Com base nos dados consolidados de 2024, este artigo examina como o Brasil utiliza o petróleo que produz e importa, e avalia quanto desse volume poderia, no futuro, ser substituído por fontes de energia não fósseis como eletrificação e biocombustíveis. Essa é uma discussão, que as vezes ganha contornos políticos, mas iremos analisar estritamente pela ótica econômica e tecnológica.
1. Produção e Importação de Petróleo em 2024
Em 2024, o Brasil produziu em média cerca de 3,36 milhões de barris de petróleo por dia. Esse petróleo é, em sua maioria, de médio a alto peso (alta densidade) e baixo teor de enxofre, especialmente o oriundo do pré-sal. Além disso, o país importou aproximadamente 270 a 280 mil barris por dia, principalmente petróleo leve, utilizado para compor blends nas refinarias.
2. Exportação de Petróleo Cru
Mais da metade do petróleo produzido no Brasil em 2024 foi exportado — cerca de 1,75 milhão de barris por dia, ou 52% da produção nacional. O óleo brasileiro exportado é predominantemente leve e doce (baixo enxofre), sendo altamente valorizado por refinarias internacionais. Os principais destinos foram China (44%), EUA (14%) e Espanha (11%).
3. Consumo Interno e Refino
O volume de petróleo refinado no Brasil em 2024 foi de aproximadamente 1,9 milhão de barris por dia, destinado majoritariamente à produção de combustíveis (gasolina, diesel, querosene etc.). As refinarias operaram com alto fator de utilização, mas ainda assim o país importou parte dos derivados consumidos. A Tabela 1 a seguir, resume a destinação do petróleo no Brasil em 2024.
4. Lógica Econômica: Exportação vs. Refino Interno
Exportar petróleo cru e importar derivados refinados pode parecer contraditório, mas faz sentido econômico. A estrutura de refino nacional é limitada e o petróleo exportado tem alta qualidade, sendo mais valorizado lá fora. Ao mesmo tempo, o Brasil importa óleos mais leves para ajustar o blend das refinarias e atender à demanda interna por derivados leves.
5. Substituição por Fontes Não Fósseis
Cerca de 50% a 60% do petróleo consumido no Brasil poderia, até 2040, ser substituído por fontes não fósseis. Abaixo, apresentamos na Tabela 2, a distribuição do consumo de derivados em 2024 e suas possibilidades de substituição:
Conclusão
O Brasil combina uma posição de destaque como exportador de petróleo com desafios internos de refino e segurança energética, além de possuir a matriz energética mais limpa do mundo. Boa parte do petróleo consumido pode ser substituído por alternativas sustentáveis nos próximos 15 a 20 anos, mas isso exigirá políticas industriais, tecnológicas e ambientais consistentes.
O futuro da energia no Brasil depende do equilíbrio entre produção, industrialização e transição energética. Ver a Tabela 3 abaixo, com a “dinâmica” da transição ponderada por categoria e tempo estimado.
Não tem sentido, do ponto de vista geopolítico e estratégico, simplesmente abrir mão da produção de petróleo, da noite para o dia, e nem abdicar da nossa vocação de um país líder na Transição Energética.
Temos que fazer a “transição” de olho nos detalhes…que é aí que mora o perigo !
Fontes consultadas:
Dados consolidados de 2024 do Ineep/ANP sobre produção e exportação ( eixos.com.br , brasildefato.com.br );
Relatório anual da Petrobras (2024) sobre refino e derivados e api.mziq.com sobre a qualidade do petróleo;
Análises setoriais (Agência Brasil, Eixos, Brasil de Fato, O Globo) para qualidade do petróleo e comércio externo (conexoscloud.com.br );
Essas referências corroboram os valores e explicações acima, evidenciando o destino do petróleo brasileiro em 2024.
Por Tulio Chipoletti Baseado no relatório publicado pela consultoria Wood Mackenzie – abril de 2025
Foi publicado pela consultoria Wood Mackenzie o artigo intitulado “Tough at the top: the threats to US energy dominance” que examina os pilares da dominância energética dos Estados Unidos e os desafios que podem comprometer sua continuidade nas próximas décadas. A seguir, apresentamos um resumo adaptado do conteúdo, mantendo a estrutura lógica, os gráficos e as principais análises desenvolvidas pelos autores.
A ascensão da dominância energética dos EUA
A produção norte-americana de petróleo e gás triplicou nos últimos 15 anos, respondendo hoje por 20% do fornecimento global de líquidos e 25% da produção mundial de gás natural. Isso consolidou os EUA como o maior produtor de hidrocarbonetos do mundo, superando a soma de Arábia Saudita e Rússia.
Figura 1 – Maiores produtores de petróleo e gás em 2025, em milhões de boe/d
Essa dominância transformou o país em ator-chave na segurança energética global:
Exportações de GNL mantêm o fornecimento para a Europa após a crise com a Rússia.
Volume recorde de petróleo blindou a economia americana contra choques de oferta.
Crescente influência dos EUA na Ásia por meio do comércio de GNL.
Fundamentos da performance upstream dos EUA
1. Redução contínua de custos
Os custos de breakeven caíram cerca de 65% desde 2005, com avanços em recuperação de recursos, logística e tecnologia. Atualmente, os valores estão abaixo de US$ 35/barril e US$ 2,50/mcf nos melhores ativos de petróleo e gas natural, respectivamente.
2. Flexibilidade de capital
O modelo americano permite ajuste rápido de investimentos diante de oscilações de preços, com retornos em menos de 12 meses em muitos casos. Habilidade de alterar o Capex – as vezes em poucos meses – em função das debilidades e fortalezas dos preços das comodites.
Figura 2 – Elasticidade do CAPEX onshore nos EUA vs. upstream global
3. Regime fiscal atrativo
O sistema tributário upstream nos EUA é dos mais favoráveis, permitindo que empresas retenham mais de 65% do valor presente líquido (NPV10) em projetos, mesmo com royalties elevados. Veja no grafico abaixo, a comparação com outros paises, principalmente o Brasil.
Figura 3 – Participação no valor dos projetos em países produtores selecionados
4. Consolidação e inovação
A consolidação nos últimos dois anos somou mais de US$ 100 bilhões em M&As, com grandes operadoras como ExxonMobil, Chevron e ConocoPhillips liderando. A troca de ativos impulsiona ganhos de eficiência.
Os mercados de negócios no último ciclo de consolidação a montante têm estado diretamente ligados à inovação e à concorrência. Os compradores têm adquirido ativos para implantar novas tecnologias e integração em escala.
Figura 4 – Participação dos EUA nos investimentos globais em M&A upstream
Desafios à continuidade da dominância
Apesar da liderança consolidada, o setor enfrenta riscos estruturais:
Barreiras comerciais, tarifas e possíveis impostos de carbono transfronteiriços podem reduzir a competitividade das exportações americanas.
