WASHINGTON, DC – 15 DE MARÇO: O senador Joe Manchin (D-WV) (L) conversa com o líder da maioria no Senado, Charles … [+]
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ANÁLISE: Tradeoffs no Lei de Redução da Inflação de 2022 entre as proteções climáticas e os interesses dos combustíveis fósseis pode ser terrível para projetos eólicos offshore e para projetos solares e eólicos em terras federais. O Congresso parece estar dirigindo com os dois pés firmemente pressionados no acelerador e nos freios ao mesmo tempo. O diabo está nos detalhes.
Principais destaques do projeto de lei - Incentivos climáticos e energéticos
A conta em geral é boa para o meio ambiente e boa para a economia. Essa legislação histórica – a iniciativa mais abrangente dos EUA para mitigar as mudanças climáticas até agora – parece pronta para passar no Congresso e ser sancionada pelo presidente Joseph R. Biden Jr. no final deste mês com relativamente poucas mudanças importantes. Além das disposições climáticas e energéticas, há medidas significativas para reduzir os preços dos medicamentos prescritos e fechar a “brecha” de juros que beneficiou os gestores de private equity, imóveis e fundos de hedge.
O projeto de lei estende os créditos fiscais de energia renovável existentes – créditos fiscais de produção (PTC) e créditos fiscais de investimento (ITC) – e contém outras disposições importantes sobre clima e energia. Armazenamento de energia autônomo (com exclusão de normalização para grandes projetos), propriedade de biogás, controladores de microrredes, vidro dinâmico e pequenas instalações de interconexão (embora não linhas de transmissão) seriam elegíveis para o ITC. Créditos fiscais de bônus estão disponíveis para certos projetos localizados em comunidades de mineração de carvão e brownfield ou para pequenos projetos eólicos e solares colocados em serviço em certas comunidades de baixa renda. Créditos de bônus também estão disponíveis para alguns investimentos se metas adicionais forem cumpridas para conteúdo doméstico e padrões trabalhistas (salários e aprendizados predominantes para criar empregos qualificados e capacidade de fabricação nacional). O crédito fiscal da Seção 45Q do Código da Receita Federal para captura e sequestro de carbono (CCUS) seria estendido, embora o projeto reduza a quantidade mínima de óxido de carbono que deve ser capturada para se qualificar. O projeto prevê um PTC de até 1.5 centavos/kWh até 2032 para instalações de energia nuclear de emissão zero existentes que ainda não reivindicaram o PTC sob a Seção 45J.
O projeto de lei imporia um imposto mínimo alternativo corporativo de 15% para empresas com receita de demonstrações financeiras ajustadas acima de US$ 1 bilhão. O novo imposto mínimo alternativo corporativo pode levar a uma maior participação nos mercados de ações fiscais, se mais grandes corporações que buscam benefícios fiscais se tornarem investidores em parcerias que possuem projetos de energia renovável. Outras disposições da lei permitem a transferência de participações societárias para terceiros não relacionados para facilitar a monetização de créditos fiscais de energia. Ampliar a profundidade e a liquidez dos mercados de tax equity poderia reduzir um pouco o custo do tax equity, ajudando os patrocinadores de projetos e reduzindo o custo de capital para projetos elegíveis.
Em um afastamento dos mecanismos tradicionais de incentivo, o projeto de lei mostra uma migração política de créditos fiscais baseados em diferentes tipos de tecnologia renovável para créditos baseados em evasão ou redução de emissões. O projeto de lei acabaria por fornecer um PTC de 10 anos ou um ITC (mas não ambos) para instalações de geração de eletricidade com taxa zero de emissões de gases de efeito estufa. Este crédito fiscal agnóstico de tecnologia também cobriria plantas adaptadas colocadas em serviço após 2024, desde que a instalação existente não tenha sido previamente qualificada para um crédito de energia. As emissões não incluem valores sequestrados por meio da tecnologia de captura de carbono. Da mesma forma, os incentivos de hidrogênio limpo estão vinculados a reduções nas taxas de emissões de gases de efeito estufa no ciclo de vida (medidas em quilogramas de CO2e por quilograma de hidrogênio) em vez de escolhas de tecnologia excessivamente prescritivas. Outras disposições da lei recompensariam reduções nas emissões de metano, inclusive em relação ao biogás e usinas de transformação de resíduos agrícolas em energia, e monitoramento e controle de emissões fugitivas vinculadas à produção de petróleo e gás.
