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Democrats ready vote on climate bill: Correction

  • : Biofuels, Coal, Crude oil, Electricity, Emissions, Metals, Natural gas, Oil products
  • 28/07/22

Corrects hydrogen production credit price in 12th paragraph.

Democrats in the US Senate plan to vote as soon as next week on a massive budget deal that would spend nearly $370bn on energy security and climate change over the next decade, alongside new mandates to hold regular oil and gas lease sales on federal land and waters.

The budget agreement, if enacted, would be by far the largest climate bill to pass in the US. Senate Democrats say their plan to spend hundreds of billions of dollars on clean energy — through tax credits and grants for wind, solar, biofuels, carbon capture, hydrogen, electric vehicles and sustainable aviation fuel — will put the US on track to reduce its greenhouse gas emissions by 40pc by 2030, relative to 2005 levels. That would still be short of President Joe Biden's goal for a 50pc reduction by the same year.

But the bill also aligns with demands from the US senator Joe Manchin (D-West Virginia) for the budget to include a "truly all of the above" energy package that would retain a role for fossil fuels over the next decade. The bill would revive a $192mn oil and gas lease sale in the US Gulf of Mexico that a federal judge scrapped early this year and require at least three other offshore oil and gas lease sales by late 2023. Another provision includes a first-time fee on excess methane emissions from thousands of large oil and gas facilities starting in 2024.

Democrats have set an aggressive schedule for advancing the budget bill, which also includes a new 15pc minimum tax on large corporations, more tax enforcement to pay for the climate spending and $300bn in deficit reduction. Senate majority leader Chuck Schumer (D-New York) wants to hold a floor vote next week, which would require unanimous support from all 50 members who caucus with Democrats.

The final budget deal, negotiated in secret by Schumer and Manchin over the last two weeks, gives Democrats a chance to rescue large parts of their agenda before the midterm elections in November. The last-minute talks hinged in part on a commitment by Democrats to separately vote on energy infrastructure permitting changes by the end of the year.

"It was kept very quiet because I wasn't sure it was ever going to come to fruition," Manchin said. "I wanted to make sure we had a robust energy reform in our permitting process."

Biden on 27 July backed the "historic" legislation as a way to fight climate change, paid for by requiring corporations to pay their "fair share" of taxes. Biden plans to offer remarks on the bill, named the Inflation Reduction Act, today from the White House.

Republicans plan to fiercely oppose the bill, which just days ago was widely expected to be scaled back to focus on prescription drugs and healthcare. Republicans are citing last month's 9.1pc annual inflation rate and two consecutive quarters of declining US GDP to push against major legislation backed by Democrats.

"After Democrats bungled the economy and failed to meet expectations in five of the last six quarters of economic growth, imposing the Schumer-Manchin tax hikes on our economy will only make things worse," US House Ways and Means ranking member Kevin Brady (R-Texas) said.

Energy, climate spending

The core climate spending in the bill consists of tens of billions of dollars of tax credits, grants and loans for renewables, energy efficiency, biofuels, nuclear, carbon capture, clean hydrogen and sustainable aviation fuel.

The bill would extend by two years a $1/USG tax credit for biodiesel and renewable diesel by two years, until 31 December 2024. It would create a $1.25/USG tax credit for sustainable aviation fuel that has at least a 50pc reduction in carbon emissions compared to conventional fuels. Newly built hydrogen facilities placed into service prior to 2033 would qualify for a 10-year production credit of up to $3/kg for low-carbon hydrogen.

The bill would include a three-year extension of production tax credits for wind plants that begin construction before 2025. It would create a first-ever production credit of up to 15¢/kWh for some existing nuclear power plants.

It includes a seven-year extension of the 45Q tax credit for carbon sequestration, to cover facilities that start construction before 2033, and increase the rate to up to $85/metric tonne (t) from $50/t for geologic storage.

The agreement would bolster tax credits for electric vehicles (EV) by lifting a manufacturer limit on the number of new EV that can qualify for a $7,500 tax credit. It would also create a new $4,000 per vehicle tax credit for used EVs.

Other climate spending in the bill includes $30bn in grants and loans for states and electric utilities to transition to clean energy, $10bn in tax credits to build clean energy manufacturing plants, $6bn in grants and tax credits to cut emissions from industrial plants, and $3bn for the US Postal Service to buy zero-emission vehicles.

The bill would offer $60bn for environmental justice, such as grants to reduce emissions at ports and from heavy-duty vehicles.

Oil, gas support

Manchin sought to use his position negotiating the bill to ensure that fossil fuels are not "arbitrarily eliminated" over the next decade, based on concerns that continued production is needed to keep energy prices affordable and supply oversea allies with energy.

