PetroReconcavo recebe aval da ANP para sua 1ª unidade de processamento de gás
A PetroReconcavo obteve a autorização da ANP para operação da Unidade de Tratamento de Gás Natural São Roque, na Bahia. O ativo é o primeiro investimento da empresa em infraestrutura própria de processamento de gás. A UTG São Roque, localizada no município de Mata de São João, possui capacidade de processamento de até 400 mil m3/dia e irá receber a produção das concessões Mata de São João, Remanso, Jacuípe e Riacho São Pedro. Parte da produção da companhia no estado continuará sendo processada na UTG de Catu, da Petrobras. São Roque recebeu investimentos de R$ 23 milhões. Com a emissão da autorização, a PetroReconcavo informou que iniciará os protocolos de comissionamento e partida, com a previsão de entrada em operação de forma definitiva até 1º de julho. A UTG possui conexão direta com a distribuidora Bahiagás, sem necessidade de interconexão com sistemas de transporte.
São Roque marca uma mudança na posição da companhia no midstream. Hoje, todo o gás natural da empresa é processado em plantas de terceiros (da Petrobras na BA e da 3R Petroleum no RN). A petroleira independente já estuda novos investimentos em processamento, tanto na Bahia quanto no Rio Grande do Norte. A construção de uma UPGN própria no Rio Grande do Norte é encarada, dentro da PetroReconcavo, como uma alternativa à tentativa da petroleira de se associar à 3R como sócia na UPGN – sobretudo depois da tentativa frustrada de uma fusão com a 3R. Em maio, antes de selar a fusão com a Enauta, o presidente da 3R Petroleum, Matheus Dias, afirmou que a companhia está aberta a discutir com a PetroReconcavo uma eventual parceria na UPGN de Guamaré. A PetroReconcavo anunciou um acordo com a Enerflex, para estudar a viabilidade técnico-econômica de uma UPGN própria no Rio Grande do Norte. Associar-se a uma eventual parceria com a 3R, contudo, é o plano A. “Isso [parceria] é algo que devemos endereçar nos próximos meses, independentemente de qualquer fusão, eventual M&A que possa ser feito da 3R com terceiros. Entendemos que há uma sinergia completa com a PetroReconcavo. Aparentemente ambos os lados estão abertos a discutir”, comentou Dias, em maio.
Fonte: Epbr
Preço da gasolina e do diesel reduzem na Região Sul em junho e do etanol segue estável, aponta Edenred Ticket Log
A mais recente análise do Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL), levantamento que consolida o comportamento de preços das transações nos postos de combustível, trazendo uma média precisa, apontou que o preço médio do litro da gasolina fechou a primeira quinzena de junho a R$ 5,96 na Região Sul, após recuo de 0,33% ante o consolidado de maio. O diesel comum foi encontrado a R$ 5,84 e o S-10 a R$ 5,88, com reduções de 0,68% e 0,34%, respectivamente. Já o etanol foi encontrado a R$ 4,14, com valor estável em relação ao mês anterior. “Tanto o diesel comum quanto o S-10 comercializado nas bombas de abastecimento da Região Sul foram os mais baratos quando comparado às demais regiões. O diesel S-10 encontrado no Paraná, a R$ 5,84 foi o mais barato entre todos os estados brasileiros. O etanol foi avaliado como mais vantajoso para abastecimento no Paraná e em Santa Catarina. Além disso, o combustível é ecologicamente mais interessante por emitir menos poluentes na atmosfera e contribuir para uma mobilidade de baixo carbono”, destaca Douglas Pina, Diretor-Geral de Mobilidade da Edenred Brasil.
Fonte: Jornal Tradição (RS)
Petróleo sobe mais de 1% com demanda e conflito no Oriente Médio no radar
O petróleo fechou em forte alta nesta quinta (27), impulsionado pela expectativa de que a demanda pela commodity aumente durante o verão no hemisfério norte. Do lado da oferta, sinais de um possível recrudescimento do conflito no Oriente Médio pressionaram as perspectivas da produção na região, o que também favoreceu os contratos futuros na sessão de hoje. O petróleo WTI, a referência americana, com entrega prevista para agosto avançou 1,04%, a US$ 81,74 por barril. Já o Brent, a referência global, para o mesmo mês teve alta de 1,34%, a US$ 86,39. O principal risco geopolítico atual para o mercado de petróleo é o conflito entre as forças de Israel e o Hezbollah, grupo terrorista do Líbano. O ministro da Defesa israelense, Yoav Gallant, ameaçou deixar o território libanês como na “idade da pedra” em caso de um conflito ampliado com os terroristas.