Os subsídios também fluem para fabricantes de equipamentos para fabricação de energia renovável e limpa, incluindo veículos elétricos e caminhões. Os compradores de EVs novos ou usados ou veículos de combustível alternativo também receberiam reembolsos. Combustíveis limpos, incluindo biodiesel e combustível de aviação sustentável, também recebem incentivos econômicos. Em 31 de dezembro de 2024, os créditos de combustível existentes passariam para o Crédito de Produção de Combustível Limpo.
Mas algumas surpresas infelizes estão enterradas no projeto de lei de 725 páginas agora em frente ao Congresso. Essas disposições apoiariam a expansão do investimento na exploração e produção doméstica de petróleo e gás, especialmente em terras federais e em águas federais offshore. Essas disposições vão contra a meta do governo Biden-Harris de reduzir as emissões de gases de efeito estufa dos EUA em 50% até 2030. A Lei de Redução da Inflação pendente continua sendo fundamental para esse esforço. Se o projeto de lei for promulgado como atualmente escrito e os investimentos, incentivos e inovações desejados acontecerem, o cumprimento dessa meta climática permanecerá concebivelmente ao alcance. Sem o projeto de lei ou legislação semelhante, alcançar esse objetivo climático ambicioso é provavelmente impossível.
Novas Regras para Arrendamento de Energia em Terras Federais e em Águas Offshore
Uma disposição pequena e facilmente esquecida do projeto de lei poderia ter um grande impacto, embora não necessariamente da maneira que seus autores pretendiam. Com pouco mais de duas páginas, a Seção 50265 compromete o desenvolvimento de bilhões de dólares em projetos eólicos offshore planejados e projetos de energia renovável em terras federais. E aumenta a complexidade e a incerteza da obtenção de licenças ambientais federais, mesmo quando democratas e republicanos proclamam a necessidade de agilizar o processo de concessão.
De acordo com essa disposição, para a próxima década após a entrada em vigor da nova lei, nenhum direito de passagem poderá ser concedido para o desenvolvimento de energia eólica ou solar em terras federais, a menos que seja realizada uma venda de arrendamento trimestral que resulte na emissão de um arrendamento de petróleo e gás, se quaisquer licitações aceitáveis tenham sido recebidas, dentro dos 120 dias anteriores à emissão do direito de passagem proposto para energia eólica ou solar. Toda vez que um direito de passagem eólico ou solar deve ser emitido pelo Bureau of Land Management (BLM), para cada projeto que se aplica e atendeu aos requisitos de licenciamento sob a Lei Nacional de Política Ambiental (NEPA) e outras leis, uma determinação separada seria exigido sobre o status dos arrendamentos de petróleo e gás vendidos sob o programa de arrendamento da BLM. Essa determinação não dependeria da qualidade, valor, conformidade ou mérito de qualquer projeto de energia, apenas do calendário e do andamento de ações administrativas totalmente alheias.
Além disso, pelo menos 2 milhões de acres de terras federais (ou, se menos, pelo menos metade da área para a qual as manifestações de interesse foram enviadas de potenciais licitantes) devem ter sido oferecidas para arrendamentos de petróleo e gás no ano anterior a cada proposta eólica. ou direito de passagem solar é emitido. Na prática, supondo que sejam recebidas manifestações de interesse suficientes pelo BLM, isso significa que pelo menos 20 milhões de acres de terras federais devem ser oferecidos no total para novos arrendamentos de petróleo e gás ao longo de dez anos trimestralmente. Qualquer interrupção ou suspensão das vendas de arrendamento de petróleo e gás durante a próxima década por qualquer motivo (incluindo, aparentemente, se necessário, as aprovações ambientais não podem ser obtidas, se os tribunais bloquearem as vendas, se os vendedores manifestarem interesse, mas não licitarem, ou se uma administração futura suspende quaisquer programas de arrendamento de petróleo e gás) paralisaria o desenvolvimento de todos os novos projetos de energia solar e eólica em terras federais.
