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Diálogos da Transição
epbr.com.br | 15/03/22
Editada por Nayara Machado
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Quase um ano após ser condenada por um tribunal holandês a reduzir suas emissões de CO2 em 45% até 2030 (em relação aos níveis de 2019), a Shell pode enfrentar novo processo relacionado a metas climáticas. Desta vez no Reino Unido.
Advogados ambientais da ClientEarth preparam uma ação legal contra os diretores da Shell, questionando o plano de transição da empresa.
De acordo com a Reuters, o grupo tenta responsabilizar pessoalmente os diretores pelo que consideram uma “falha em se preparar adequadamente para a mudança para uma economia de baixo carbono”, alegando violação da Lei das Sociedades do Reino Unido.
Vale lembrar que, em novembro do ano passado, a companhia decidiu abandonar sua estrutura de ações duplas e transferir a sede da Holanda para a Grã-Bretanha.
Além do desgaste com ações judiciais, a companhia também afirmou motivações fiscais para a transferência de sede.
Enquanto recorre da decisão da corte holandesa, a Shell pode ter que enfrentar novo litígio no Reino Unido.
A crítica da ClientEarth é sobre a descarbonização dos produtos.
Embora a Shell tenha compromisso de reduzir pela metade as emissões de suas operações até 2030, a meta de emissões líquidas zero sobre o uso de seus produtos — a maior parte das emissões de uma empresa de O&G — não é “suficientemente abrangente”, diz a instituição de caridade de Direito Ambiental.
“A meta de zero líquido também não foi refletida nos planos operacionais ou orçamentos da empresa”, acrescenta a ClientEarth.
Já a Shell diz estar cumprindo sua estratégia global, que apoia o Acordo de Paris sobre o clima, inclusive “transformando os negócios para fornecer mais energia de baixo carbono para os clientes”. E que os desafios das mudanças climáticas e transição energética não podem ser resolvidos por litígio.
As críticas aos planos da indústria de O&G se arrastam há algum tempo. No ano passado, acionistas ativistas se mobilizaram para pressionar as norte-americanas ExxonMobil e Chevron a adotarem estratégias mais claras de descarbonização.
O movimento tende a se repetir. Nos EUA, acionistas de quatro companhias de O&G votarão no próximo trimestre propostas para que as empresas cumpram as metas de emissões estabelecidas em Paris, em 2015.
Segundo o grupo ativista climático Follow This, as votações testarão a disposição dos acionistas de impor novas restrições à poluição do ar, em meio aos altos preços e temores sobre segurança energética após a invasão da Ucrânia pela Rússia.
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Nas últimas semanas, o petróleo Brent, referência internacional, chegou a ser cotado acima de US$ 139 por barril, com analistas projetando que poderia chegar a US$ 200.
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Nesta terça (15/3), o preço do contrato do barril de petróleo Brent para maio recuou, próximo das 9h, 7,46%, a US$ 98,96. O preço do barril norte-americano WTI para abril, por sua vez, caiu 7,90%, a US$ 94,87.
Formado por 8 mil acionistas com participações em empresas de óleo e gás na Europa e nos Estados Unidos, o Follow This propõe que as empresas estabeleçam metas consistentes com o Acordo de Paris, e reduzam as emissões pela metade até 2030.
Petrobras e petróleo de baixo carbono. A principal contribuição da Petrobras para a transição energética será com a extração de petróleo de baixo carbono, indica o Caderno de Mudança do Clima da companhia.
Em evento nesta segunda (14/3), Rafael Chaves, diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade, disse que os ativos do pré-sal da Petrobras têm pouco menos de dez quilos de CO2 equivalente por barril produzido, contra média mundial próxima de 20 quilos.
Na visão da companhia, a transição para energia limpa não será imediata, e os recursos da exploração de petróleo ajudarão a financiar novas tecnologias.
“A transição energética vai ser gradual, o mundo vai continuar precisando de petróleo nas próximas décadas, e a Petrobras vai entregar o barril de petróleo mais resiliente, com baixo custo de produção e com baixa emissão”, afirmou Chaves.
As estratégias de descarbonização incluem captura e armazenamento de carbono (CCS), redução de metano e eficiência no refino, entre outras.
CCS offshore: a Petrobras reinjetou até agora 30 milhões de toneladas de CO2 em reservatório, e até 2025 terá 40 milhões de toneladas reinjetadas.
Na área do refino, a meta é chegar a 30 quilos de CO2 equivalente por carga processada em 2030, contra 39,7 quilos em 2021.
No metano, a petroleira conseguiu atingir média de intensidade de metano na produção de 0,33% no ano passado, metade do que era produzido em 2015. A meta para 2023 está em revisão.
Mesma vantagem competitiva no radar da Enauta, que recentemente fechou o projeto do sistema definitivo de Atlanta, um investimento de US$ 1,2 bilhão no campo do pós-sal da Bacia de Santos.
É um óleo pesado, já comercializado com prêmio em relação aos preços de referência pelo baixo teor de enxofre, contaminante que desvaloriza a commodity. Calhou de também ser uma corrente com baixo metano, o que dá mais atratividade em um mercado petroquímico que precisa reduzir sua pegada de carbono.
A estratégia se estende ao topside do FPSO, que será reformado pela Yinson — operadora de plataformas que promete neutralizar suas emissões até 2030 e se tornar net zero em 2050.
O FPSO será adaptado com tecnologias de controle de emissão, sem flare aberto, reutilização de gás em processos internos, deslocando CO2, e juntamente com o óleo na geração de energia, o que economiza emissões com a logística para abastecer a plataforma com diesel.
Cogeração chega a 19,7 GW no Brasil. A entrada em operação da nova usina da Klabin em Ortigueira, no Paraná, movida a licor negro, adicionou 134,8 MW à cogeração no Brasil.
Dados da Cogen mostram que o setor chegou a 635 usinas em março, somando 19,7 GW de capacidade instalada — 10,8% matriz elétrica brasileira.
A produção de energia movida a bagaço de cana-de-açúcar conta com 11.941 MW instalados, representando 60,6% do total. Em seguida vem o licor negro, com 3.205 MW instalados (16,3%), enquanto a cogeração a gás natural tem 3.152 MW instalados (16%).
Para 2022, a projeção é de entrada em operação comercial de 807,18 MW em 22 usinas, incluindo a Usina Puma II da Klabin (134,8 MW).
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