Fonte: Valor Online
Conselheiros participam do Onboarding Gasmig 2024
No dia 24, membros da alta administração da Gasmig participaram do evento Onboarding Gasmig 2024, realizado no CD-RMBH (Centro de Distribuição da Região Metropolitana de Belo Horizonte – Contagem).
O evento teve como propósito municiar os participantes com informações sobre o negócio, a estratégia, a cultura e as dinâmicas corporativas, bem como integrar Conselheiros e Diretores da Companhia.
Apresentações
Durante a visita, aconteceram explanações sobre diversos temas, como perspectivas do mercado de Gás Natural (Wood Mackenzie); regulação e aquisição de gás; mercado industrial e urbano; além do plano de negócios. Da mesma forma o projeto Centro-Oeste; projetos de expansão; mercado automotivo e corredores de GNV; Controles SOx; ESG; e Tecnologia da informação também foram temas. Ao fim dos debates, aconteceram visitas ao Centro de Operação do Sistema e à Casa Gasmig, além da oportunidade de conhecer uma carreta movida a GNV.
Nova diretoria
O Conselho de Administração da Gasmig anunciou a posse da nova diretoria executiva, com mandato de dois anos. Dessa forma, a nova Diretoria tem a seguinte formação: Gilberto Moura Valle Filho segue como Diretor-Presidente, Carlos Eduardo de Moraes Barros Junior vai desempenhar a função de Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, Marcos Montes Cordeiro será o Diretor Administrativo, Rodrigo Solha Pazzini de Freitas ocupa o cargo de Diretor Técnico-Comercial, e Alessandro Marques como Diretor de Relações Institucionais. Ainda nesta reunião, o Conselho de Administração elegeu o Presidente da Cemig, Reynaldo Passanezi Filho e Welerson Cavalieri como, respectivamente, Presidente e Vice-Presidente do Conselho de Administração da Companhia. O mandato para o novo Conselho também tem dois anos de duração. Já o conselho fiscal é composto por Jorge Luiz Schmitt-Prym, Luiz Fernando de Medeiros Moreira (Presidente), Maria Salete Garcia Pinheiro, Henrique de Castilho Marques de Sousa e Luísa Cardoso Barreto. Márcio de Lima Leite (Coordenador), Heloisa Belotti Bedicks e Jair Rezini compõem o Comitê de Auditoria.
Publicação
A ata do Conselho que dá posse à diretoria executiva já foi publicada pela CVM, que fiscaliza, permanentemente, as atividades e os serviços do mercado de valores mobiliários, bem como a veiculação de informações relativas ao mercado, às pessoas que dele participem, e aos valores nele negociados. A CVM foi criada em 07/12/1976 pela Lei 6.385/76, com o objetivo de fiscalizar, normatizar, disciplinar e desenvolver o mercado de valores mobiliários no Brasil. É uma entidade autárquica em regime especial e vinculada ao Ministério da Fazenda.
Fonte: Gasmig / Comunicação
Estímulo ao mercado de gás e à exploração na agenda da ANP
Uma série de iniciativas incluídas na agenda regulatória da ANP para o biênio 2023-2024 tem como meta destravar o mercado de gás e estimular o aumento da atividade exploratória no país. Em entrevista à Brasil Energia, a diretora da agência, Symone Araújo, enumera os principais destaques, a começar pela regulação do acesso a infraestruturas essenciais, imprescindível para a abertura efetiva do mercado de gás natural.
Com a aprovação da Análise de Impacto Regulatório (AIR) do acesso a infraestruturas em maio, a expectativa é que todo o processo regulatório seja concluído ainda em 2024. De acordo com Symone, um grupo de trabalho já foi constituído para apresentar, em 90 dias, uma minuta de resolução que será submetida à consulta e audiência públicas. “Isso acompanha a regulação da lei do gás, especificamente o seu artigo 28. A escolha que fizemos foi de um acesso negociado, mas com o olhar dedicado em situações de verticalização, deixando claro que a agência poderá atuar em casos, por exemplo, de eventual risco de não compartilhamento. Temos uma expectativa muito positiva de receber muitas contribuições, fundamental para aprimorarmos esse rito regulatório em curso”, disse Symone.