Projetos eólicos offshore enfrentariam riscos semelhantes. Dado o estágio inicial de desenvolvimento da indústria eólica offshore dos EUA, a grande escala e complexidade dos projetos eólicos offshore e o longo processo de licenciamento de vários anos pelo qual devem passar, a dependência de seus arrendamentos federais da venda de arrendamentos não relacionados para a perfuração offshore de petróleo e gás pode ser uma ameaça mais existencial. De acordo com a lei proposta, nenhum arrendamento para desenvolvimento eólico offshore poderia ser emitido pelo Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) em águas federais a qualquer momento nos próximos dez anos, a menos que, no momento de cada novo arrendamento de uma área eólica offshore, o BOEM nos doze meses anteriores também ofereceu a venda de um novo arrendamento de petróleo e gás e, se quaisquer ofertas aceitáveis foram recebidas para qualquer área oferecida, emitiu um arrendamento. Além disso, nada menos que 60 milhões de acres de águas federais na plataforma continental externa devem ter sido oferecidos para arrendamentos de petróleo e gás no ano anterior, ou nenhum novo arrendamento eólico offshore poderia ser emitido. Com efeito, mais de 600 milhões de acres de águas federais devem ser oferecidos (embora áreas não vendidas possam ser oferecidas novamente) para nova exploração e produção de petróleo e gás. A falha em manter o ritmo anual exigido de arrendamentos offshore de petróleo e gás bloquearia todos os arrendamentos eólicos offshore subsequentes.
Circunstâncias Incompreendidas, Consequências Não Intencionais
Novos arrendamentos obrigatórios de petróleo e gás podem não expandir materialmente a produção de combustíveis fósseis. Mas vinculá-los a novos arrendamentos eólicos e solares pode retardar o licenciamento de projetos renováveis e criar obstáculos para novos investimentos em energia renovável. A emissão de todos os arrendamentos federais de energia e direitos de passagem devem estar em conformidade com a revisão da NEPA de impactos ambientais e mitigantes. Sob o novo projeto de lei, apenas os desenvolvedores de novos projetos eólicos e solares enfrentariam um requisito extra não relacionado aos seus projetos renováveis e completamente fora do controle dos desenvolvedores: que a agência emissora (BLM ou BOEM) também estivesse oferecendo e emitindo novos petróleo e gás locações recentemente e de forma contínua. Essa incerteza regulatória pode diminuir significativamente o investimento em projetos renováveis em terras federais e, especialmente, eólica offshore, prejudicando as outras disposições do projeto de lei destinadas a estimular esses investimentos.
Para colocar esses números em perspectiva, as terras públicas necessárias para serem abertas a novos arrendamentos de perfuração de petróleo e gás totalizariam 20 milhões de acres ao longo de uma década, uma área maior que a área de terra do Estado do Maine. As novas áreas oceânicas a serem abertas para perfuração offshore equivaleriam a 60 milhões de acres (uma área quase tão grande quanto o estado de Wyoming), cada ano por dez anos.
BLM supervisiona cerca de 245 milhões de acres de terras públicas federais (incluindo terras que são gerenciadas para recreação ao ar livre, desenvolvimento de petróleo, gás, carvão e recursos de energia renovável, pastoreio e produção de madeira, patrimônio cultural e locais sagrados e apoio ao habitat e ecossistema da vida selvagem funções). Em resposta à Ordem Executiva 14008 do Presidente Biden (27 de janeiro de 2021), o Departamento do Interior (DOI) emitiu um relatório em novembro de 2021 revisar as práticas federais de arrendamento e licenciamento de petróleo e gás. De acordo com o relatório, que criticou as práticas de arrendamento BLM existentes, incluindo baixas taxas de royalties e arrendamentos mal administrados ou improdutivos, o DOI calculou que a produção federal de petróleo e gás em terra representa aproximadamente 7% do petróleo produzido internamente e 8% do gás natural produzido internamente. .
A BLM administra atualmente 37,496 concessões federais de petróleo e gás cobrindo 26.6 milhões de acres com quase 96,100 poços. A nova lei proposta visa aumentar essa área arrendada em 75% ao longo de dez anos. Dos mais de 26 milhões de acres terrestres atualmente sob arrendamento para empresas de petróleo e gás, quase 13.9 milhões (ou 53%) desses acres não são produtivos, de acordo com o relatório do DOI. A indústria de petróleo e gás tem um número substancial de licenças não utilizadas para perfurar em terra. Em 30 de setembro de 2021, a indústria de petróleo e gás possuía mais de 9,600 licenças aprovadas disponíveis para perfuração. No ano fiscal (FY) 2021, o BLM aprovou mais de 5,000 licenças de perfuração e mais de 4,400 ainda estão sendo processadas. O DOI então analisou 646 parcelas em cerca de 733,000 acres que haviam sido previamente indicadas para arrendamento por empresas de energia. Desses, o DOI reduziu em 80% a área prevista a ser oferecida sob avisos de venda final para aproximadamente 173 lotes em cerca de 144,000 acres, trabalhando em conjunto com comunidades locais e tribais.