O declínio natural da produção exige que os EUA adicionem volumes equivalentes à produção total da Noruega a cada ano, apenas para manter o nível atual.
O recurso que sustentou a escalada – o shale – está maduro e a produtividade por poço perfurado estagnou nos principais campos.
A nova política de dividendos fixos limita o reinvestimento mesmo com preços altos.
Figura 5 – Pico da produção upstream dos EUA projetado
O Dilema das Substituições
A Wood Mackenzie estima que, entre 2035 e 2040, os EUA perderão 1,7 milhão de boe/d em petróleo e gás, ao mesmo tempo em que sua produção de energia de baixo carbono deverá crescer em volume equivalente. No papel, isso sugere uma transição energética suave. Mas o cenário global revela outro problema: a China está liderando com folga a corrida por tecnologias limpas.
Enquanto os EUA seguem como uma petroeconomia, a China já se posiciona como uma eletroeconomia, dominando a cadeia global de baterias, veículos elétricos e energia solar. Essa vantagem deriva de planejamento estratégico e apoio estatal contínuo, que alavancaram a eletrificação do transporte e o desenvolvimento de energias limpas e nucleares.
Os EUA ainda lideram em volume de produção de hidrocarbonetos, mas a China lidera em produção em massa de tecnologias limpas com baixo custo, exportando para o mundo e moldando o novo mapa energético global.
Figura 6 – Participação global em energias renováveis em 2025
Ações para manter a liderança
Mesmo diante dos desafios, os EUA podem preservar sua posição no mercado energético global se mantiverem os fatores que os tornaram líderes no shale:
Inovação colaborativa
Grandes empresas como a ExxonMobil estão testando tecnologias avançadas, como modelos geológicos baseados em IA, para otimizar o design de poços e plataformas em tempo real. Isso pode reduzir custos e abrir acesso a reservas atualmente não econômicas.
Figura 7 – Redução projetada de custo por unidade em novos poços nos EUA
Novas frentes exploratórias
A exploração de novas formações geológicas, como as bacias Uinta, Utica e camadas profundas do Permiano, é essencial para renovar os estoques de poços economicamente viáveis.
Infraestrutura e incentivos fiscais
A estagnação na construção de gasodutos interestaduais representa um entrave à expansão. Reformas regulatórias e incentivos como aumento na dedutibilidade de custos e depreciação acelerada podem destravar novos projetos.
Figura 8 – Curva de exaustão dos inventários no Lower 48, sem novas descobertas
Reflexão Final
A posição dos EUA como principal fornecedor mundial de energia está sendo contestada por um mundo em transformação. A emergência de tecnologias limpas, lideradas por países como a China, exige dos EUA não apenas excelência no upstream, mas também capacidade de adaptação estratégica.
A dominância energética não está garantida: é preciso continuar inovando, investindo e diversificando. Como conclui a própria Wood Mackenzie: “é difícil chegar ao topo – e ainda mais difícil permanecer lá”.
Fonte: Wood Mackenzie, “Tough at the top: the threats to US energy dominance”, abril de 2025.
A reinjeção do gás natural nos campos de produção de petróleo e gás no Brasil tem aumentado expressivamente. Embora o país venha registrando crescimento robusto na produção de gás natural — impulsionado principalmente pelo pré-sal —, mais da metade desse volume não chega ao mercado consumidor. A maior parte é reinjetada nos próprios reservatórios.
Essa situação acende um alerta sobre o aproveitamento ineficiente de um recurso energético valioso, com impactos diretos na segurança energética e no potencial de industrialização do país.
Produção de Gás Natural no Brasil
A produção de gás natural no Brasil, tanto em terra quanto no mar, tem aumentado ao longo da última década. O gráfico a seguir mostra essa evolução entre 2013 e 2025 ( dados ANP) :
A taxa de crescimento anual ( CAGR) da produção total de gás natural no Brasil entre 2013 e 2024 foi de aproximadamente 6,5% ao ano.
Já o CAGR da produção de gás natural no Brasil entre 2020 e 2024 foi mais moderado de 4,62% ao ano.
Evolução da reinjeção
Enquanto a produção cresce, a reinjeção acompanha o mesmo ritmo. O gráfico a seguir, baseado em dados consolidados de 2006 a 2025, mostra a evolução do volume de reinjeção em milhões de metros cúbicos por dia (milhões m³/dia):
Grafico 2 : elaboração propria
Como pode ser visto no gráfico 2 acima , o volume reinjetado aumentou fortemente após 2015, o que coincide com o aumento de produção no pre-sal, onde encontramos altas taxas de gás associado com petróleo ( e CO2). Ver gráfico 3 abaixo. Fonte ANP.
Gráfico 3 – Produção de Gás Natural no Pré-sal e Pós Sal de 2011 a 2025 ( fonte ANP)
Percentual de reinjeção sobre a produção
Talvez o dado mais impactante esteja no percentual de reinjeção sobre a produção total. Em 2013, esse índice era de 13,8%. Em 2024, já passa dos 54%. Mais da metade do gás produzido é reinjetado. Vejam no gráfico 4 abaixo, o crescimento do percentual de reinjeção em relação a produção de 2013 a 2024.
Gráfico 4 – Porcentagem da Reinjeção sobre a Produção – 2013 a 2025 ( elaboração propria)
O CAGR da produção de gás natural no Brasil entre 2020 e 2024 foi de 4,62% ao ano
Ou seja, nesse mesmo período:
A produção cresceu a uma taxa média de 4,6% ao ano,
Enquanto a reinjeção cresceu a 6,2% ao ano.
Em um artigo anterior já discutimos o que vem a ser a Reinjeção Técnica e a Reinjeção Econômica; mas para aqueles que não leram deixamos no final do artigo uma nota explicativa.
A limitação da infraestrutura de escoamento
Mesmo quando o gás poderia ser aproveitado, a malha de gasodutos no Brasil é limitada. A maior parte da infraestrutura foi construída pela Petrobras antes da nova Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021). Existe um hiato de vários anos na construção de novas infraestruturas de escoamento. Vamos ver os projetos entregues mais recentemente.
Rota 3 e novos projetos
O Rota 3 da Petrobras, começou a ser construído em 2018, mas só entrou em operação em agosto de 2024.
O projeto Raia, da Equinor (com Repsol Sinopec e Petrobras), levará 16 milhões de m³/dia ao terminal de Cabiúnas/RJ, com um diferencial: o gás será processado no próprio FPSO e deverá entrar em operação em 2028.
O gasoduto SEAP (Sergipe-Alagoas), da Petrobras, com 18 milhões de m³/dia de capacidade, está previsto apenas para 2030, segundo o atual Plano de Negócios da Petrobras.