Entre outros temas em estudo na ANP, segundo a diretora, estão a contratação de capacidade de transporte de gás, o acondicionamento do GNL, a definição de gasoduto de transporte, tarifas de transporte de gás, injeção de biometano na rede, CCUS, entre outros.
Estocagem subterrânea
Sobre estocagem subterrânea de gás, cuja regulação não está incluída na agenda do biênio, Symone lembra que isso não impede que os projetos sejam apresentados, especialmente no Nordeste, com tantas oportunidades nos campos depletados. Ela cita, como exemplo, o projeto da Origem, cujo plano de desenvolvimento aprovado para o campo de Pilar, em Alagoas, já previa a possibilidade de estocagem subterrânea do gás e acrescenta que projetos específicos, que envolvam a efetiva prestação de serviços, serão autorizados em situações específicas. “Outros agentes podem trazer esse interesse e essa intenção e aí, naturalmente, o tema poderá entrar na agenda regulatória”, concluiu.
Exploração de áreas
Em relação ao estímulo à atividade exploratória, considerada essencial para reposição de novas reservas, a diretora afirmou que tem sido intensificada a disponibilização de dados geológicos, tanto onshore quanto offshore, de forma gratuita, buscando ampliar a oferta por meio digital – parte dos dados, em função do tamanho, ainda são transmitidos em formato físico.
Também está em debate a flexibilização do Programa Exploratório Mínimo (PEM), de forma que ele possa ser executado em outras áreas concedidas. A expectativa é que a AIR sobre o tema seja elaborada ainda esse ano.
A agência também estuda o redimensionamento dos blocos a serem oferecidos nos leilões. “Estamos vendo maneiras de efetivamente ampliar essa atividade, para que se possa ter pleno conhecimento do potencial, mas, sobretudo, para transformar esse potencial em participação governamental, emprego e renda”, completou Symone.
Fonte: PetróleoHoje
Decreto de biometano do Rio esbarra na Agenersa e deve ficar para agosto
A Secretaria de Energia e Economia do Mar do Estado do Rio de Janeiro (Seenemar) e a Agenersa têm mantido conversas para tentar contornar as divergências sobre a minuta de decreto que regulamenta a Política Estadual de Gás Natural Renovável. O conselheiro da agência reguladora estadual, Vladimir Paschoal, disse que a expectativa é que as novas regras para biometano sejam publicadas “no pior dos cenários” em agosto. O governo fluminense tinha a expectativa de lançar em evento conjunto com a ABiogás, nesta quarta, mas esbarrou em questionamentos do regulador estadual.
A Agenersa entendeu que a minuta de decreto trouxe “inovações” que não encontram respaldo legal. O despacho assinado pelo conselheiro-presidente, Rafael de Menezes, cita, dentre outros pontos, que as novas obrigações, procedimentos e requisitos previstos na minuta podem “configurar uma extrapolação do poder regulamentar” – e que qualquer alteração substancial na legislação vigente deve ser feita por meio de uma nova lei. Também alega que a minuta traz, para as distribuidoras, obrigações não previstas em contrato de concessão (o que pode levar a pleitos de reequilíbrio econômico-financeiro). A minuta apresentada pela Seenemar é bem ampla: passa por questões como swap (troca operacional/comercial); regras para compra do biometano pelas distribuidoras de gás canalizado e por consumidores livres; e pela qualidade do gás renovável. A Agenersa propôs, contudo, que o decreto esteja estritamente alinhado ao texto e ao espírito da Lei 6.361/2012, que obriga as distribuidoras (CEG e CEG Rio) a adquirir todo o biometano produzido no estado – até o limite de 10% do volume de gás natural distribuído por cada uma das concessionárias, desconsiderada a demanda das termelétricas.
A minuta do decreto estabelece que as distribuidoras deverão realizar chamadas públicas para aquisição do biometano até atingir o mandato. O custo do biometano será inserido dentro da base de custos de aquisição do gás natural e repassado aos usuários, com a devida homologação pela Agenersa. A agência, por sua vez, propôs que o preço do gás renovável seja fixado por ela e que não seja superior ao preço do gás natural fornecido às concessionárias.A minuta originalmente apresentada à Agenersa, para avaliação, passava pelas seguintes propostas:
Mercado livre:
o usuário não precisará comprar um volume mínimo de biometano se quiser migrar para o mercado livre por meio do gás renovável; e terá acesso prioritário à capacidade disponível na rede de distribuição;a concessionária poderá conceder desconto temporário na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) para os usuários livres de biometano – sujeito a análise prévia de impacto regulatório pela Agenersa, o regulador estadual.