O DOI também examinou áreas de arrendamento offshore, observando que a Plataforma Continental Externa responde por 16% de toda a produção de petróleo e apenas 3% da produção de gás natural nos Estados Unidos, principalmente no Golfo do México. Devido às condições do mercado e à estratégia de perfuração da indústria, a área offshore sob arrendamento pelo BOEM diminuiu em mais de dois terços nos últimos 10 anos. A perfuração offshore é cara, desafiadora e, devido aos baixos preços de petróleo e gás durante a maior parte da última década até recentemente, menos competitiva do que muitos recursos onshore. Dos mais de 12 milhões de acres offshore sob arrendamento hoje, cerca de 45% estão produzindo petróleo e gás ou estão sujeitos a planos de exploração ou desenvolvimento aprovados, que são etapas preliminares que levam à produção. Os 55% restantes da área arrendada não são produtivos, “indicando um estoque suficiente de área arrendada para sustentar o desenvolvimento nos próximos anos”, de acordo com o DOI.
Na verdade, o mais recentes vendas de arrendamento BOEM atraiu pouco interesse, com apenas uma pequena fração dos terrenos oferecidos para locação atraindo licitações. Na venda mais recente do BOEM (nº 257 em novembro de 2021), apenas 1.7 milhão de acres receberam ofertas de quase 81 milhões de acres oferecidos. Apenas 33 empresas participaram da venda. A venda anterior (nº 256 em novembro de 2020) atraiu licitações de 17 empresas para pouco mais de meio milhão de acres dos quase 80 milhões de acres oferecidos. Esta não é uma tendência nova. Por exemplo, a venda nº 247 (março de 2017) ofereceu quase 50 milhões de acres para perfuração offshore de petróleo e gás. Menos de 1 milhão de acres atraiu licitações de 24 empresas. Em cada uma dessas vendas, o número médio de lances por bloco oferecido foi... cerca de um. Quase todos os blocos têm apenas um único licitante. Todo mundo ganha, mas muito pouco é realmente vendido. E muitos trechos alugados nunca são desenvolvidos ou se mostram muito especulativos.
Exigir que 60 milhões de acres adicionais por ano - cinco vezes a área total de todos os arrendamentos federais de petróleo e gás offshore existentes - sejam oferecidos para novos arrendamentos offshore de petróleo e gás como uma pré-condição para a emissão de novos arrendamentos eólicos offshore e que as áreas de arrendamento onshore ser expandido de forma semelhante como condição para novos projetos de energia solar e eólica em terras federais, pressupõe que há interesse suficiente da indústria para desenvolver esses arrendamentos de petróleo e gás, o que aumentaria materialmente a oferta doméstica de petróleo e gás a um preço competitivo, que a segurança energética do país seria reforçada pela expansão obrigatória das áreas de arrendamento de petróleo e gás, e que o BLM e o BOEM têm recursos, pessoal e políticas para aumentar e administrar significativamente o programa federal de arrendamento de petróleo e gás e as revisões ambientais associadas. Nenhuma dessas suposições é provavelmente correta. Mesmo que fossem, não há lógica em manter o desenvolvimento eólico offshore ou projetos eólicos e solares onshore para descobrir.
Outras disposições do projeto de lei podem tornar os novos arrendamentos de perfuração de petróleo e gás menos atraentes, independentemente das condições de mercado. O projeto de lei aumentaria as taxas de royalties para arrendamentos federais de petróleo e gás onshore e offshore para serem mais compatíveis com as taxas de royalties alteradas por muitos estados para arrendamentos de perfuração em terras públicas estaduais. Regulamentação mais rigorosa de emissões de óxido de carbono, óxido de nitrogênio (NOx) e gás metano, requisitos potenciais para CCUS (encorajados no projeto de lei em geral, com padrões mais baixos e créditos mais generosos) e a erosão da demanda por hidrocarbonetos podem tornar os novos arrendamentos federais ainda menos atraentes na próxima década.
Restabelecimento da venda de arrendamento de petróleo e gás offshore de 2021
E esse não é o único easter egg no projeto de lei para o desenvolvimento de combustíveis fósseis em águas federais. O que mais aconteceu com a mais recente venda de locação pelo BOEM? A venda nº 257 foi originalmente realizada em janeiro de 2021, apressada para o mercado nos últimos dias do governo Trump. A Ordem Executiva 14008 do presidente Biden, além de orientar a revisão do DOI, suspendeu temporariamente os arrendamentos de petróleo e gás offshore. Um tribunal distrital federal em Louisiana ordenou a suspensão e a venda foi concluída em novembro de 2021, apenas para ser anulada novamente pelo Tribunal Distrital dos Estados Unidos para o Distrito de Columbia em janeiro de 2022 (Amigos da Terra, et al. v. Debra A. Haaland, et al.). O tribunal federal de DC decidiu que o BOEM não havia cumprido as exigências legais de revisão ambiental das áreas arrendadas antes da emissão dos arrendamentos.