In a win for the oil sector, the bill would reinstate Lease Sale 257, a $192mn offshore oil and gas lease sale that a federal judge threw out earlier this year. It would also require the Biden administration to hold two other oil and gas lease sales in the US Gulf of Mexico and another sale in the Alaska's Cook Inlet that never occurred. The two Gulf of Mexico lease sales would need to be held by the end of 2022 and by 30 September 2023.

The bill is "grounded in reality" and appears to offer a path forward for offshore energy of all types, offshore industry group the National Ocean Industries Association president Erik Milito said.

The US Interior Department would face pressure to retain oil and gas leasing going forward under a separate provision. To approve onshore wind and solar projects on federal land, the bill would require there to be an onshore oil and gas lease sale in the preceding 120 days, along with at least 2mn acres of land leased in the prior year. A similar provision would apply to offshore wind by tying it to holding an offshore oil and gas lease sale during the prior year for at least 60mn acres.

But the budget deal also includes provisions meant to reduce the emissions intensity of oil and gas production across the US, while reducing the amount of speculative oil and gas leasing that critics say ties up large amounts of federal land that is unlikely to ever be developed.

The bill would place a first-time fee on methane emissions for about 2,400 large oil and gas facilities that already report emissions under "Subpart W" greenhouse gas reporting requirements. The fee would start at $900 per metric tonne (t) in 2024 and reach $1,500/t by 2026, for methane emissions above a 0.2pc leakage rate for oil and gas production facilities, 0.11pc for pipelines and 0.05pc for gas processing and LNG plants. The bill would give the US Environmental Protection Agency more than $1.5bn to deliver in grants and loans to help the oil and gas sector monitor and cut down down on methane leaks.

For oil and gas leasing on federal land, the bill would raise royalty rates to a minimum of 16.7pc, up from 12.5pc, and set a first time maximum royalty rate of 18.75pc. During lease sales, it would increase minimum bids on onshore land to $10/acre from $2/acre, raise annual rental payments, and eliminate a program that offered discounted bids for non-competitive lease sales.

And for the first time, the bill would require operators that obtain any new oil and gas leases to pay federal royalties on all natural gas lost to flaring and venting.


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19/06/24

Petrobras estuda novos insumos para biocombustíveis

Petrobras estuda novos insumos para biocombustíveis

Sao Paulo, 19 June (Argus) — A Petrobras estuda usar matérias-primas alternativas para abastecer duas refinarias de biocombustíveis previstas no seu plano estratégico 2024-28, disse o gerente de negócios de produtos de baixo carbono da estatal, Mario Gheventer, durante participação na Argus Biofuels and Feedstocks Latin America. A Petrobras vai construir biorrefinarias no polo GasLub, no Rio de Janeiro, e outra no município de Cubatão (SP), onde produzirá e combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês), óleo vegetal hidratado (HVO, na sigla em inglês), entre outros produtos. As duas unidades terão uma capacidade produtiva combinada de 34.000 b/d em biocombustíveis, com a possibilidade de alternar a fabricação entre os dois produtos. A Petrobras está considerando usar uma variedade de matérias-primas na produção, como óleo de soja, sebo de boi, óleo residual de etanol de milho (TCO, na sigla em inglês), óleo de macaúba e óleo de cozinha usado (UCO, na sigla em inglês), disse Gheventer na conferência. O CEO da Acelen, Luiz de Mendonça, também citou o óleo de macaúba como uma matéria-prima possível para se produzir biocombustível, durante a conferência da Argus. Gheventer avalia que cada matéria-prima tem seus próprios desafios. No caso do óleo de soja, por exemplo, fica a dúvida sobre o que fazer com o farelo de soja remanescente. O óleo de macaúba exige entre quatro e cinco anos para o início da produção, por causa do tempo que a planta leva para dar frutos. Já o UCO requer "logística reversa" para ser coletado, citou Gheventer. Ele mencionou outros óleos vegetais, como canola, girassol e algodão, como possíveis matérias-primas. Mas ressaltou que estes serão "monitorados no mercado à vista para se tirar vantagem das oportunidades de preço", disse. Em um painel mais cedo, o presidente da Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove), André Nassar, classificou o óleo de canola como uma promissora matéria-prima para biocombustíveis. Gheventer falou que será necessário criar mais caminhos para certificar os níveis de emissão de biocombustíveis. Na sua visão, há poucas opções e o mercado está precisando de mais pessoas para certificar biocombustíveis. A Petrobras mais que dobrou sua projeção de investimentos na área de biorrefino, de US$ 600 milhões para US$ 1,5 bilhão, no seu plano estratégico mais recente divulgado em novembro de 2023. Diesel R5 Gheventer disse ainda que a Petrobras deverá manter a mescla atual de óleo vegetal no seu diesel R por questões de logística e armazenamento. O diesel R é produzido a partir do coprocessamento do combustível fóssil com óleos vegetais, contendo. A mescla de 5pc de conteúdo renovável leva o nome de R5. Para o gerente, a empresa pode considerar a elevação da mistura, mas não se trata de uma prioridade. Por Lucas Parolin Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Acelen aposta na macaúba para gerar biocombustível