Contrato de fornecimento verde:
as distribuidoras poderão oferecer aos usuários cativos a opção de adquirir biometano com o valor de seu atributo ambiental embutido.
Swap:
a distribuidora poderá estabelecer contratos de swap (tanto comercial quanto operacional) entre biometano e gás natural em diferentes pontos da rede; e também poderá realizar swap operacional com o transportador – a Agenersa deverá se articular com a ANP para harmonização regulatória nesse sentido.
A minuta do decreto também permite à Agenersa definir projetos de ambientes regulatórios experimentais – ‘sandbox’ regulatório – para estimular o desenvolvimento do mercado de biometano no Rio.E estabelece que o fornecedor do biometano deverá constituir pessoa jurídica distinta, com independência operativa e contábil, nos casos em que pertencer ao mesmo grupo econômico da distribuidora estadual.
Fonte: Epbr
Mandato de biometano no Rio pode ser rapidamente cumprido, diz Naturgy
Segundo a diretora de Distribuição de Gás da Naturgy, Christiane Delart, o Rio de Janeiro tem potencial para cumprir o mandato de biometano previsto na Política Estadual de Gás Natural Renovável rapidamente. Ela acredita que a legislação fluminense terá que ser revista, no futuro, para não limitar o crescimento do setor.A lei 6.361/2012 obriga as distribuidoras (CEG e CEG Rio) a adquirir todo o biometano produzido no estado – até o limite de 10% do volume de gás natural distribuído por cada uma das concessionárias, desconsiderada a demanda das termelétricas. Pelo tamanho atual do mercado no Rio, há espaço para uma compra compulsória de 650 mil m³/dia. De acordo com o levantamento da ABiogás, o Rio de Janeiro é o segundo maior estado produtor de biometano do país, com uma produção de 1,3 milhão de m³/dia. O estado possui 19 plantas de biogás e duas de biometano e deve ganhar quatro novas usinas nos próximos anos. “Isso [mandato definido em lei], em algum momento, espero que seja um limitante e que a gente tenha que trabalhar nessa lei para aumentar esse percentual”, afirmou. “Então imagino que muito rapidamente vamos considerar pouco [o mandato fixado] e vamos ter que trabalhar para aumentar o percentual”, completou.
Delart disse que, para atingir o mandato, porém, ainda será preciso “vencer alguns passos”. Um deles é a própria regulamentação da lei estadual. Os decretos regulamentadores já publicados fixam um preço teto (de R$ 1,20 por m³) para a compra do biometano pelas distribuidoras – fator apontado como entrave para a injeção do gás renovável na malha das concessionárias locais. O governo do Rio está trabalhando num novo decreto, mais amplo, que não define mais um preço máximo, mas a minuta proposta esbarrou em questionamentos da Agenersa, a agência reguladora estadual. A diretora da Naturgy também cita que será necessário avançar na questão da competitividade do biometano – e que a separação do atributo ambiental da molécula do gás renovável será importante nesse sentido. “Infelizmente, hoje na nossa realidade prática o biometano perde em competitividade para o gás natural, quando vendidos juntos os atributos [ambiental e a molécula]. Não adianta a distribuidora fazer chamada pública e vir uma molécula muito mais cara”, comentou. Uma das soluções construídas no mercado para essa questão são os certificados de origem – que permitem aos produtores de biometano, os emissores primários, vender a molécula e assegurar uma fonte de receita adicional com a comercialização do certificado, ou seja, o atributo ambiental do gás renovável. O PL Combustível do Futuro (PL 4.516/2023), discutido no Congresso Nacional, por exemplo, propõe que as metas de descarbonização da indústria do gás possam ser atingidas com a compra de certificados de origem – incentivando esse tipo de mecanismo.
