A Europa na encruzilhada energética
A Europa mantém barreiras tarifárias que encarecem a importação de etanol brasileiro. Isso não é política climática. É protecionismo com roupagem verde.
Sonho nobre, infraestrutura inexistente e o custo de ignorar o que já funciona
Atuo no setor de energia no Brasil e em Portugal já há 30 anos. Percorri toda a cadeia: geração, transmissão e comercialização de eletricidade — solar, termelétrica e hidrelétrica, passando também pelo setor de combustíveis líquidos, com experiência direta no mercado de etanol. Desde 2020, desenvolvo em Portugal um projeto de hidrogênio verde voltado para a produção de metanol com foco no mercado marítimo europeu — na prática, não no papel. Escrevo estas linhas, portanto, não como observador externo, mas como protagonista desta transição. O que vejo me preocupa profundamente.
I. O Sonho Europeu: Grandioso, Porém Prematuro
A Europa concebeu e está executando a mais ambiciosa descarbonização de uma economia já vista na história moderna. O pacote Fit for 55, a Diretiva de Energias Renováveis (RED III), o FuelEU Maritime, o EU ETS estendido ao setor marítimo — são instrumentos legislativos sérios, estruturados e de longo prazo. Há nisso algo de admirável: raros blocos econômicos traduzem objetivos climáticos em regulação vinculante com esta coerência.
O problema não é a ambição. O problema é que a realidade física, industrial e econômica não acompanhou o ritmo legislativo.
Quatro lacunas estruturais comprometem a execução do plano:
Primeira: A infraestrutura elétrica europeia não foi dimensionada para suportar a eletrificação massiva da indústria pesada, do transporte marítimo e da produção de combustíveis sintéticos em paralelo. As redes de transmissão estão saturadas em vários países, e os investimentos em expansão correm com décadas de atraso.
Segunda: Não existe capacidade de armazenamento de elétrons em escala. A intermitência das renováveis torna impossível garantir suprimento contínuo para eletrolisadores sem soluções robustas de armazenamento — que ainda não existem em volume industrial no continente.
Terceira: A infraestrutura de armazenamento e transporte de moléculas — hidrogênio, amônia, metanol — está em estágio embrionário. Dutos, terminais e cavernas salinas para armazenagem: praticamente tudo está na fase de projeto ou nos estágios iniciais de construção.
Quarta: Não existe uma cadeia integrada de produção, processamento, armazenamento e distribuição de CO biogênico, matéria-prima indispensável para a produção de bio e e-metanol e de SAF (Sustainable Aviation Fuel). Sem captura e logística de CO em escala, a produção de combustíveis sintéticos enfrenta um gargalo que pouca atenção ainda recebe no debate público.
O resultado inevitável: os projetos europeus de H verde e de bio e e-combustíveis não atingirão maturidade operacional relevante antes de 2030–2032. A Europa criou regulação para um produto que ainda não existe em quantidade suficiente — e cujos custos de produção doméstica permanecem, em 2025, muito acima do que seria necessário para viabilidade econômica autônoma.
II. O Setor Marítimo: Um Espelho Perfeito da Contradição
Tomemos o setor marítimo como caso concreto. O FuelEU Maritime entrou em vigor em 2025, exigindo reduções progressivas na intensidade de carbono dos combustíveis: 2% até 2025, escalando para 80% em 2050. O EU ETS já impõe custos crescentes sobre emissões de embarcações em portos europeus: de 40% em 2024 a 70% em 2025 e 100% em 2026.
Tabela 1 — Custos Comparativos de H Verde e Metanol por Região (referência 2025)
O hidrogênio verde europeu custa EUR 7,50–8,50/kg em 2025. Projetos no Brasil apontam para USD 2,35–4,00/kg. O e-metanol europeu já supera EUR 1.000/ton e a penalidade de não conformidade sobe de EUR 39/ton em 2025 para EUR 1.997/ton em 2050. O armador enfrenta uma escolha difícil: pagar penalidades ou adquirir combustíveis verdes a preços ainda não competitivos. A saída racional é importar de regiões mais eficientes.
III. O Que Existe Hoje: Etanol, Bio-Metanol e a Janela Ignorada
Enquanto o H verde e o e-metanol europeus amadurecem, existe um conjunto de soluções disponíveis agora, com tecnologia madura, cadeia de fornecimento consolidada e intensidade de carbono significativamente inferior à dos combustíveis fósseis.