Alguns parágrafos na Seção 50264 da Lei de Redução da Inflação restabeleceriam a Venda nº 257 e também direcionariam o BOEM para prosseguir com outras vendas de arrendamento de petróleo e gás especificadas, não obstante a determinação do tribunal de que o BOEM não cumpriu a NEPA com relação às áreas de arrendamento relevantes . O presidente Biden não poderia suspender a emissão desses novos arrendamentos offshore de petróleo e gás.
Quer batatas fritas com isso?
O Congresso muitas vezes adotou compromissos que contêm subsídios e incentivos para energia renovável e combustíveis fósseis. A Lei de Política Energética de 2005, promulgada pelo presidente George W. Bush, estendeu o Crédito Fiscal de Produção e o Crédito Fiscal de Investimento para energia eólica e solar, respectivamente, acrescentou créditos fiscais para petróleo, gás e carvão, exigiu subsídios de mistura para biocombustíveis e etanol, e expandiu o acesso a terras federais e águas offshore (e reduziu as taxas de royalties) para poços de petróleo e gás e outras atividades de energia, embora medidas mais fortes de redução de gases de efeito estufa tenham sido derrotadas. Era um menu de energia com todas as opções acima, moldado por preocupações concorrentes sobre segurança energética, crescimento econômico e qualidade ambiental. Mas o Congresso não tentou escolher vencedores e perdedores mostrando preferência por uma tecnologia ou fonte de energia em detrimento de outra.
Agora, pela primeira vez, se essas disposições de combustíveis fósseis permanecerem na lei, o desenvolvimento de energias renováveis, como energia solar e energia eólica onshore e offshore, ficará refém da concessão de milhões de acres de novos arrendamentos de petróleo e gás em terras federais. e a plataforma continental pelo menos na próxima década. O que é incomum não é que a Lei de Redução da Inflação proposta estimule simultaneamente o investimento em tecnologias de energia “sujas, velhas” e “limpas e novas”. O que é novo é que um depende do outro e, especificamente, que as energias renováveis podem ser bloqueadas se mais áreas não forem abertas em terras públicas e águas offshore – de forma consistente, em escala e por muitos anos – para expandir o desenvolvimento de petróleo e gás. É como dizer ao seu tio obeso, que está tentando quebrar os maus hábitos e ter uma dieta mais saudável, que cada pedido de peixe fresco e salada deve ser acompanhado por uma grande tigela de batatas fritas com queijo nacho cobertas com creme azedo. Caso contrário, não há comida saudável para ele.
Segurança Energética e Volatilidade de Preços
Lobistas de petróleo e gás e outros defensores das disposições sobre combustíveis fósseis, incluindo o senador Joe Manchin (democrata da Virgínia Ocidental), enfatizam a necessidade de desenvolvimento contínuo de hidrocarbonetos convencionais para manter a segurança energética e o abastecimento doméstico de combustível. A pressão política para lidar com essas preocupações junto com a inflação é forte (como sugere a reformulação eufemística da Lei de Redução da Inflação das disposições de energia e clima do projeto de lei original e mais ambicioso Build Back Better do governo Biden-Harris). Portanto, o projeto de lei é um compromisso há muito esperado entre o senador Manchin, o líder da maioria Chuck Schumer (Nova York) e outros líderes democratas no Senado em coordenação com a liderança democrata da Câmara.
