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
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
Projeção da WayCarbon em parceria com a ICC Brasil aponta que o potencial de geração de receitas com créditos de carbono até 2030 para o Brasil subiu de US$ 100 bilhões para até US$ 120 bilhões, considerando um cenário otimista de US$ 100 dólares por tonelada de CO2.
Segundo o estudo, o país teria capacidade de atender de 22,3% a 48,7% da demanda global por créditos do mercado voluntário, que deve chegar entre 1,5 e 2 gigatoneladas de CO2e no final da década.
E obter, no mínimo, entre R$ 1,39 bilhão e R$ 4,63 bilhões em 2030, considerando os preços médios dos créditos por tipos de projetos até agosto de 2021.
A atualização da projeção incorpora o cumprimento dos mecanismos de negociação previstos no Artigo 6 do Acordo de Paris, e o decreto assinado pelo governo brasileiro no começo do ano para o mercado de carbono.
“Certamente tivemos avanços importantes na última COP [conferência das Nações Unidas sobre mudança climática], mas ainda há muito o que fortalecer não apenas nos mercados de carbono globais, mas também nacionais”, comenta Gabriella Dorlhiac, diretora executiva da ICC Brasil.
Em novembro passado, os países reunidos em Glasgow na Escócia para a COP26 chegaram a um acordo sobre o Artigo 6, que regula o comércio internacional de emissões, criando as bases para o desenho de mercados nacionais.
Os cálculos da WayCarbon consideram o mercado voluntário – que já existe e não depende de um marco legal.
Atualmente, a oferta brasileira corresponde a cerca de 12% das emissões mundiais (45,28 MtCO2 em créditos em 2021), superando a participação de 2019 (3%) e o cenário mais otimista (10%) do estudo anterior para 2030.
A demanda pelos créditos brasileiros vem principalmente de empresas do setor de serviços, óleo e gás e geradoras de energia.
“Tal desempenho é reflexo do aumento do número de créditos emitidos de soluções baseadas na natureza e da influência da regulamentação do Artigo 6 do Acordo de Paris na COP26”, explica o documento.
Apesar do cenário otimista, ao consultar agentes econômicos envolvidos nesse segmento, o levantamento identificou que pelo menos cinco barreiras permanecem.
São questões de natureza política, mercadológica, econômica, técnica e regulatória.
“É fundamental que o Brasil, no seu papel regulador, desenvolva e divulgue um planejamento específico para cumprir sua NDC (Contribuição Nacionalmente Determinada) e os compromissos de zerar o desmatamento ilegal e de redução de metano”, diz.
Além disso, recomenda ao governo brasileiro que apoie financeiramente o desenvolvimento de “metodologias que considerem a realidade climática do país”, além de garantir estabilidade ao mercado regulado por lei.
“Cabe ao Poder Legislativo brasileiro avançar neste sentido, com apoio do Executivo”, completa o relatório.
Lembrando que na Câmara, há um PL do deputado Marcelo Ramos (PL/AM), também com proposta de regulação para o mercado de carbono nacional. O texto não tem consenso e já passou por várias alterações, inclusive atendendo a pressões do governo para enfraquecer questões consideradas centrais para a efetividade do comércio interno de emissões. Uma delas é a separação clara entre o mercado voluntário e o mercado regulado.
O grupo das sete democracias mais ricas do mundo, o G7, lançou a Parceria para Infraestrutura e Investimentos Globais (PGII, na sigla em inglês), que pretende destinar US$ 600 bilhões para desenvolver infraestrutura sustentável em países em desenvolvimento.
Investimentos incluem projetos de energias renováveis para garantir segurança climática e energética.
O G7 reuniu (28/6) lideranças da Alemanha, Estados Unidos, França, Itália, Canadá, Reino Unido e Japão, na cidade alemã Krün.
“Coletivamente, pretendemos mobilizar quase US$ 600 bilhões do G7 até 2027 para investir em infraestrutura crítica que melhore vidas e proporcione ganhos reais para todos os nossos povos”, disse Joe Biden, presidente dos Estados Unidos.