A lógica dos FPSOs
Os últimos grandes FPSOs foram projetados para reinjetar 100% do gás produzido, como os de Búzios, Atapu, Sépia e Bacalhau. Anteriormente, as unidades processavam de 10 a 15 MMm³/dia e produziam 180 mil barris/dia. Atualmente, as novas unidades foram desenhadas para produzir 220 mil barris/dia, com reinjeção total do gás — conforme os PDs aprovados.
Caminhos para a redução da reinjeção
Embora complexo, o cenário não é irreversível. Algumas estratégias viáveis incluem:
Investimento em infraestrutura: construção de novos gasodutos, UPGNs e sistemas de liquefação.
Abertura do mercado de gás: com mais agentes e contratos mais flexíveis.
Tecnologias de aproveitamento local: como geração offshore ou microliquefação.
Revisão dos Planos de Desenvolvimento, com base em simulações técnicas e econômicas.
Atualização tecnológica das plataformas: para viabilizar a separação eficiente do CO₂.
Aprimoramento regulatório e incentivos econômicos. Programa de Gás Release e Revisão das Tarifas de Transporte ( em andamento pela ANP)
A demanda estagnada e o paradoxo do gás natural
Ao contrário do que se poderia esperar diante da expansão da produção de gás natural no Brasil, a demanda do mercado não acompanhou esse crescimento. Quando se exclui o consumo associado à geração termelétrica — que é sazonal e sensível ao regime hidrológico —, observa-se no Gráfico 5, uma queda real na demanda estrutural de gás nos últimos anos.
Gráfico 5 : Demanda de Gás Natural por Segmento (milhões m³/dia), sem geração elétrica.
Grafico 5 – Fonte: Brasil Energia ( MME/Abegás)
Entre 2015 e 2024, a demanda total dos segmentos não térmicos caiu de 52,7 milhões para 37,8 milhões de m³/dia — uma retração de quase 28% em menos de uma década. Os principais segmentos afetados foram o industrial, que responde pela maior parte do consumo, e a cogeração.
Essa realidade revela um paradoxo: o Brasil produz cada vez mais gás natural, mas consome proporcionalmente menos em sua base econômica real. E isso não se dá por falta de gás, mas sim por falta de infraestrutura de escoamento/processamento e por excesso de reinjeção.
Parte significativa deste gás reinjetado poderia chegar ao mercado consumidor por meio das instalações existentes em alguns casos ( a depender da sua localização) e em outros por meio de novos gasodutos de escoamento, como está acontecendo com o Projeto Raia da Equinor.
Como discutido anteriormente, a limitação dos gasodutos marítimos e a reinjeção deliberada nos FPSOs tornam inviável o aproveitamento do gás do pré-sal em larga escala. O gás permanece no mar, enquanto indústrias em terra enfrentam barreiras logísticas e regulatórias para acessar esse importante insumo. Deveria haver uma maior oferta, contando com mais agentes comercializadores, o que provocaria uma maior competividade.
O excesso de reinjeção — ainda que tecnicamente justificável em parte —, somado à estagnação da demanda estrutural, gera um impasse estratégico: o Brasil não consegue transformar sua riqueza em competitividade.
A reversão desse cenário exige ações coordenadas em duas frentes: de um lado, acelerar os investimentos em infraestrutura de escoamento e processamento; de outro, estimular o consumo de gás por meio de políticas públicas, contratos flexíveis e integração regional. O gás precisa deixar de ser apenas um subproduto do petróleo e se consolidar como um vetor de reindustrialização e transição energética.
Conclusão
A reinjeção do gás natural é um desafio estratégico para o setor energético brasileiro. Superá-lo exige um esforço coordenado entre governo, reguladores, operadoras , transportadores e o setor privado. Mais do que um problema técnico, trata-se de uma decisão sobre o futuro do gás natural: continuará como subproduto do petróleo ou será tratado como verdadeiro vetor de desenvolvimento?
Com as reservas disponíveis, a resposta depende de planejamento, revisão regulatória e uma visão integrada do papel do gás natural na industrialização do país, geração de emprego e renda e na transição energética, onde o gás natural tem um papel importante já reconhecido por toda a comunidade, como “agente da transição”.
Notas explicativas:
Reinjeção Técnica
Plataformas, especialmente mais antigas, muitas vezes não contam com a tecnologia necessária para separar adequadamente o gás natural do CO₂. Com isso, parte significativa do gás é reinjetada junto com o CO₂ — o chamado gás arrastado. Essa parcela é considerada reinjeção técnica, por estar associada à limitação da tecnologia de separação por membranas. A ANP, desde 2023, passou a divulgar dados de produção líquida (sem CO₂), o que ajuda a mensurar melhor o impacto do gás arrastado.
Reinjeção Econômica
Além do aspecto técnico, há também uma reinjeção deliberada — a reinjeção econômica. Trata-se do uso do gás natural para manter a pressão nos reservatórios e aumentar o fator de recuperação do petróleo, o qual possui maior valor comercial. Essa estratégia foi prevista nos Planos de Desenvolvimento (PDs) dos campos, aprovados pela ANP, e alterar esse modelo exigiria reavaliações econômico-financeiras detalhadas, ativo a ativo, algo que o programa Gas para Empregar, delegou a ANP fazer, mas que por falta de recursos humanos, deve demorar um bom tempo a ser feito.
O gás natural tem se consolidado como um vetor estratégico para o desenvolvimento industrial e a transição energética no Brasil. A pesquisa do Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC), publicada em julho de 2023, lança luz sobre a situação do setor, apontando tanto suas potencialidades quanto os desafios estruturais que ainda limitam o pleno aproveitamento do insumo no país. Um dos pontos a ser destacado no estudo, é que existem restrições em gasodutos de escoamento para o gás do Pre-sal , mesmo após a entrada do Rota 3, ao mesmo tempo temos gasodutos como o Rota 1 operando com 50% de ociosidade ( 10 MMm³/dia), além de problemas técnicos na UPGN de Caraguatatuba/SP, que não tem capacidade de separação dos líquidos do gás rico do Pré-sal. O gás do Pós sal (Uruguá , Tambaú e Mexilhão) injetado no Rota 1 está em declínio e trecho entre Uruguá e Mexilhão já está ocioso. Vamos aos fatos:
O Brasil e sua Capacidade de Produção de Gás Natural
De acordo com o estudo do IEPUC, o Brasil possui reservas comprovadas suficientes para abastecer diversos setores industriais de forma sustentável. A produção de gás natural tem crescido de forma expressiva nos últimos anos, impulsionada principalmente pelo desenvolvimento de campos no pré-sal. Contudo, um dos principais entraves é a alta taxa de “perda” na produção bruta do insumo. Aproximadamente 50% do gás extraído não chega ao mercado devido à reinjeção, além de 10,5% para o consumo interno nas unidades de E&P e 2,5% em média na queima nas plataformas. A reinjeção de gás natural é especialmente alta nos campos de petróleo e gás do pré sal, onde o petróleo está associado ao gás natural.