Tabela 2 — Combustíveis de Baixo Carbono Disponíveis Hoje: Preços e Intensidade de Carbono
Preço da molécula apenas — não inclui o valor dos atributos ambientais (Certificados de Escopo 1 e Escopo 3).
† Etanol de cana anidro — NE (AL, PE, PB): preço bruto previsto R$ 3,73/litro; deduzido 5% PIS/Cofins → líquido R$ 3,5435/litro; câmbio 5,17 → USD 0,69/litro spot; FOB Maceió/Recife (+USD 0,02–0,03) → USD 0,71–0,72/litro FOB. †† SE (SP, GO, MS): preço bruto previsto R$ 3,23/litro; deduzido 5% PIS/Cofins → líquido R$ 3,0685/litro; câmbio 5,17 → USD 0,59/litro spot; FOB Santos/Paranaguá (+USD 0,03–0,06) → USD 0,62–0,65/litro FOB. Diferencial NE–SE reflete estrutura de mercado regional e entressafra Centro-Sul (safra NE: pico nov–mar). ††† Etanol milho anidro (MT): CEPEA/ESALQ-MT estimado R$ 3.700–3.850/m³ → USD 0,72–0,74/litro spot; FOB Santos USD 0,75–0,78/litro. Margens ~40% (StoneX, jan. 2026; CEPEA, fev. 2026). IC sem ILUC: RenovaBio/GREET. IC com ILUC: ICCT/GLOBIOM. Redução vs. gasolina: EPA RFS2 (2010). IC HFO/VLSFO: FuelEU Maritime default.
O etanol de cana brasileira é o biocombustível de maior escala e menor IC em produção comercial no mundo. Com IC de 18–35 gCOe/MJ sem ILUC (ou 29–47 com GLOBIOM), representa redução de 61–75% vs. gasolina (EPA, 2010). A ILUC da cana é de apenas ≈12 gCOe/MJ (ICCT/GLOBIOM) — a menor entre todos os biocombustíveis de primeira geração.
Em fevereiro de 2026, os preços do etanol de cana anidro no Brasil apresentam diferencial regional: Nordeste (AL/PE/PB), preço bruto previsto R$ 3,73/litro (líquido R$ 3,54 após PIS/Cofins); Sudeste/Centro-Sul (SP/GO/MS), R$ 3,23/litro (líquido R$ 3,07). Ao câmbio de R$ 5,17/USD, preços spot de USD 0,69 (NE) e USD 0,59 (SE); FOB estimado USD 0,71–0,72 (Maceió/Recife) e USD 0,62–0,65 (Santos/Paranaguá). O etanol de milho mato-grossense apresenta preços spot em torno de R$ 3.700–3.850/m³ (USD 0,72–0,74/litro), FOB Santos USD 0,75–0,78/litro.
Para o setor marítimo, o bio-metanol derivado de bagaço de cana constitui rota direta para conformidade com o FuelEU Maritime, com navios dual-fuel já encomendados por armadores como Maersk e Evergreen.
A validação do etanol como combustível marítimo avança também no plano tecnológico-industrial, com fabricantes europeus de motores de alto desempenho assumindo posição ativa. Em fevereiro de 2024, a Wärtsilä — líder finlandesa em tecnologia de propulsão marítima — concluiu testes em escala real com etanol como combustível primário no motor Wärtsilä 32, em suas instalações de Vaasa, Finlândia, confirmando operação eficiente com etanol puro e em blending com HFO, diesel e biodiesel. A Wärtsilä firmou igualmente um Acordo de Descarbonização com a Raízen — maior produtora mundial de etanol de cana — para desenvolver navios movidos a etanol celulósico de segunda geração (E2G), com projeção de redução de até 80% das emissões de CO em rotas Brasil-Europa. No mesmo sentido, a Everllence — sucessora da divisão de motores de quatro tempos da MAN Energy Solutions, sediada em Frederikshavn, Dinamarca — confirmou em fins de 2025 que seu motor 21/31DF operou com sucesso com etanol em todos os pontos de carga em testes laboratoriais, expandindo inclusive a participação do etanol em relação ao metanol na mistura. O motor já está em operação comercial para projetos de tugboats dual-fuel. Quando os maiores fabricantes europeus de motores navais apostam no etanol — seja em blending com HFO, seja em queima pura — o mercado envia um sinal inequívoco: o combustível não é uma promessa futura, é uma solução presente.
