o banco informou que, antes de revisar seu cenário, vai observar com atenção os impactos. Na mesma linha, o economista-chefe do Rabobank Brasil, Maurício Une, avalia que ainda é cedo para fazer qualquer estimativa dos impactos do que está acontecendo no Rio Grande do Sul sobre a inflação do restante do País. Ele reconhece, porém, que a produção de arroz no Estado é o principal ponto de atenção. “Quando falamos do Rio Grande do Sul, sabemos que em época de El Niño há uma pressão maior de preços na região porque ela fica mais chuvosa. Mas isso de alguma forma já estava acontecendo”, diz Une. Ele reitera que ainda faltam detalhes de como as cadeias de produção locais foram afetadas. “Ainda estamos tentando tomar pé de como anda a situação e de qual será o impacto de forma total”, contemporiza. Autor/Veículo: O Estado de São Paulo

Impulsionado por uma série de investimentos e perspectivas favoráveis, o etanol de milho ganhou força como uma alternativa robusta e sustentável no cenário energético brasileiro. Com um crescimento de 800% na produção nos últimos cinco anos e estimativas otimistas para o futuro próximo, esse biocombustível ganha destaque não apenas pela sua eficiência, mas também pelo seu potencial para impulsionar o desenvolvimento econômico regional e mitigar os impactos ambientais. Para se ter ideia, a produção do etanol a base de milho saltou de 520 milhões de litros na safra 2017/18 para 4,5 bilhões de litros na safra 2022/23, conforme dados da Confederação Nacional da Indústria (CNI). Esse crescimento está diretamente ligado aos investimentos maciços realizados no setor. A expectativa é de que o etanol de milho represente 19% de todo o etanol consumido no Brasil na safra de 2023/24, segundo a União Nacional do Etanol de Milho (UNEM), consolidando-se como uma parte integral da matriz energética do país. No entanto, para esse segmento continuar avançando ainda mais, é preciso ainda ultrapassar algumas barreiras, como por exemplo, a temida falta de armazenagem. O país possui uma infraestrutura insuficiente, com uma capacidade estática de apenas de 14% de uma única safra. No ano passado, as grandes colheitas de soja e milho e o déficit geraram em torno de R$ 30 bilhões em prejuízo, segundo divulgou a consultoria COGO Inteligência em Agronegócio. Em Mato Grosso, maior produtor de grãos nacional, o déficit de armazenagem na safra 2021/22 foi de 57,1 milhões de toneladas, considerando todas as culturas, segundo o Instituto Mato-grossense de Economia Agropecuária (Imea). Esta é exatamente uma das regiões em que as usinas de etanol de milho têm se instalado. Segundo o engenheiro agrônomo Lalo Malinarich, head de mercado Silox do Grupo Nortène primeira produção comercial desse tipo de biocombustível começou em 2012, desde então, o país testemunhou um crescimento substancial no setor, com 18 usinas atualmente em operação. “Destas, 16 estão localizadas na região Centro-Oeste, com destaque para o Mato Grosso, principal líder de produção, representando cerca de 70% do total”, reforça. Futuro promissor Além de ser uma fonte de energia renovável, o biocombustível é reconhecido como um grande agregador de valor, pois, de acordo com o especialista, além de ajudar a fomentar a produção do cereal em Mato Grosso e em todo o país, o setor gera co-produtos como óleo e DDG (Distillers Dried Grains), utilizados na dieta dos bovinos, contribuindo para a segurança. A eficiência energética do etanol de milho é um ponto de destaque, embora sua pegada de carbono ainda seja objeto de estudo e aprimoramento. Dados do Departamento de Agricultura dos Estados Unidos (USDA) indicam que o etanol de milho emite 30% menos carbono do que a gasolina, tornando-o uma opção mais limpa e sustentável. “Comparativamente à cana-de-açúcar, o milho também apresenta vantagens específicas que promovem a sustentabilidade ambiental. Enquanto a cana utiliza o bagaço para gerar energia, o milho estimula o uso de cavaco de madeira reflorestada, favorecendo a utilização de recursos renováveis”, endossa Malinarich. E as perspectivas são boas, por