Há, todavia, necessidade de entender o problema do “gás de arraste” antes de falar das infraestruturas de escoamento.
No passado, muitas das plataformas em operação no Brasil, não tinha ( ou não tem!) capacidade de separar adequadamente o gás natural do CO2, por um problema tecnológico, em função da tecnologia de membranas de separação do gás do óleo ( e do CO2). Não é possível separar apenas o CO2 com a tecnologia de separação por membranas existente nas plataformas atuais. Assim uma parte do gás natural que poderia ser enviado para o consumo, é reinjetado junto com o CO2. Este é o “gás arrastado”.
A própria ANP, reconhece este tema, tanto assim que e a partir de janeiro de 2023 passou a informar a produção de gás descontando-se a parcela de CO2. Vamos tomar os dados da ANP de dez/24 apenas como exemplo: o Brasil produziu 161.127 Mm³/dia de gás natural bruto de acordo com a ANP e reinjetou 87.787 Mm³/dia, sendo que a reinjeção descontado o CO2 foi de 62.821 Mm³/dia, para uma produção “liquida” de 131.849 Mm³/dia descontado o CO2. O volume disponibilizado ao mercado foi de apenas 51.124 Mm³/dia, o restante foi para uso nas unidades de E&P e queima. Neste mês tivemos, portanto, um volume de gás arrastado de 25 milhões de m³/dia ! Metade do volume disponível ao mercado.
Por simplicidade de nomenclatura vamos chamar a partir de agora a Reinjeção Tecnica, como sendo aquela originada, por “gás arrastado” pela falta de separação adequada do CO2.
O que vem a ser a Reinjeção Econômica ?
Todavia, nem todo gás reinjetado, ocorre por reinjeção técnica, temos também o gás que é utilizado para aumentar o Fator de Recuperação do reservatório, e logicamente produzir mais petróleo por mais tempo. O petróleo é economicamente mais vantajoso de produzir do que o gás natural, e fez parte do PD – Plano de Desenvolvimento destes campos, quando submetido pelas petroleiras e aprovado pela ANP. Sendo assim, não se poderia “violar” esta regra, pois estaríamos modificando as condições econômico-financeiras para o qual aquele projeto foi aprovado. O que sim, se poderia verificar ( e o Programa Gás Para Empregar do Gov. Federal, endereçou esta atividade para a ANP) quais seriam os limites inferiores no qual o gás poderia ser aproveitado, sem afetar o resultado econômico-financeiro do projeto. Todavia, a determinação do nível ideal de reinjeção econômica requer uma avaliação extremamente complexa e depende de variáveis geológicas de cada campo e de premissas econômicas quanto ao preço do gás e do petróleo no longo prazo.
Mesmo assim, restaria ainda algum gás a ser disponibilizado para o mercado, mas que não tem sua infraestrutura de escoamento.
Desenho dos FPSOs (Floating Production, Storage and Offloading)
Lembramos também, que os últimos grandes projetos de FPSO desenhados pela Petrobras, nos últimos anos, foram projetos considerando 100% da reinjeção do gás natural, tais como alguns dos FPSOs dos campos de Búzios, Atapu , Sépia e Bacalhau. Somente para que se tenham uma ideia, estes FPSOs juntos poderiam produzir até 30 MMm³/dia de gás natural (IEPUC).
Anteriormente os FPSOs eram desenhados pela Petrobras, para produzir de 150 a 180 mil barris/dia e processar de 10 a 15 MMm³/dia de gás. Nestes campos anteriormente mencionados, os novos FPSOs foram desenhados para produzir 220 mil barri/dia e reinjetar 100% do gás. Todavia seus PD foram aprovados desta forma pela ANP. De novo, não se pode “violar” estes projetos sem causar impactos negativos nas taxas de retorno do projeto. A nova gestão da Petrobras está fazendo um grande esforço de verificar quais destes FPSOs poderiam produzir gás natural, sem alterar o EVTE dos mesmos.
Infraestrutura: O Grande Desafio da Cadeia do Gás
Um dos aspectos centrais discutidos no estudo IEPUC é a infraestrutura limitada de escoamento do gás natural no Brasil. O país ainda depende de uma malha de gasodutos relativamente pequena quando comparado a outros grandes países produtores, o que restringe a distribuição eficiente do insumo. Todavia, é importante fazermos uma consideração justa: toda a infraestrutura de escoamento existente até hoje foi aquela feita pela Petrobras, antes da Lei do Gás Lei nº 14.134/2021.
O Rota 3, o último gasoduto de escoamento feito pela Petrobras começou a ser construído em 2018, sua parte offshore foi concluída em 2022 , mas por atrasos na definição da UPGN do antigo Comperj, somente entrou em operação em agosto/24, quando o Polo Complexo de Energias Boaventura entrou em operação. Depois disso, o único projeto privado que saiu do papel foi o Projeto Raia (antigo BCM-33) (em parceria com a Repsol Sinopec e Petrobras) que levará 16 MMm³/dia de gás natural para o Terminal de Cabiúnas/RJ. Um diferencial significativo deste projeto é que, pela primeira vez no Brasil, o gás será processado diretamente no FPSO para atender às especificações de venda.
Restrições da Infraestrutura de Escoamento
O estudo do IEPUC, fez, todavia, uma análise interessante: verificou qual seria a oferta potencial máxima do Pré-sal de gás que poderia ser ofertado ao mercado após a reinjeção técnica (separação do CO2 e do gás arrastado), se não houvesse restrições de infraestrutura de escoamento, mesmo considerando a entrada do futuro do projeto Raia da Equinor.
Também foi considerada a entrada em operação do próximo grande projeto de gasoduto submarino da Petrobras, o SEAP- Sergipe Alagoas com capacidade de 18 MMm³/dia, mas que vem sendo atrasado por problemas de contratação do FPSO, e no Plano de Negócios 2025-2029 da Petrobras, a previsão é que o gasoduto entre em operação somente a partir de 2030. Foi considerado como capacidade de escoamento do Rota 1+ Rota 2 + Rota 3 de aproximadamente 48 MMm³/dia.
Neste estudo o IEPUC, para ocaso do gás do Pré sal, fez dois cenários considerando a oferta após a reinjeção técnica (separação de CO2 e gás arrastado):
Cenário 1 de oferta considerando as plataformas com capacidade de separação de CO2 e escoamento e limitado à capacidade das Rotas 1, 2 e 3;
Cenário 2 de oferta considerando as plataformas com capacidade de separação de CO2 e escoamento e sem limitação de capacidade de escoamento
No cenário 1, a partir de 2028 existirá um volume significativo de gás firme sem mercado que poderia ser orientado para novos projetos no setor químico e de fertilizantes variando entre 8 MMm³/d a 17 MMm³/d no período analisado.