19/06/24
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Acelen aposta na macaúba para gerar biocombustível

Sao Paulo, 19 June (Argus) — A Acelen, subsidiária brasileira do fundo soberano árabe Mubadala, planeja usar a macaúba, uma palmeira nativa brasileira, para produzir biocombustíveis, disse o CEO Luiz Mendonça na conferência Argus Biofuels and Feedstocks Latin America. A empresa quer estabelecer uma floresta permanente de 180 mil hectares para plantar macaúba, disse Mendonça na conferência, que acontece entre hoje e amanhã em São Paulo. A maior vantagem da macaúba é que a planta pode produzir 7-10 litros/hectare a mais de biocombustíveis do que a soja, acrescentou ele. As palmeiras podem ser cultivadas no cerrado, bioma presente em cerca de 25pc do País. A palmeira também pode crescer em áreas de plantio devastadas, o que agrada os mercados americanos e europeus, disse o executivo. Mendonça também falou que a macaúba pede pouca água, começa a dar frutos em 3-4 anos e pode produzir por 30-40 anos. A palmeira ainda pode gerar outros subprodutos para setores de cosméticos, polímeros e alimentação animal, entre outros, o CEO acrescentou. A Acelen informou, no ano passado, que planeja construir uma biorrefinaria na Bahia para produzir óleo vegetal hidratado (HVO) e combustível sustentável de aviação (SAF) para o mercado de exportação. A biorrefinaria deverá começar a operar em 2026 e terá uma capacidade de produção de 20 mil b/d de HVO e SAF. A empresa pretende investir até US$ 2,5 bilhões na nova refinaria ao longo da próxima década. Inicialmente, a planta usará óleo de soja e de milho como matéria-prima, e fará a transição para o óleo de palmeira dentro de 3-4 anos. Mas a macaúba não é uma "arma mágica" para aumentar a produção global de biocombustíveis, disse Mendonça. "Outras empresas estão pesquisando outras coisas. Se vamos [ampliar a produção de biocombustível], será um esforço conjunto. Todos estão contribuindo", falou. Combustível do Futuro O CEO disse que o programa Combustível do Futuro foi importante para aumentar a produção de biocombustível, mas é apenas um primeiro passo de um longo caminho. Mendonça se disse cético sobre o programa, já que não oferece mandatos claros para o setor. "O Brasil está atrás do resto do mundo" no assunto, ele afirmou. Por Lucas Parolin Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Rio Grande do Sul remaneja fornecimento de gás


17/05/24
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Rio Grande do Sul remaneja fornecimento de gás

Sao Paulo, 17 May (Argus) — O fornecimento de gás natural no Rio Grande do Sul teve que ser redistribuído em razão das enchentes históricas no estado, com o diesel potencialmente voltando como combustível a usinas de energia para deixar mais gás disponível para a produção de GLP (gás de cozinha). O gasoduto Gasbol, que abastece o Sul do Brasil, não tem capacidade para atender à demanda da refinaria Alberto Pasqualini (Refap), da usina termelétrica de Canoas — controlada pela Petrobras — e das distribuidoras de gás natural da região, disse Jean Paul Prates, o então presidente-executivo da Petrobras, no início desta semana. A distribuidora de gás de Santa Catarina ajustou sua própria rede local para atender aos picos de demanda no Rio Grande do Sul por meio da malha de transporte de gás. A usina térmica de Canoas está operando com geração mínima de 150 GW, sendo 61pc provenientes de sua turbina a gás. A usina foi colocada em operação para restabelecer o fornecimento adequado de energia depois que as linhas de transmissão no Sul foram afetadas pelas enchentes. A Petrobras planeja usar um motor a diesel para aumentar a geração de energia. O atual custo variável unitário (CVU) para o diesel na usina de Canoas é de R1.115,29/MWh. A companhia petrolífera também está operando a Refap a 59pc de sua capacidade instalada máxima. Fortes chuvas no Rio Grande do Sul desde 29 de abril trouxeram inundações sem precedentes ao estado, causando uma crise humanitária e danos à infraestrutura. O clima extremo deixou 154 mortos, 98 desaparecidos e mais de 540 mil deslocados, segundo a defesa civil do estado. Por Rebecca Gompertz Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Enchentes no RS: 3tentos diminui perspectiva para soja