exemplo, segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), existem grandes expectativas para o futuro do setor de etanol de milho no Brasil. Espera-se que 11 novas usinas sejam colocadas em prática, além de sete ampliações específicas na fabricação de etanol de milho. E a armazenagem? Apesar dos avanços, desafios como a escassez de silos para armazenamento destacam a necessidade de soluções inovadoras para garantir a eficiência da cadeia produtiva. Nesse contexto, o Grupo Nortène desempenha um papel crucial ao oferecer soluções inovadoras, como o silo-bolsa de uma das suas marcas, a Silox. Para a doutora em agronomia Sueyde de Oliveira Braghin, inteligência de mercado agro da empresa, o silo-bolsa, que é uma opção para estocagem móvel e de fácil acesso, permite o armazenamento desde curtos períodos até prolongados, visando garantir a qualidade final do grão para uso. “Esta tecnologia contribui para a eficiência e a sustentabilidade da cadeia produtiva do etanol de milho, pois oferecemos uma solução, principalmente para os Estados do Centro-Oeste que sofrem bastante com este situação todas as safras”, explica. Diante do cenário de transição energética e busca por alternativas mais sustentáveis, o etanol de milho surge como uma solução promissora, capaz de impulsionar o desenvolvimento econômico e social do Brasil. “Com investimentos contínuos e uma abordagem focada na eficiência energética e na mitigação dos impactos ambientais, esse biocombustível está se consolidando como uma parte fundamental, contribuindo para um futuro mais verde”, finalizou a doutora. Autor/Veículo: Notícias Agrícolas

Inserir a parcela processada do diesel da Petrobras no Combustível do Futuro será bom para o agronegócio e não representará uma competição com o biodiesel, disse o diretor de transição energética da Petrobras, Maurício Tolmasquim, nesta terça (30/4). A decisão está com o Congresso Nacional. Durante a tramitação do projeto de lei, primeiro no governo e depois na Câmara, ficou decidido que o coprocessado não será incluído no aumento do mandato do biodiesel (piso subiu para 13%), nem sequer na nova pública, de inserção do diesel verde (até 3% na versão atual). “A gente não pretende, não quer, não tem intenção de competir com o biodiesel”, disse o diretor a jornalistas depois de participar do seminário Transição Energética no Mar na Fundação Getúlio Vargas (FGV). Desse modo, a Petrobras estaria ‘competindo’ consigo mesma, já que é hoje a única empresa com potencial de produção de HVO no país, na visão da própria companhia, argumentou. Há outros projetos em desenvolvimento no Brasil, como o da BBF que tem a distribuidora Vibra com cliente-âncora; e da Acelen, mas do qual a Petrobras é parceira no desenvolvimento, aproximação que pode levar à recompra do controle da refinaria da Bahia. Petrobras levou proposta ao Senado Federal Depois da aprovação do texto na Câmara, a Petrobras levou ao Senado a proposta oficial que, de fato, vinha discutindo antes mesmo de o projeto ser enviado pelo governo federal: reconhecer a parcela renovável do diesel coprocessado no mandato de diesel verde que poderá ser criado na nova lei. Sem mudar o capítulo do biodiesel. Isso porque, defende a Petrobras, trata-se do mesmo produto: um combustível drop-in (idêntico ao diesel fóssil), objetivo a partir de biomassa renovável. A diferença é que no processo da Petrobras, o óleo vegetal é coprocessado com o petróleo nas refinarias. O diesel verde já foi definido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em 2021: um substituto drop-in do diesel produzido a partir de fontes 100% renováveis. Em termos de política pública, o coprocessado está em um limbo. O diesel entregue pela Petrobras com a parcela de 5% de conteúdo renovável (Diesel R5) é tratado, para todos os fins, como diesel A, antes da mistura com biodiesel. Tolmasquim afirma que considerar o volume renovável no atendimento ao mandato do diesel verde é uma ideia positiva também para o agronegócio, que vai ganhar uma demanda para o insumo do coprocessado. “É um ganha-ganha para todo mundo. O setor agro