No cenário 2, poderia ser disponibilizado um volume ainda maior entre ,variando entre 12 e 25 MMm³/d no período analisado. Este cenário irá depender da revisão da estratégia dos operadores quanto à reinjeção por razões econômicas no Pré sal.
Ademais, nos dois cenários serão produzidos líquidos de gás natural (etano e propano) que podem viabilizar novas plantas petroquímicas no país, e potencializar plantas existentes.
Impacto na Indústria de Fertilizantes e Química
O estudo da PUC-Rio destaca o potencial do gás natural como matéria-prima fundamental para a indústria de fertilizantes e química no Brasil. Com uma demanda crescente por produtos químicos e fertilizantes, o aproveitamento mais eficiente do gás poderia reduzir a dependência de importações e impulsionar a competitividade dessas cadeias produtivas. Para que isso se concretize, será necessário ampliar a infraestrutura de escoamento e transporte e garantir contratos mais flexíveis e competitivos de fornecimento. Como sabemos o Brasil importa 80% do fertilizante que consome. Além da indústria petroquímica e fertilizantes, existem demanda reprimida ( por falta de competitividade do gás natural) em projetos da siderurgia, indústria cerâmica e outras indústrias. Um estudo do BNDES – GÁS PARA O DESENVOLVIMENTO RELATÓRIO – Fevereiro de 2021 já mostrava uma demanda industrial reprimida de 42 MMm³/dia em 2040, a depender da faixa de preços do gás natural. Buscou-se atingir especialmente os setores industriais que mais consomem gás natural no Brasil: petroquímica, siderurgia, cerâmicas, papel e celulose, e alimentos e bebidas, como pode ser visto na tabela abaixo.
Transição Energética e o Papel do Gás Natural
O gás natural também desempenha um papel relevante na transição energética brasileira, servindo como fonte de apoio para a geração de eletricidade e contribuindo para a redução de emissões de gases de efeito estufa quando comparado a fontes mais poluentes, como o carvão e o óleo combustível. O gás natural emite 50% a menos de CO2 quando comparado com o carvão e 75% a menos quando comparado com o óleo diesel. Ele não emite Dióxido de Enxofre ( SOx) e emite um quinto de CO e NOx do que o carvão. O desafio, porém, está em conciliar essa função com a necessidade de investimentos em fontes renováveis e na descarbonização da economia.
Conclusão
O setor de gás natural no Brasil apresenta uma série de oportunidades, mas também desafios significativos que precisam ser superados para que seu potencial seja plenamente explorado. A ampliação da infraestrutura, a melhoria na regulação e a integração eficiente com as indústrias consumidoras serão fatores determinantes para o futuro do setor. O estudo do IEPUC contribuiu de maneira relevante ao mapear esses desafios e apontar caminhos para uma maior competitividade e eficiência no uso do gás natural no Brasil.
Uma das condições pouco abordadas até agora pelos especialistas e empresas de petróleo, sobre qual seria a melhor maneira de aproveitar gasodutos de escoamento que estão operando com elevada taxa de ociosidade ( como exemplo o Rota 1).
Uma forma a ser pensada seria “fazer uma interligação submarina” com outros campos do pre-sal, e pós-sal, através de tie-backs l interligando novos campos com as linhas existentes ou mesmo desenhar uma linha submarina interligando os gasodutos existentes (como um grande manifold submarino) que teria a vantagem de receber gás de múltiplos campos ( como por exemplo Gato do Mato – Shell e outros) , e permitir a interligação de campos novos, em locais onde a produção dos campos existentes já está de declínio como é o caso a Bacia de Campos.
Este manifold submarino, poderia ser feito em etapas, de forma a permitir a interligação de campos em desenvolvimento e no futuro servir de base para lançar novas rotas de escoamento até terra , como os projetos Rota 4 ( mapeados pela EPE – Gasodutos de Escoamento) a partir deste “manifold”, além de permitir a migração do gás natural de campos menores , que não justificariam economicamente uma linha própria de escoamento. Para isso o compartilhamento das estruturas submarinas entre vários players seria fundamental.
Adicionalmente seria necessário investir também em “revamps” de UPGNs que tenham restrições em receber o gás do pré-sal, como a UPGN de Caraguatatuba, para que possam receber o gás especificado do pre-sal e retornar os componentes de etano, propano e butano, que a indústria petroquímica tanto necessita.
Como já dissemos, estas ações exigem uma coordenação intensa entre os setores produtivos, pelo lado da demanda; entre as empresas de petróleo para o compartilhamento de estruturas de escoamento e tratamento de gás e com a ANP, a fim de compatibilizar a demanda e a oferta; e também com a Petrobras dona dos principais ativos submarinos para propor uma solução de engenharia para estas interconexões submarinas em sintonia fina com seus parceiros. Acreditamos que com uma estrutura submarina mais flexível, seja possível aumentar a oferta de gás natural ao mercado.
Referências:
Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC). “Estudo sobre Gás Natural como Matéria-Prima para as Indústrias de Fertilizantes e Química no Brasil” – julho de 2023.
BNDES – Gás para o Desenvolvimento – Relatório – fevereiro de 2021
Análise do Carbon Brief publicada na quinta (8/8) enxerga a China, maior emissora global de gases de efeito estufa, em uma trajetória para reduzir seu impacto climático este ano.
No segundo trimestre de 2024, as emissões de CO2 do país caíram 1%, na primeira queda trimestral desde a reabertura dos bloqueios para frear a propagação de Covid-19 em dezembro de 2022.
Apesar de um recuo pequeno, a notícia traz um pouco de refresco após um julho de sucessivos recordes no aumento da temperatura global.
O Carbon Brief usa como base os números oficiais e dados comerciais chineses e aponta que a perspectiva anual de queda nas emissões depende da redução do crescimento da demanda por eletricidade no segundo semestre do ano, confirmando expectativas setoriais.
Por outro lado, se o crescimento da demanda continuar a exceder as tendências pré-Covid, as emissões devem permanecer estáveis em 2024.
Por enquanto, quando combinado o recuo do 2º tri com um aumento acentuado de 6,5% em janeiro-fevereiro e um declínio mensal em março, o saldo é de um aumento de 1,3% nas emissões de CO2 no primeiro semestre do ano, em comparação com o mesmo período em 2023.
A China tem uma matriz energética altamente dependente de carvão, respondendo por mais da metade do consumo global deste combustível fóssil intensivo em carbono. Projeções da Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês) indicam a possibilidade de um aumento anual de 6,5% na demanda de eletricidade da China, o que tornaria improvável um declínio no consumo de carvão do país.
Mesmo assim, há um cenário positivo em termos renováveis pela frente, com a geração de eletricidade hidrelétrica mostrando recuperação em 2024, e a rápida expansão da capacidade solar e eólica desacelerando o uso de fósseis.