09/05/24
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Enchentes no RS: 3tentos diminui perspectiva para soja

Sao Paulo, 9 May (Argus) — A empresa de agronegócio 3tentos reduziu suas perspectivas da safra de soja para esta temporada devido às enchentes que assolam o Rio Grande do Sul. Parte importante das operações da 3tentos está sediada no estado, segundo maior produtor de soja do país, que enfrenta fortes chuvas desde 29 de abril. As enchentes já mataram 107 pessoas, segundo a Defesa Civil. Como resultado, a safra de soja do Rio Grande do Sul pode cair para 20 milhões t-21 milhões de t, ante 23 milhões t-24 milhões de t previstas anteriormente, de acordo com o presidente da 3tentos, Luis Osório Dumoncel. Pelo menos 80pc da soja colhida este ano está armazenada em armazéns ou portos. "Temos trabalhado incansavelmente para manter todas as operações de fornecimento de insumos, grãos, rações e biocombustíveis", disse o executivo durante teleconferência de resultados trimestrais. A companhia vê um "pequeno risco" para suas cadeias de oferta de pesticidas, sementes e fertilizantes, devido às inundações. Do lado logístico, rotas alternativas de exportação também têm sido utilizadas para escoar produtos como o farelo de soja, explicou o diretor operacional João Marcelo Dumoncel. Resultados do 1º tri As vendas da 3tentos no primeiro trimestre atingiram R$2,68 bilhões, alta de 48,5pc em relação ao mesmo período do ano anterior, impulsionadas pelos segmentos de indústria, biodiesel e farelo de soja. O segmento industrial, o maior da empresa, foi responsável por R$1,52 bilhão em vendas, subindo 69pc na base anual. As receitas de farelo de soja e outros produtos totalizaram R$927,6 milhões, 72pc acima do primeiro trimestre de 2023. As vendas de biodiesel aumentaram 64pc, para R$591 milhões, graças à elevação do mandato de mistura do biocombustível de 12pc para 14pc desde março. "Temos certeza de que a operação de biodiesel ajudará na margem da empresa neste ano", contou Dumoncel. As margens de esmagamento de soja da empresa cresceram 3,3pc no trimestre, fixando-se em R$ 442/t, fortelecidas pela produção de biodiesel. As vendas de grãos da 3tentos avançaram quase 27pc, para R$560 milhões. As receitas no segmento de matérias-primas agrícolas — como fertilizantes, pesticidas e sementes — alcançaram R$601 milhões no primeiro trimestre, salto de 35pc na variação anual. No período, a receita da companhia totalizou R$156,44 milhões, aumento de 51pc. A 3tentos também iniciou a construção de sua primeira unidade de moagem de milho para produção de etanol e grãos secos de destilaria (DDG, na sigla em inglês). A empresa concluiu esta semana a emissão de títulos de dívida no valor de R$560,73 milhões. Por Alexandre Melo Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Produção de veículos aumenta em abril


08/05/24
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Produção de veículos aumenta em abril

Sao Paulo, 8 May (Argus) — A produção brasileira de veículos subiu 24pc em abril, em um cenário de vendas crescentes no mercado interno. A produção de veículos atingiu 222.115 unidades em abril, em comparação com 178.853 no mesmo mês em 2023, informou a Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea). Em relação a março, a produção cresceu 13pc. No acumulado desde janeiro, houve alta de 6,3pc, para 760.114 unidades. Já as vendas saltaram 37pc em comparação com o mesmo período do ano anterior. O licenciamento de veículos totalizou 220.840 unidades no mês, 17pc maior do que em março. O Brasil exportou cerca de 27.330 unidades em abril, queda de 19pc na base anual e alta de 16pc em relação ao mês anterior. "Temos pela frente alguns pontos de alerta, como a redução do ritmo de queda dos juros e os efeitos da calamidade no Rio Grande do Sul", disse o presidente da Anfavea, Márcio de Lima Leite. Leite acrescentou que as enchentes no estado já estão afetando fábricas de veículos, máquinas agrícolas e componentes usados por toda a cadeia automotiva. As chuvas já deixaram mais de 100 mortos, segundo a Defesa Civil do Rio Grande do Sul. Outras 128 pessoas estão desaparecidas e cerca de 164.000 perderam suas casas. Por Laura Guedes Participação de mercado de veículos leves por combustível % Abr-24 Abr-23 ± (pp) Gasolina 3,6 2,5 1,1 Elétricos 3,2 0,4 2,8 Híbridos 2,3 2,1 0,2 Híbridos Plug-in 1,7 0,7 1 Flex 79,5 83,4 3,9 Diesel 9,6 10,9 -1,3 Anfavea Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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