IV. O Protecionismo Disfarçado de Ambição Climática
A Europa mantém barreiras tarifárias que encarecem artificialmente a importação de etanol brasileiro. A tarifa padrão da UE sobre etanol não industrial é de EUR 102/m³ (desnaturado) ou EUR 192/m³ (não desnaturado) — sobretaxas de 14% a 32% sobre o produto aos preços de fevereiro de 2026. O acordo UE-Mercosul (dez. 2024, pendente de ratificação) prevê quotas com isenção total para 570.300 m³/ano de etanol industrial e tarifa reduzida (EUR 34–64/m³) para 253.400 m³/ano de etanol não industrial — volumes mínimos frente ao mercado europeu.
Isso não é política climática. É protecionismo agrícola com roupagem verde.
O argumento de que o etanol de cana compete com alimentos ou provoca desmatamento não resiste ao escrutínio científico. A produção ocorre predominantemente em áreas degradadas do Centro-Sul, com legislação rigorosa desde o ZAE Cana (2009). A ILUC da cana é de apenas ≈12 gCOe/MJ (ICCT/GLOBIOM). O Regulamento Delegado (UE) 2019/807 não inclui a cana entre as culturas de alto risco ILUC. Enquanto isso, o etanol europeu de trigo e beterraba — com IC superior e custo mais alto — recebe tratamento preferencial simplesmente por ser produzido dentro das fronteiras da União.
IV-B. Uma Mensagem aos Produtores Brasileiros de Etanol de Cana
A análise até aqui foi dirigida, sobretudo, aos decisores europeus. Mas há algo importante a dizer diretamente aos produtores brasileiros de etanol de cana — especialmente aqueles que ainda encaram o mercado europeu com ceticismo, argumentando que a tarifa de EUR 102/m³ inviabiliza a exportação.
O argumento é compreensível, mas incompleto. Ele considera apenas o valor da molécula. O mercado europeu de descarbonização, porém, não compra apenas moléculas: compra atributos ambientais certificados.
A tarifa existe. E ainda assim, exportar vale mais do que ficar.
A receita com a venda exclusiva da molécula para o mercado europeu, após dedução do frete e da tarifa, situa-se em patamar próximo ao do mercado doméstico — o que, por si só, já justifica diversificação de destino. Mas o diferencial real está em outro lugar: a Europa criou um mercado paralelo para os atributos ambientais do etanol de cana, inexistente no mercado doméstico brasileiro.
O etanol de cana certificado gera dois ativos ambientais transacionáveis separadamente da molécula: os Certificados de Escopo 1, que refletem as emissões evitadas na produção do combustível, e os Certificados de Escopo 3, que contemplam as emissões evitadas ao longo de toda a cadeia de uso. A apuração do Escopo 3 é mais complexa e, conforme a prática de mercado, só pode ser realizada após a aposentadoria (retirement) do certificado de Escopo 1 correspondente — configurando um segundo fluxo de receita que se abre em etapa posterior.
Quando se combina o valor da molécula com a receita dos Certificados de Escopo 1 e, posteriormente, de Escopo 3, torna-se factível gerar uma receita total superior à obtida no mercado doméstico da ordem de 10% a 20%. Essa margem varia conforme a localização da produção e do porto de exportação, as condições de oferta do mercado brasileiro em cada safra e a intensidade da demanda dos armadores que operam nos portos europeus — um segmento em expansão acelerada à medida que o FuelEU Maritime e o EU ETS elevam progressivamente o custo dos combustíveis fósseis.
A conclusão estratégica é direta: o produtor que construir hoje sua capacidade de certificação e comercialização de atributos ambientais estará posicionado para capturar uma janela de valorização que o mercado doméstico, por sua estrutura atual, simplesmente não oferece.
V. Uma Alternativa Responsável: Não Desistir, Mas Usar o Que Funciona
A Europa não deve abandonar sua visão de longo prazo. O H verde e o e-metanol são o destino correto. Mas a trajetória precisa ser construída com pragmatismo.