Adição de Energia limpa em curso com recorde em 2023
As adições de capacidade de energia limpa na China continuam em níveis elevados este ano de 2024.
China adicionou 102 gigawatts (GW) de novas plantas de energia solar e 26GW de eólicas na primeira metade de 2024, como mostra a figura abaixo. Adições de Solar subiram 31% e em eólicas 12% comparado com a primeira metade do ano anterior; ou seja a China está “on track” para bater seu proprio recorde em novas instalações.
No total, as emissões do setor energético chinês caíram 3%, a produção de cimento caiu 7% e o consumo de petróleo foi 3% menor no segundo trimestre.
Isso ocorreu em meio a um crescimento de 4,2% na demanda de energia na comparação com o mesmo período de 2023. De acordo com o Carbon Brief, é um crescimento mais lento do que o observado em 2023 e no primeiro trimestre deste ano, mas ainda é muito maior do que a tendência pré-Covid.
As renováveis estão desempenhando um papel importante na redução da intensidade de carbono da economia – que melhorou 5,5%, mas ainda abaixo dos 7% necessários para atingir a meta do país para 2025.
No primeiro semestre de 2024, a geração eólica e solar cresceu em 171 terawatts-hora (TWh) – mais do que a produção total de energia do Reino Unido no mesmo período de 2023.
Já a eletrificação da frota reduziu a demanda por combustíveis para transporte em aproximadamente 4%, na comparação anual.
Ao todo, a fabricação de painéis solares, veículos elétricos e baterias foi responsável por apenas 1,6% do consumo de eletricidade da China e 2,9% de suas emissões no primeiro semestre de 2024.
Carvão em alta na indústria química. Enquanto países ricos se comprometem com o fim do uso do carvão para energia até 2035, e pedem que os demais embarquem nesse esforço, a China tem pela frente um grande desafio.
Desde a pandemia de Covid-19, o crescimento econômico chinês tem sido dependente de indústrias de manufatura intensivas em energia, especialmente a química.
“A indústria de produtos químicos a partir do carvão produz produtos petroquímicos a partir do carvão em vez do petróleo, apoiando as metas de segurança energética da China, mas com um grande custo para as metas climáticas, já que os processos de produção baseados em carvão têm pegadas de carbono muito maiores”, observa o Carbon Brief.
Os preços do combustível fóssil em queda em relação ao petróleo impulsionaram um crescimento de 21% no consumo de carvão pela indústria química no primeiro semestre do ano.
Os analistas alertam que a fraca demanda por petróleo como matéria-prima petroquímica está levando à produção cada vez maior de carvão para produtos químicos, o que significa um custo maior de emissões de CO2.
Pico de emissões em 2023? Mesmo com as incertezas em relação à demanda por energia e queima de carvão mineral – o que diluiu as reduções de emissões do setor energético – a expectativa é de menos carbono.
“É provável que a China ainda esteja no caminho certo para iniciar um declínio estrutural nas emissões em 2024, tornando 2023 o ano de pico nas emissões de CO2”, aponta o Carbon Brief.
“Para que essa projeção se concretize, o crescimento da energia limpa precisaria continuar e o esperado arrefecimento no crescimento da demanda por energia no segundo semestre do ano precisaria se materializar, com o novo foco político em economia de energia e emissões de carbono se mostrando duradouro”, completa.
A China se comprometeu a atualizar suas metas climáticas para 2030 e a divulgar novas metas para 2035 no início do ano que vem – o que indicará para onde vão as emissões do setor energético.
Editado por: Nayara Machado – Dialogos da Transição/ CarbonBrief
O ano de 2023 foi de “recordes num mundo faminto por energia”, resume o Energy Institute na divulgação do seu mais recente Statistical Review. O consumo total de energia primária chegou a 620 Exajoules (EJ), 2% acima do nível de 2022, 0,6% acima de sua média de dez anos e mais de 5% acima do nível pré-Covid de 2019.
Cresceram também as emissões de gases de efeito estufa provenientes do uso de energia, processos industriais e queima de metano, a 2,1%, superando o recorde estabelecido em 2022.
De acordo com os analistas do instituto sediado no Reino Unido, foi a primeira vez na história que as emissões relacionadas à energia ultrapassaram o nível de 40 GtCO₂e, com as emissões do uso direto de energia ultrapassando inéditos 35 GtCO₂e.
O mundo está consumindo cada vez mais energia. A maioria dos mercados já retomou suas expectativas de crescimento de longo prazo pré-Covid e os problemas na cadeia de suprimentos deram um alívio no último ano. Este cenário levou à recuperação do consumo de combustíveis fósseis, principalmente na China.
Globalmente, a demanda por petróleo bruto ultrapassou o nível de 100 milhões de barris por dia pela primeira vez na história e a demanda por carvão superou em 1,6% o recorde do ano anterior, alcançando 179 EJ.
O lento deslocamento dos fósseis. Por mais que o consumo de energia renovável tenha crescido a uma taxa seis vezes maior que a do consumo total de energia primária, o deslocamento dos fósseis ocorre a passos lentos.
A participação das renováveis no consumo total de energia primária atingiu 14,6%, um aumento de 0,4% em relação ao ano anterior – justamente o percentual que deixou de ser ocupado pelos fósseis. Se juntar a energia nuclear, fontes livres de carbono representaram mais de 18% do consumo total de energia primária. Já o consumo de combustíveis fósseis representou 81,5% do consumo de energia primária.
Em 2023, o comércio internacional total de petróleo, gás e carvão foi 53% maior do que em 2000.
Coletivamente, as regiões da América do Norte, Europa e Ásia-Pacífico consumiram 78% da energia total mundial em 2023.
Segundo o relatório, as emissões de CO2 provenientes da queima de fósseis aumentaram 7%, juntamente com as emissões de metano e processos industriais, que também foram 5% maiores.
Brasil e EUA impulsionaram mercado de biocombustíveis.
A produção global de biocombustíveis cresceu mais de 8% em 2023, com os maiores aumentos observados nos EUA, com 75 milhões de barris equivalentes/dia, e no Brasil (65 mboe/d), mostra o Statistical Review of World Energy 2024 do Energy Institute.
Na região da Ásia-Pacífico, a Indonésia foi responsável por cerca de 46% da produção, de 422 mboe/d.
No total, 54% de todo o volume de biocombustíveis para frota terrestre produzido foi de biogasolina, o que inclui etanol, e outros 46% de biodiesel.
EUA, Brasil e Europa foram responsáveis por cerca de três quartos de todos os biocombustíveis consumidos globalmente.
Creditos: Dialogos da Transição – Editada por Nayara Machado
Os atuais planos climáticos (Contribuições Nacionalmente Determinadas – NDCs) do Brasil, França, Reino Unido, EUA e Austrália são os mais alinhados com o cenário de emissões líquidas zero projetado pela BloombergNEF em relatório divulgado esta semana.