O PGII destaca a necessidade de investimentos em:
Mineração por minerais críticos necessários para energias renováveis;
Transporte de baixas emissões;
Fabricação de baterias;
Implantação de novas tecnologias em regiões que ainda não têm acesso a energia limpa.
Os EUA se comprometeram a mobilizar US$ 200 bilhões para o PGII nos próximos cinco anos por meio de capital público e privado.
A União Europeia entrará com mais 300 bilhões de euros até 2027, por meio do programa Global Gateway, anunciado em dezembro do ano passado, e que já possui projetos em andamento para produção de hidrogênio verde no Chile, Egito e Namíbia, por exemplo.
“A Global Gateway está em pleno funcionamento e estamos ouvindo atentamente os países beneficiários para que possamos entender melhor suas necessidades e proporcionar o maior impacto”, disse Ursula von der Leyen, presidente da Comissão Europeia.
E deve impor preço-teto ao petróleo russo Ainda na esteira de sanções, o G7 espera fechar um acordo para estabelecer um preço-teto de compra do petróleo do país. As discussões dos líderes mundiais também devem incluir o renascimento do acordo nuclear com o Irã, que poderia garantir, em troca, suprimento do petróleo iraniano. (Reuters)
Governos tentam driblar as sucessivas altas do combustível. Os contratos futuros do Brent acumulam alta de mais de 40% este ano, com margens de refino historicamente acima dos preços de referência, enquanto o mercado calcula se o cenário é de recessão e queda brusca; ou escassez e mais inflação.
Um dos caminhos da transição é substituir o carvão mineral por gás natural nos fornos de produção e, futuramente, hidrogênio.
O Brasil tem uma das melhores jazidas de minério de ferro do mundo, tem um potencial relevante de produção de hidrogênio verde via energias renováveis, e pode utilizar o gás natural como combustível de transição.
O setor siderúrgico tem pela frente o enorme desafio de oferecer produtos com baixa intensidade de carbono — o segmento é a maior fonte industrial de emissões de gases de efeito estufa (GEE) do mundo –, o que pode ser uma oportunidade para o Brasil transformar sua produção.
Estudo do Instituto E+ Transição Energética aponta que o Brasil tem potencial abundante para a produção de hidrogênio renovável e a produção e exportação de aço verde.
“Não há uma ‘bala de prata’ para descarbonização do aço, mas sim uma combinação de tecnologias e iniciativas voltadas para as especificidades das regiões em que as indústrias estão localizadas”, explica Emilio Matsumura, diretor-executivo do Instituto E+ e um dos autores do estudo.
Em entrevista à agência epbr, Matsumura afirma que os recursos minerais brasileiros combinados à alta renovabilidade da matriz energética deixam o país bem posicionado para a produção de aço com baixo teor de carbono a custos significativamente mais baixos.
Isso significaria também uma mudança no perfil de exportações — o país poderia deixar de exportar minério de ferro para vender produtos mais valiosos e aço verde, diz o estudo.
“O Brasil já tem um minério de ferro de alta qualidade. No mundo, o setor siderúrgico é visto dentro das estratégias de descarbonização como um setor chave, porque ele consome muita energia e emite bastante. Então muitos governos, empresas e consumidores estão olhando para a capacidade de [a siderurgia] produzir com a menor emissão possível”, explica Matsumura.
A indústria siderúrgica mundial responde individualmente por 8% da demanda total de energia final, de acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês). O setor também contribui com 7% das emissões de CO2 relacionadas à produção e uso de energia.
Um dos caminhos da transição é substituir o carvão mineral por gás natural nos fornos de produção e, futuramente, hidrogênio.
75% da produção global utiliza altos fornos a carvão mineral, a rota mais intensiva em carbono. Os outros 25% são em fornos elétricos, que usam sucata de aço como matéria-prima principal e emitem menos que a rota tradicional.
Mas eliminar o carvão tem um custo e a competitividade fala mais alto.
“Você poderia produzir aço com menor emissão ainda que se utilizasse insumos mais caros? Sim, desde que as pessoas estivessem dispostas a pagar um prêmio por esse aço”.
Países europeus, por exemplo, se movimentam nesse sentido. Enquanto as empresas lançam mão de investimentos para descarbonizar produção e cadeia de suprimentos.