Delart também destacou que a Naturgy estuda desenvolver no Rio projetos de redes de distribuição abastecidas 100% com biometano. A ideia é criar espécies de “municípios verdes”, supridos integralmente pelo gás natural renovável. Cidades que são abastecidas hoje apenas por carretas de gás natural comprimido (GNC), segundo ela, são candidatas a receberem esse tipo de projeto. Segundo a executiva, há seis municípios no estado nessa condição e que poderiam ser imediatamente atendidos por biometano, com os volumes já produzidos no estado.
Fonte: Epbr
Copersucar e Geo farão combustível de aviação a partir de biometano
A Copersucar e a Geo Biogas & Tech decidiram unir forças para produzir biocombustível de aviação (SAF) a partir de biometano. A ideia é dar mais um destino aos resíduos agroindustriais das usinas de cana e ingressar em um mercado tão novo quanto promissor, uma vez que há políticas em vários países que estabelecem um rápido aumento do uso do renovável. As empresas acertaram a criação de uma joint venture, com 50% de participação cada, por meio da entrada da Copersucar no capital de uma subsidiária da Geo Biogas & Tech. A nova empresa já se prepara para construir neste ano uma primeira planta em escala “demo-industrial” e com atuação comercial, para em seguida construir uma planta em escala comercial. “A parceria com a Geo casa com o momento que estamos, de aproveitar toda a potencialidade da escala que a Copersucar tem, a base de biogás e biometano que o Brasil pode desenvolver, com uma rota adicional para atender as demandas de descarbonização da indústria de aviação”, disse Tomás Manzano, CEO da Copersucar.
As empresas mantêm os valores, ainda não totalmente fechados, sob sigilo. Mas dizem que o aporte na planta demo-industrial ficará na casa das “dezenas de milhões” de reais, enquanto a planta industrial pode ficar na casa das “centenas de milhões”, segundo Alessandro Gardemann, CEO da Geo Biogas & Tech. O local da primeira unidade ainda não foi definido. A joint venture produzirá, através do método Fischer–Tropsch (FT), que converte gases em líquidos, o querosene parafínico sintético (SPK). O produto depois irá para uma refinaria convencional para ser transformado no bioquerosene de aviação. É o segundo investimento em SAF a partir de biogás no Brasil. A primeira planta foi inaugurada na semana passada pelo Centro Internacional de Energias Renováveis (CIBiogás) em Foz do Iguaçu (PR), em escala de demonstração. A planta demo-industrial da joint venture entre Copersucar e Geo, que deve levar 12 meses para ser erguida, terá capacidade de produzir 200 mil litros de SAF ao ano. Para a planta industrial, as sócias estudam unidades modulares com capacidade de 50 milhões de litros por ano — volume ainda sob avaliação. A capacidade é menor que outras plantas de SAF, mas a lógica é ter estruturas menores capazes de usar a disponibilidade de biometano de cada usina.
Para a produção de 1 litro de SAF serão necessários 1,4 metros cúbicos de biometano. No ano passado, a produção global de SAF foi de 1,9 bilhão de litros.
Questionado, o CEO da Geo não comentou custo de produção nem perspectiva de retorno, mas disse que o SAF de biometano “está no jogo”. Como o produto terá origem na vinhaça e na torta de filtro, que depois são transformados em biometano, ele acredita que a empresa acessará mercados que valorizam SAF de resíduos, como a Europa. Gardemann aposta também na baixa pegada de carbono do produto. A estimativa da empresa é que o SAF de biometano emita 10 gramas de CO2 equivalente por megajoule (MJ) de energia gerado, em comparação a 90 a 100 gramas de CO2/MJ do querosene fóssil. Além de a matéria-prima ser oriunda de resíduos, a energia e o vapor serão feitos da biomassa da cana, o que mantém as emissões em baixa. Nos EUA, é elegível ao mandato o SAF com ao menos 50% de redução de emissões, sendo que cada 1% de redução adicional é valorizado. Os executivos também veem demanda no Brasil, já que o PL Combustível do Futuro, em discussão no Congresso cria um mandato para SAF. “Demanda é o que não falta”, disse Manzano. Para viabilizar os investimentos, a joint venture procurará financiamentos e um comprador garantido. “A ideia é ter uma estrutura eficiente e usar os instrumentos disponíveis”, acrescentou. A joint venture poderá construir plantas de SAF em qualquer usina, não só associadas à Copersucar, ainda que suas associadas tenham planos para o ramo. “Temos planos de expandir a produção de biogás nas usinas do ecossistema da Copersucar”, afirmou Manzano. O mercado de SAF começou a chamar a atenção do setor sucroalcooleiro com a inauguração neste ano da primeira planta de bioquerosene feito de etanol (ATJ). Na Copersucar, duas usinas estão certificadas para fornecer para essa rota e mais dez devem ser certificadas nesta safra.