Com o tempo para ação esgotando, a análise traz indicativos de como o mundo ainda pode alcançar parte dos objetivos do Acordo de Paris e ficar abaixo de 2°C.
Embora cientistas do IPCC apontem que o ideal é limitar o aumento da temperatura global a 1,5°C até 2100, o cenário net zero da BNEF mostra que há uma chance de 67% de manter o aquecimento global em 1,75 °C. Ver figura 1 abaixo.
Nele, a demanda por petróleo, gás e carvão atinge o pico rapidamente e sofre um declínio acentuado a partir do ano que vem (2025). Ver figura 2 abaixo.
“Os setores de energia, transporte, indústria e edifícios estão transacionando em velocidades diferentes e de acordo com as tecnologias disponíveis para sua descarbonização, mas logo todos veem as emissões começando a cair imediatamente. Estas mudanças de curto prazo só ocorrem graças a uma rápida expansão das tecnologias de energia limpa”, destaca o documento.
A simulação considera que a capacidade global de energia renovável triplica até 2030, a rápida adoção de veículos elétricos reduz o mercado de carros a gasolina e diesel até 2034 e as tecnologias de tecnologia de captura de carbono, armazenamento de energia e geração nuclear dão um salto antes de 2030.
Quase metade das emissões evitadas entre hoje e 2050, em todo o mundo, virá da descarbonização do setor de energia elétrica.
Enquanto um quarto depende da eletrificação dos setores de uso final, como transporte rodoviário, edifícios e indústria. O quarto restante é considerado o mais desafiador: inclui biocombustíveis no transporte marítimo e aéreo; hidrogênio na indústria e no transporte; e captura e armazenamento de carbono na indústria e na geração de energia.
Nem todo mundo está alinhado. A BNEF avalia que as NDCs da Alemanha, Coreia do Sul, Japão e Índia estão no meio do caminho e precisam aumentar a ambição para entrar na rota net zero.
Enquanto China, Indonésia e Vietnã estão mais distantes, com maior margem para elevar a ambição em suas próximas Contribuições Nacionalmente Determinadas.
Corrida do hidrogênio
Outro estudo da BNEF publicado recentemente aponta, em contrapartida, o Brasil ficando para trás na atração de projetos de hidrogênio de baixo carbono – apesar de todo o seu potencial de fornecimento de eletricidade renovável.
Com políticas de apoio mais robustas, China, Europa e EUA poderão responder por mais de 80% do fornecimento global de hidrogênio limpo até 2030, calcula a consultoria.
Já regiões como América Latina e Austrália, apesar de terem grandes projetos em andamento, podem desempenhar um papel menor devido ao fraco apoio político.
Espera-se que os EUA sozinhos se tornem o maior produtor individual de hidrogênio limpo até o fim da década, respondendo por quase 37% da oferta global. Em grande parte por conta dos incentivos que o governo norte-americano vem dando à indústria local, contidos na Lei de Redução da Inflação (IRA, em inglês) e na Lei Bipartidária de Infraestrutura (BIL).
Além disso, a estimativa é que, globalmente, apenas 30% dos 1,6 mil projetos anunciados até agora saiam do papel, resultando em um total de 477 projetos em operação até o final da década.
Ainda assim, a BNEF espera que o fornecimento global de hidrogênio de baixo carbono aumente em 30 vezes, saltando de 500 mil toneladas, hoje, para 16,4 milhões de toneladas por ano, até 2030.
Fonte: Dialogos da Transição ( editado por Nayra Machado)/ BloombergNEF
Relatório do think tank financeiro Carbon Tracker que avalia o alinhamento das majors de petróleo e gás às metas de descarbonização do Acordo de Paris aponta que, embora algumas empresas estejam declarando apoio à transição energética e investindo em novas tecnologias, suas estratégias ainda estão longe de contribuir com a meta de 1,5°C.
No ranking das mais distantes dos objetivos climáticos está a brasileira Petrobras, cujo plano estratégico para o período 2024-2028 prevê investimentos de US$ 7,5 bilhõesem exploração de óleo e gás – aumento de 25% em relação ao planejamento anterior, mas menos que o que será aportado em projetos de baixo carbono (US$ 11,5 bilhões no período).
O Carbon Tracker examina as 25 maiores companhias de petróleo e gás listadas em bolsa e avalia o grau em que estão alinhadas com os objetivos climáticos de Paris.
São cinco métricas-chave: Opções de Investimento, Sanções de Projetos Recentes, Planos de Produção, Metas de Emissão e Remuneração Executiva.
Quase todas elas estão visando novos desenvolvimentos e aumentos de produção a curto prazo, embora a longo prazo, Repsol, Equinor e Shell estejam visando manter os volumes de produção estáveis, e a bp planeje uma redução.
As companhias são classificadas em uma escala de A-H, sendo A potencialmente alinhada com os objetivos do Acordo de Paris, e H a mais distante, levando a um aumento de temperatura de 2,4°C – ou pior.
A mais bem classificada é a britânica bp, com nota D. Já a estadunidense ConocoPhillips é a única com H.
Seis tiraram nota E, a maioria europeia: Repsol, Equinor, Eni, Shell, TotalEnergies e Chesapeake (EUA).
Outras quatro tiveram classificação G: ExxonMobil, Petrobras, Saudi Aramco e Pioneer. O restante tirou F.
Segundo o Carbon Tracker, as majors europeias, como TotalEnergies, Repsol, BP, Shell e Equinor têm metas climáticas mais consistentes do que as empresas americanas e companhias estatais, que são menos sujeitas a pressões de acionistas nesse tema.
Creditos: Dialogos da Transição – Editada por Nayara Machado – Graficos Carbon Tracker
Em dezembro do ano passado, durante a Conferência Climática das Nações Unidas (COP28), cerca de 200 países celebraram o compromisso global de triplicar a capacidade de instalações renováveis até 2030, o que significa atingir 11 TW em menos de sete anos.
É uma forma de reduzir o consumo de combustíveis fósseis e consequentemente, o lançamento de gases de efeito estufa na atmosfera.
Embora o mundo esteja recordes de capacidade de energia renovável, o ritmo é insuficiente e a trajetória está “claramente fora do curso” para alcançar a meta, mostra um estudo recém publicado pela Agência Internacional de Energias Renováveis (Irena, em inglês).
“Os dados mais recentes mostram um progresso inadequado, especialmente em relação ao triplo da capacidade de energia renovável até 2030, ao desenvolvimento de veículos elétricos, à capacidade de eletrolisadores para a produção de hidrogênio verde e à ampliação dos investimentos em geração de energia renovável, redes e flexibilidade”, resume o relatório (.pdf).