Um desequilíbrio de oferta/demanda nos mercados globais de commodities de petróleo e gás devido a uma combinação de geopolítica (invasão da Ucrânia pela Rússia), forte recuperação da demanda das baixas pandêmicas do último ano ou dois e capacidade de refino doméstica muito apertada levaram a recentemente preços muito altos da gasolina, demanda renovada por carvão e um aumento nos preços do gás natural. Desde então, os preços da gasolina recuaram significativamente no mês passado, mas a ansiedade na bomba (e nas urnas) continua alta. O preço spot de atacado do gás natural nos EUA (Henry Hub) aumentou acentuadamente de US$ 3.75/MMBtu em janeiro de 2022 para US$ 9.46/MMBtu no final de julho, embora os preços das opções impliquem que os preços do gás devem voltar para cerca de US$ 4.75/ MMBtu até o segundo trimestre de 2023. Os preços da energia na Europa são significativamente mais altos e podem subir ainda mais e mais rápido se houver interrupções adicionais no fornecimento de gás natural russo para a Alemanha, Itália e outros países europeus que dependem dele. As exportações americanas de gás natural liquefeito (LN
É claro que os investimentos em novos poços de petróleo e gás, plantas de liquefação de gás, terminais de exportação, oleodutos e tanques de armazenamento hoje pouco ou nada farão para lidar com preços ou volumes nos próximos um ou dois anos. Podemos estar no topo do mercado, com os preços das commodities caindo rapidamente à medida que os preços altos erodem a demanda. Os ciclos de expansão/retração das commodities são endêmicos da indústria de petróleo e gás. Novos investimentos de capital nessa escala podem simplesmente ser muito arriscados neste estágio do ciclo de negócios para muitos investidores.
As tendências de descarbonização de longo prazo globalmente são fortes e, com a aprovação de legislação como a Lei de Redução da Inflação, essas tendências seriam reforçadas. A “transição energética” para energia renovável, combustíveis alternativos, eficiência e armazenamento de energia, hidrogênio e eletrificação de transporte e trânsito ainda está ganhando força. Com o tempo, à medida que o setor de transporte se eletrifica e a rede elétrica se torna verde, e com a geopolítica elevando os preços da energia globalmente, provavelmente haverá destruição adicional da demanda por combustíveis fósseis, tornando os novos arrendamentos ainda menos atraentes.
Consequentemente, muitos investidores temem o risco de fazer novos grandes investimentos em ativos de petróleo, gás e carvão que podem se tornar investimentos obsoletos e ociosos. Private equity, investidores institucionais e fundos de energia têm demonstrado um alto grau de contenção e disciplina no ciclo atual na alocação de capital, preferindo ativos operacionais com fluxos de caixa estáveis a projetos de E&P arriscados e de capital intensivo. Alguns investidores estão de olho na potencial regulamentação futura e, para alguns, nos sentimentos ESG. No entanto, os fatores de mercado ainda dominam seu pensamento, especialmente com as interrupções contínuas da cadeia de suprimentos para materiais e mão de obra qualificada e curvas de preços futuras desafiadoras devido à volatilidade dos preços, incerteza e taxas de juros crescentes que reduzem as taxas de desconto e, portanto, o valor presente líquido dos fluxos de caixa futuros.
Incentivos de energia: algo para todos
O principal objetivo da Lei de Redução da Inflação é promover fontes e tecnologias de energia mais limpas e verdes para reduzir as emissões de gases de efeito estufa que contribuem para as mudanças climáticas globais. O processo legislativo muitas vezes exige compromissos para funcionar. O projeto de lei apoia o investimento contínuo em combustíveis fósseis – principalmente petróleo e gás – e apoia comunidades e empresas afetadas negativamente pela transição do carvão para fontes de energia mais limpas. O projeto também ajuda outras comunidades que foram desproporcionalmente impactadas pelas operações de energia.
Há críticas até mesmo dos defensores do projeto de lei às disposições que incentivam mais exploração e produção de combustíveis fósseis, especialmente em terras federais. Se eles sobreviverão ou serão modificados ou cortados por emenda no Senado ou na Câmara, ou em um possível comitê de conferência da Câmara e do Senado, ainda não se sabe. Como se trata de um projeto de reconciliação, as regras (embora sejam diferentes no Senado e na Câmara) limitam as emendas. Os senadores Schumer e Manchin concordaram separadamente que este projeto de lei será seguido por mais legislação simplificando o processo de licenciamento federal. Talvez essa legislação possa fornecer um caminho para remediar algumas das imperfeições do projeto de lei atual.
A maioria dos ambientalistas, empresas de serviços públicos, sindicatos e defensores da energia limpa apoiam fortemente a aprovação do projeto, observando seus benefícios climáticos líquidos e o estímulo econômico para tecnologias inovadoras e renováveis. No geral, as reduções de dióxido de carbono, metano e outros gases de efeito estufa superam amplamente o impacto das disposições sobre combustíveis fósseis. A perfeição não deve ser inimiga do bom.
Fonte: https://www.forbes.com/sites/allanmarks/2022/08/03/inflation-reduction-act-faustian-bargain-could-jeopardize-offshore-wind-renewable-energy-on-federal-lands/