Fonte: Valor Econômico / Globo Rural
Consumo de etanol no Brasil cresce mais que o esperado, gasolina recua, diz StoneX
A demanda somada de etanol e gasolina deverá atingir 58,6 bilhões de litros em 2024, aumento de 2,4% na comparação com 2023, com o biocombustível mais competitivo sustentando o avanço, projetou a consultoria StoneX. A previsão considera os resultados parciais do ano de vendas de combustíveis do ciclo Otto, de alta de 4,7% no primeiro quadrimestre, os fluxos de veículos novos, além das projeções atualizadas do crescimento econômico. Em fevereiro, a estimativa era de aumento do consumo desses combustíveis de 1,9%, para 58,3 bilhões de litros. “Outro fator de destaque é a dinâmica entre os combustíveis leves. A StoneX projeta uma ampliação do ‘share’ de etanol hidratado em 2024 para 25% (contra 24,2% estimado em abril), com a demanda totalizando 20,9 milhões de metros cúbicos (ou bilhões de litros) no ano”, afirmou. As vendas do biocombustível seguem em ritmo elevado frente 2023 em meio a preços mais competitivos (do hidratado), especialmente no centro-sul”, acrescentou o relatório.
Para a gasolina C, com mistura de etanol anidro, espera-se que o combustível permaneça com preços menos atrativos nas principais regiões consumidoras ao longo de 2024. “Dessa forma, a StoneX aprofundou a queda esperada da demanda brasileira para -4,4%, devendo ficar em 44 milhões de metros cúbicos (de gasolina) – contra estimativa inicial de 44,2 milhões de m³”, ponderou, indicando recuo na participação de mercado para o etanol hidratado.
Fonte: Notícias Agrícolas / Reuters
Aramco negocia contratos de compra e venda de GNL com americana Sempra
A estatal saudita Aramco, maior petroleira do mundo, e a empresa americana Sempra anunciaram um acordo de intenções de compra e venda, pelos próximos 20 anos, de gás natural liquefeito (GNL). A negociação envolve cinco milhões de toneladas por ano da Fase 2 do projeto de expansão Port Arthur LNG. A segunda parte do projeto envolve a expansão do terminal de liquefação e exportação de GNL em Port Arthur, no Texas. O planejamento no porto que tem acesso ao Golfo do México envolve o aumento da capacidade de produção e novas instalações de tancagem. As partes esperam firmar um acordo vinculativo de GNL e acordos de participação acionária definitivos sujeitos a várias condições. O presidente de upstream da Aramco, Nasir K. Al-Naimi, se disse entusiasmado de dar este próximo passo no setor de GNL. “Como um potencial parceiro estratégico no projeto Port Arthur, a Aramco está bem posicionada para expandir seu portfólio de gás com o objetivo de atender à crescente necessidade mundial por fontes de energia de baixo carbono. Este acordo é um passo importante na estratégia da Aramco de se tornar um dos principais players globais de GNL”, disse ao site institucional da companhia.
Segundo o CEO da Sempra, Jeffrey W. Martin, a expansão judaria a facilitar a ampla distribuição do gás natural dos Estados Unidos nos mercados de energia globais. “Ao expandir o alcance global da instalação de Port Arthur LNG, temos a oportunidade de melhorar a segurança energética, ao mesmo tempo em que fornecemos uma alternativa de baixo carbono ao carvão para a produção de eletricidade”, afirmou. A Sempra divulgou que o porto tem potencial para expandir as instalações para oito trens, o que posicionaria a infraestrutura como uma das instalações de exportação de GNL mais significativas do mundo. A Sempra Infrastructure afirma que está avançando ativamente em projetos dentro do Port Arthur Energy Hub, abordando tanto a crescente demanda por combustíveis de baixo carbono quanto a redução de emissões. Isso inclui o projeto proposto de sequestro de carbono Titan, que iniciou recentemente o processo de licenciamento e atualmente está em fase de desenvolvimento. A Sempra adquiriu aproximadamente 15 mil hectares e direitos de superfície necessários para o desenvolvimento do projeto
Fonte: Epbr