O pacote Fit for 55, lançado em julho passado pela Comissão Europeia, cria um ajuste de fronteira para exportações e um dos setores que precisarão reduzir emissões para vender aos países do bloco é o de aço.
Para transformar sua siderurgia, o país precisa investir na expansão das florestas, produção sustentável de carvão vegetal, produção de hidrogênio e novas instalações e tecnologias, diz o estudo do E+.
Menos representativo na média mundial, o aço produzido com carvão vegetal responde por 10% da produção brasileira e reduz a intensidade de carbono do aço nacional.
O que já foi um problema no passado, pode ser parte da solução, diz o diretor do E+. “Cada vez mais o Brasil tem consciência e caminha para obter carvão vegetal com certificação, com todo cuidado possível”, completa Matsumura.
A limitação é que ele só pode ser usado em pequenos fornos, que precisam estar próximos à produção do carvão.
Outra possibilidade vem do hidrogênio renovável. O Brasil acumula memorandos de entendimentos para projetos em larga escala em portos — mas quase todos visam exportação.
No Rio de Janeiro, o Porto do Açu pretende utilizar sua expertise e infraestrutura na indústria de óleo e gás para se tornar um grande player na produção de hidrogênio azul e verde e ainda viabilizar a implantação de um hub de aço verde.
A ideia é industrializar o minério de ferro que chega via mineroduto de Minas Gerais usando o hidrogênio produzido no porto e fornecer aço de baixo carbono.
Ultra-emitting facilities are responsible for 10% of global oil and gas methane emissions yet are currently missing from most inventories.
Pasadena, California—February 3, 2022— Carbon Mapper is part of an international team of scientists led by the Laboratoire des Sciences du Climat et de l’Environnement (LSCE, France) with the analytics firm Kayrros, Duke University’s Nicholas School for the Environment, and The Cyprus Institute’s Climate and Atmospheric Research Centre (Cyprus) that identified oil and gas facilities emitting significant amounts of methane in sporadic bursts. These emissions have a significant climate impact yet are not completely accounted for in existing emissions inventory estimates.
This peer-reviewed research was published today ( Feb, 3) in the journal Science.
The team performed a systematic analysis of thousands of images produced daily by the European Space Agency satellite mission Sentinel-5P to estimate the amount of methane released into the atmosphere by oil and gas production activities. Over a two-year period, they detected 1,200 “ultra-emitters” attributed to oil and gas facilities and along major transmission pipelines that sporadically release greater than 25 tons of methane per hour over most of the largest oil and gas basins worldwide. Together, these facilities represent more than 50% of the total onshore natural gas production. Most of the ultra-emitters were short-lived and many are likely due to planned maintenance activities. The study focused on six top oil and gas producing countries where ultra-emitting activities are particularly frequent and revealed that in total, these unreported releases contribute to approximately 10% of all methane emissions from these country’s oil and gas operations. This is an incredibly large contribution for such a limited number of events.
These methane sources also represent billions of dollars in subsequent costs when considering their climate impact and natural gas loss. Mitigating these emissions represents the equivalent of taking 20 million vehicles per year off the road, and the avoided warming would prevent approximately 1,600 premature deaths annually due to heat exposure.
Collaborating scientists Riley Duren and Daniel Cusworth from Carbon Mapper, the University of Arizona, and the NASA Jet Propulsion Laboratory contributed analysis based on their team’s experience studying methane emissions with remote sensing aircraft that complement the Sentinel-5P data with observations at higher spatial resolution and lower detection limits.
“To our knowledge, this is the first worldwide study to estimate the amount of methane released into the atmosphere by maintenance operations and accidental releases,” said Thomas Lauvaux, CNRS research scientist of the French Make Our Planet Great Again program at LSCE. “Unreported ultra-emitters explain in part the under-estimation in official oil and gas reported emissions by countries as documented by previous studies. The atmospheric monitoring approach enabled by recent satellite missions provides a unique perspective on oil and gas activities, and the potential to mitigate these large releases of methane.”
Several recent studies have demonstrated that oil and gas emissions are often underestimated by conventional accounting methods due to the absence of a global monitoring system able to track high emissions sources including leaks and planned venting. Therefore, the identification and quantification of these sources has significant implications for individual country emissions inventories, as well as global methane emissions estimates which have risen in international importance with the Global Methane Pledge.