Segundo a agência, a empolgação na divulgação de dados sobre adições recordes esconde uma realidade perversa: a transição está concentrada em países ricos e na China.
E aponta para uma ameaça real de que, se continuar assim, a meta de triplicar renováveis não será alcançada – ainda são necessários 7,2 TW de energia renovável para chegar aos 11 TW.
“A tendência de implantação estabelecida ao longo das últimas duas décadas persiste, principalmente focada na China, na UE e nos Estados Unidos. Essa concentração significa que muitos países em desenvolvimento continuam a perder as oportunidades oferecidas pelas energias renováveis”, observa.
Na África Subsaariana, por exemplo, 567 milhões de pessoas ainda estavam sem acesso à eletricidade em 2021, quando foi feito o último levantamento.
Financiamento para emergentes é chave. Ainda de acordo com a Irena, economias emergentes e em desenvolvimento (EMDE) têm recebido níveis desproporcionalmente baixos de investimento.
Em 2023, os investimentos relacionados à transição energética foram estimados em mais de US$ 2 trilhões pela BloombergNEF. Mas apenas 14% ocorreu em países emergentes ou em desenvolvimento – excluindo a China. Quando Brasil e Índia saem da conta, as EMDEs representaram apenas 10% dos investimentos globais.
Em termos per capita, 38 países ricos (14% da população mundial) atraíram cinco vezes mais investimento per capita do que as 154 EMDEs (excluindo a China) que compõem dois terços da população mundial.
Brasil quer protagonizar descarbonização da indústria, mas caminho é longo. O vice-presidente e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviço, Geraldo Alckmin, disse, nesta terça-feira (19), que a descarbonização da indústria pode colocar o Brasil em posição de destaque no enfrentamento às mudanças climáticas, oferecendo energia e soluções sustentáveis para o resto do mundo.
“Estamos em frente a um desafio, e o Brasil vai ser o grande protagonista do mundo, com segurança alimentar, segurança energética e clima”, disse o vice-presidente durante evento sobre mobilidade de baixo carbono.
Energias renováveis, hidrogênio, biocombustíveis, eletrificação da frota e mercado de carbono são algumas palavras recorrentes no discurso do governo Lula 3, que em pouco mais de um ano colocou no papel algumas políticas para fazer jus à bandeira verde – mas muita coisa ainda precisa avançar.
Descarbonizar a indústria brasileira é uma necessidade que vai custar, pelo menos, R$ 40 bilhões até 2050, segundo estimativas da Confederação Nacional da Indústria (CNI).
O setor privado precisa investir em inovação, tecnologia, novas fontes de energia e processos. Por outro lado, espera do país um ambiente de negócios favorável e um custo de capital que permita esses investimentos.
Também nesta terça, a CNI entregou ao Congresso Nacional, em sessão solene com a presença de Alckmin, sua agenda prioritária.
Entre os 17 itens, estão: mercado de carbono, hidrogênio, mobilidade sustentável, transição energética.
Créditos: Dialogos da Transição/Editada por Nayara Machado
“Na saúde, a consequência é que cerca de 600 mil mulheres e crianças africanas morrem anualmente devido à inalação de gases tóxicos. “
“Na economia, o custo do tempo perdido pelas mulheres na procura de lenha é estimado em US$ 800 bilhões por ano.”
Enquanto dezenas de milhões de pessoas trabalham em empregos formais no setor de energia ao redor do mundo, cerca de 389 milhões de mulheres e meninas estão produzindo biomassa para atender às necessidades básicas de energia de famílias mais pobres nos países em desenvolvimento, estimam os pesquisadores do Centro de Política Energética Global da Universidade de Columbia (EUA).
Após um mapeamento das dinâmicas de gênero no setor de energia, o grupo de estudiosos identificou que há uma lacuna de informações quando se trata do trabalho informal feminino.
No caso específico da biomassa que aquece lares e mantém aceso os fogões em regiões pobres de países na Ásia, África e América Latina, o trabalho é fundamental, mas frequentemente negligenciado, aponta o relatório (.pdf).
A estimativa é que, para cada pessoa com um emprego formal na indústria energética (aproximadamente 40 milhões), nove mulheres estão fornecendo uma fonte primária de energia para suas famílias.
“Cerca de 2 bilhões de pessoas dependem da biomassa para cozinhar (e algumas para aquecimento). Mulheres e meninas em muitos países em desenvolvimento constituem a maioria das pessoas que coletam lenha para consumo doméstico – um esforço muitas vezes árduo e demorado”, dizem os pesquisadores.
Uma das descobertas do relatório é que as produtoras de biomassa para o lar superam em número os homens, com destaque para a África subsaariana, onde a participação feminina nesta atividade é muito mais alta que em qualquer outra região.
Em regiões de renda média-baixa na Ásia, há paridade entre homens e mulheres, enquanto na América Latina, a extração é feita majoritariamente pelos homens. No entanto, a AL é menos representativa em números: apenas 4% da população global que depende de biomassa doméstica.
Além disso, a maioria das produtoras de biomassa (cerca de 75%) vive em áreas rurais, frequentemente nas partes mais pobres de muitos países em desenvolvimento.
Iniciativas para descarbonizar as cozinhas
Em dezembro do ano passado, o tema esteve presente (ainda que de forma marginal) nas discussões da COP28 em Dubai.
É questão de gênero, de saúde e econômica.
O Banco Africano de Desenvolvimento calcula que cerca de um bilhão de pessoas no continente não têm acesso a uma cozinha limpa e dependem da biomassa ou do querosene. A queima desses combustíveis provoca elevados níveis de poluição do ar dentro das casas.
Na saúde, a consequência é que cerca de 600 mil mulheres e crianças africanas morrem anualmente devido à inalação de gases tóxicos.
Na economia, o custo do tempo perdido pelas mulheres na procura de lenha é estimado em US$ 800 bilhões por ano.
Segundo a Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês) o acesso universal à cozinha limpa reduziria as emissões de CO2 em 1,5 bilhão de toneladas até 2030.
“Iniciativas de cozinha limpa poderiam eliminar a necessidade de grande parte desse trabalho e são importantes, em parte, devido a considerações de saúde para pessoas que cozinham com combustíveis de biomassa”, defendem os pesquisadores da Columbia.
Eles explicam que, embora as projeções sobre a universalização da “cozinha limpa” indiquem queda no número de mulheres produzindo biomassa doméstica, cerca de 200 milhões, ou mais, ainda poderiam estar envolvidas nesse esforço em 2030, predominantemente na África subsaariana.
“A produção de biomassa para o lar constitui o trabalho de mulheres pobres e frequentemente marginalizadas. Mais pesquisas de campo são necessárias para descobrir o que essas produtoras realmente desejam e como a transição energética pode melhorar suas vidas e as de suas famílias”, defendem.
Creditos: Dialogos da Transição- epbr – Por Nayara Machado
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