Tabela 3 — Estratégia de Transição Energética para a Europa: Sequência de Combustíveis
Fase 1 (2025–2030): Etanol de cana, bio-metanol e blending
Remover as barreiras comerciais ao etanol brasileiro. Estabelecer corredores de bio-metanol para o setor marítimo. O IC imediato seria reduzido em 40–75% vs. HFO, comprando tempo para que a infraestrutura de H amadureça.
Fase 2 (2030–2040): e-Metanol em escala crescente
Escalar a produção doméstica de e-metanol. Construir terminais de importação para receber combustíveis de regiões competitivas — Brasil, Marrocos, Chile, Oriente Médio. Resolver o gargalo crítico do CO biogênico: investir em redes de captura, liquefação e distribuição de CO para viabilizar a produção de e-metanol e SAF em escala.
Fase 3 (2040–2050): H verde e derivados com IC próximo de zero
Com eletrólise maturada e custos a USD 2/kg ou abaixo nos melhores locais, a descarbonização total torna-se viável por competitividade real. O IEA projeta USD 2–9/kg no cenário NZE até 2030.
VI. Conclusão: Pragmatismo É a Maior Virtude Climática
A transição energética é um processo, não um evento. A Europa tem o mérito inegável de ter desenhado o caminho mais ambicioso. Mas um projeto correto no destino pode fracassar no percurso se a travessia não for gerida com realismo.
O custo de ignorar o etanol de cana brasileiro — mantendo barreiras disfarçadas de sustentabilidade — não é apenas econômico. É climático. Cada tonelada de HFO queimada no Mediterrâneo porque o etanol brasileiro é artificialmente encarecido representa emissões reais que um acordo comercial justo poderia ter evitado.
A descarbonização precisa de aliados, não de adversários. O Brasil — com sua indústria de etanol com mais de 50 anos, liderança técnica global e enorme potencial de H verde — é um aliado natural da Europa. Tratá-lo como ameaça comercial é um erro estratégico que o clima não pode se dar ao luxo de pagar.
Seja pragmático, Europa. Use o que funciona agora. Construa o que será necessário amanhã. E abra as portas para quem já tem as respostas que você ainda está procurando.
Nota Metodológica sobre os Dados Apresentados
Tabela 1 — H Verde Europa: Oeko Institute (2025), índice Hydex Plus, IMARC Group (out. 2025). H Brasil: ScienceDirect (2025) LCOH mínimo solar USD 2,35/kg; IEA LCOH Maps. H China: IEA Global Hydrogen Review 2024. H Índia: RMI (2025), GreenH (2025). e-Metanol Europa: WEF (fev. 2025); Methanol Institute (set. 2024). Tabela 2 — Etanol cana NE: preço bruto previsto R$ 3,73/litro; SE: R$ 3,23/litro. Dedução 5% PIS/Cofins. Câmbio USD/BRL 5,17 (fev. 2026). Etanol milho (MT): CEPEA/ESALQ-MT estimado R$ 3.700–3.850/m³ (StoneX, jan. 2026; CEPEA, fev. 2026). IC sem ILUC: RenovaBio/GREET. IC com ILUC: ICCT/GLOBIOM. Redução vs. gasolina: EPA (2010). IC HFO/VLSFO: FuelEU Maritime default. Tarifa UE: EUR 102/m³ (desnaturado) / EUR 192/m³ (não desnaturado) — tarifas consolidadas GATT/OMC desde a Rodada Uruguai (1994). Quotas UE-Mercosul: Argus Media (jan. 2025). ZAE Cana (2009). ILUC cana: Regulamento Delegado (UE) 2019/807. Tabela 4 — ver nota de rodapé da tabela.
Referências Regulatórias Principais: FuelEU Maritime — Regulamento (UE) 2023/1805 (EUR-Lex). EU ETS Marítimo — Regulamento (UE) 2023/957 — altera a Diretiva 2003/87/CE para incluir o setor marítimo (EUR-Lex). RED III — Diretiva (UE) 2023/2413 — recast da Diretiva de Energias Renováveis (EUR-Lex).
* Advogado, empresário e desenvolvedor de Projetos de Hidrogênio Verde e Metanol em Portugal, com 30 anos de experiência em geração, transmissão, comercialização de energia e biocombustíveis.