“This work confirms what we have only glimpsed in previous studies of individual facilities and regions: that intermittent, large releases of methane from oil and gas operations are common globally and are mostly unreported,” said Riley Duren, Carbon Mapper Chief Executive Officer. “In this critical decade for climate action, this underscores the urgent need for persistent global observing systems that can detect, pinpoint and quantify methane emissions at scales relevant to decision making.”
“Our study supplies a first systematic estimate of large methane leaks that can only be seen from space, showing how these detections relate to wider methane monitoring processes,” added Alexandre d’Aspremont of Kayrros. “This is a giant step towards overcoming the current limitations of the methane reporting system which is critical to meeting COP26 commitments to slash methane.”
The study concluded that readily available and cost-effective strategies such as enforcing leak detection and repair strategies or reducing venting during routine maintenance and repairs can significantly reduce these ultra-emitters in the near-term. “We find that capturing the methane from these ultra-emitters provides enormous benefits via reduced climate change and improved air quality. Society would come out billions of dollars ahead by eliminating the emissions from these sources,” said Dr. Drew Shindell from Duke University. “As the captured methane is a valuable commodity, the companies or countries capturing the wasted gas also typically come out ahead.”
About Carbon Mapper
Carbon Mapper is a non-profit organization focused on facilitating timely action to mitigate greenhouse gas emissions. Its mission is to fill gaps in the emerging global ecosystem of methane and CO2 monitoring systems by delivering data at facility scale that is precise, timely, and accessible to empower science-based decision making and action. The organization is leading the development of the Carbon Mapper constellation of satellites supported by a public-private partnership composed of Planet, NASA’s Jet Propulsion Lab, the California Air Resources Board, the University of Arizona, Arizona State University, and RMI, with funding from High Tide Foundation, Bloomberg Philanthropies, The Grantham Foundation, and other philanthropic donors. Learn more at carbonmapper.org and follow us on Twitter @carbonmapper.
Relatório publicado no dia 9/fev ultimo pela Transition Pathway Initiative (TPI) mostra que a maioria das empresas do setor de energia (eletricidade e óleo e gás) está desalinhada com as metas de limitar o aquecimento do planeta abaixo de 2°C até o final do século.
No setor de óleo e gás, 48 – de um total de 58 analisadas – não estão alinhadas, nem com as NDCs (compromissos apresentados pelos países para cumprir o Acordo de Paris), nem com os cenários abaixo de 2°C. A Petrobras é uma delas. Três empresas (TotalEnergies, Occidental Petroleum e Eni) estão alinhadas com o cenário 1,5ºC e apenas uma, a Galp, com 2°C. Quatro (Shell, Repsol, Origin Energy e Ecopetrol) estão alinhadas com as NDCs — ainda assim consideradas insuficientes.
No setor elétrico os resultados são significativamente melhores do que no O&G, mas ainda há um longo caminho pela frente. Das 76 companhias do setor elétrico analisadas, 33 têm gestões de emissões alinhadas com o cenário abaixo de 2°C até 2100, como propõe o Acordo de Paris. Enquanto 11 empresas já estão alinhadas com 1,5°C.
A análise foi feita a partir de um benchmark desenvolvido pela TPI com caminhos de descarbonização setorial voltado para investidores. Veja a íntegra em inglês (.pdf)
479 das maiores empresas de capital aberto do mundo, com valor de mercado somando cerca de US$ 10 trilhões, são avaliadas pela ferramenta que permite aos investidores julgar se as empresas estão na direção certa para a transição para emissões líquidas zero até 2050.
A TPI é apoiada por investidores com mais de US$ 40 trilhões em ativos. Suas referências são usadas pelo Climate Action 100+, iniciativa de investidores para garantir que os maiores emissores corporativosdo mundo tomem as medidas necessárias sobre as mudanças climáticas.
O relatório cobre os setores de Eletricidade, Petróleo e Gás, Alumínio, Cimento, Mineração, Papel, Siderurgia e Transportes (Automóveis, Aviação, Navegação), e usa como base os cenários da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês).
TCC Consultoria 