ganha mais um cliente. A gente não quer ser uma ameaça para o setor de biodiesel. Ao contrário, a gente acha que o biodiesel é importante. Só estamos querendo entrar, ter um nicho ali para um produto que a gente faz”, disse. O setor de biodiesel discorda e teve apoio do governo federal em dois momentos: na edição do projeto de lei, que saiu com “diesel verde” e não “diesel renovável” com abertura para o coprocessado; e quando o Planalto fechou o acordo com o relator na Câmara, Arnaldo Jardim (Cidadania/SP) para aprovação do relatório. “O diesel coprocessado é um método que consiste na inserção de uma pequena parcela de conteúdo renovável no diesel – tipicamente 5%. Ou seja, é um produto predominantemente fóssil (95%) de produção exclusiva da Petrobras, patenteado em 2005, e não havendo possibilidade de ser produzido em refinarias de outras companhias”, reforçou o deputado Alceu Moreira (MDB/RS), em nota nesta terça (30/4). O parlamentar preside a frente parlamentar do biodiesel, está à frente das articulações no governo e na Câmara e defende, reiteradamente, que o “coprocessado é fóssil”. O Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), por sua vez, defende historicamente, que não haja distinção entre os combustíveis substitutos do diesel, que todas as rotas possam atender aos objetivos de redução de emissões, sem amarras legais de mistura obrigatória. “Você travar uma definição em si dos processos [produtivos], a definição de biodiesel, de hidrogênio, SAF [combustível sustentável de aviação], enfim… Há de ter uma definição, mas quanto mais genérica ela for, melhor”, defendeu Jean Paul Prates, em entrevista à epbr, em março. “O processo tem que ser em cima de redução de emissões”, defendeu. A Petrobras tem duas refinarias que processam diesel com 5% de teor renovável (R5), a Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), no Paraná, e a RPBC, em São Paulo. Até o final do ano, esse produto vai passar a ser entregue também na Replan e na Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro. Com biodiesel, Petrobras mira mercado marítimo A Petrobras vai iniciar a oferta comercial do combustível marítimo com conteúdo renovável até o final do próximo ano nos portos brasileiros, disse o gerente-geral de planejamento logístico da companhia, Rafael Feldman. “O Porto de Santos é um grande candidato, naturalmente”, afirmou durante o seminário. Segundo Feldman, apesar de a frota própria e afretada da Petrobras ser uma candidata natural a receber esse produto, também existem outras empresas interessadas. Em 2023, a companhia iniciou os testes do bunker com 24% de biodiesel, com o objetivo de ampliar o uso de matéria-prima renovável na navegação. Segundo Tolmasquim, a companhia já avalia a realização de novos testes com um teor ainda maior. De olho na demanda de embarcações por combustíveis renováveis, a estatal também iniciou as análises internas para a construção de uma planta de metanol sintético. O combustível é produzido a partir do hidrogênio verde e do CO2 biogênico. “[A análise] não está na etapa inicial, mas a gente está olhando com muita atenção e expectativa positiva”, disse o diretor. A respeito da localização da planta, o executivo afirmou que a companhia vai escolher um lugar próximo à produção de etanol e com disponibilidade de energia elétrica renovável, barata e abundante. O projeto será viabilizado por meio de uma parceria. Em novembro, assinou um memorando de entendimentos com a empresa dinamarquesa European Energy para avaliação de oportunidades de e-metanol no Brasil. Segundo Tolmasquim, a tendência é que inicialmente o produto seja exportado, dado o alto custo. “Tem que ser um cliente que aceita pagar um prêmio

O Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) aprovou, na última semana, dois convênios (20/24 e 21/24) para coibir a criação de novos corredores de entrada de combustíveis derivados de petróleo com diferimento do ICMS-Importação e aplicação de crédito presumido. Em reunião realizada na quinta-feira (25/4), o colegiado deu aval à uniformização de procedimentos de cobrança do imposto interestadual, o que inclui a preservação de notas e documentos fiscais, e à imposição de novas regras na etapa do desembaraço aduaneiro, como a inclusão da solidariedade tributária. Trata-se de um movimento articulado para evitar situações como a que ocorreu no Amapá, com a entrada do diesel russo e outros derivados. O estado se beneficiou por oito meses (entre agosto de 2023 e abril de 2024) com uma manobra para facilitar a importação no desembaraço em alto mar, o que fez com que os demais estados perdessem arrecadação. A situação abriu uma crise federativa dentro do Comsefaz e do Confaz. Embora seja visto como um problema estritamente tributário, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) também acompanha o caso. Há, no grupo de empresas que se beneficiaram do regime especial de importação do Amapá, agentes envolvidos em outros tipos de infrações sob fiscalização da agência. Os novos convênios O Convênio 20 tem a missão de padronizar o controle arrecadatório e garantir o recolhimento monofásico no desembaraço. Assim, a fiscalização alfandegária deverá demandar toda a documentação do importador (declarações de importação, nota fiscal e comprovantes de recolhimento do ICMS monofásico). Além disso, na saída do combustível da área aduaneira, a empresa responsável pela compra da mercadoria estrangeira terá que emitir nota fiscal eletrônica de remessa a conta e ordem do responsável pela aquisição. Já o Convênio 21 propõe a inclusão da solidariedade tributária na operação de importação de combustíveis. Também condiciona a destinação da carga (após o desembaraço) à anuência do Fisco do estado para o qual o produto será levado. Em nota, o Instituto Combustível Legal (ICL) classificou o resultado da reunião do Confaz como positiva. Para a entidade, a inclusão da solidariedade tributária e a obrigação em relação ao aval do estado de destino das mercadorias “serão controles fiscais eficientes”. “Ainda será possível reduzir eventuais distorções de mercado, promover a melhoria da fiscalização e evitar réplica de tratamentos tributários similares em outras regiões do país.” Prejuízos estimados em R$ 1 bilhão Após pressão de agentes do mercado, o próprio governo do Amapá decidiu revogar o regime especial de importação que possibilitou a entrada de cerca de 1 bilhão de litros de diesel russo no país com diferimento de ICMS, entre agosto de 2023 e abril de 2024. No total, mais de dez empresas foram descredenciadas. No período, há um prejuízo total estimado em R$ 1 bilhão, somente em impostos que incidem sobre o diesel A, de acordo com o ICL. Após a revogação, estados prejudicados e agentes privados se mobilizaram para evitar que a prática migrasse do Amapá para outras unidades da federação. A articulação incluiu entidades como ICL, IBP, Abicom, Brasilcom, Fecombustíveis e SindTRR. O esquema funcionava por meio de incentivos concedidos pelo governo do Amapá. As empresas habilitadas compravam principalmente diesel russo e, com nacionalização da carga durante o trajeto marítimo, deixavam de recolher os impostos que seriam de direito dos estados de destino. Os navios sequer passavam pelo porto de Santana. Toda a carga era redirecionada, após o desembaraço, aos principais pontos de importação. O ICMS-Importação era então diferido pela Secretaria de Fazenda do Amapá, possibilitando o pagamento em até 60 dias, com aplicação de crédito presumido de 8% na saída interestadual das mercadorias. A obrigatoriedade de recolhimento do imposto ficava com as distribuidoras que compravam a carga após o desembaraço. Estas, no entanto, deixavam de pagar a substituição tributária no destino sob alegação de que o tributo interestadual havia sido quitado anteriormente. Dentro do Comsefaz, o Amapá foi apontado por promover uma guerra fiscal, em desrespeito à lei que instituiu a monofasia para as operações com combustíveis. O estado lucrava cerca de R$ 3 milhões por empresa credenciada, em decorrência do diferimento do ICMS-Importação. A reportagem procurou a Secretaria de Fazenda do Amapá, mas não obteve retorno. Autor/Veículo: EPBR