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Petrobras e Gerdau firmam parceria no mercado livre de gás

Petrobras e Gerdau firmam parceria no mercado livre de gás

A Petrobras e o grupo produtor de aço Gerdau assinaram, nesta segunda-feira (11), contratos para fornecimento de gás natural no mercado livre de comercialização, atendendo a unidade de produção de aços especiais no Rio Grande do Sul.

O acordo marca a primeira migração de um cliente do mercado industrial cativo para o mercado livre no estado gaúcho. Assim, a companhia se torna pioneira na mudança para esse modelo de comercialização no estado, cujas regras foram recentemente aprovadas pela agência reguladora estadual e pelo governo gaúcho.

“A ampliação da parceria entre Petrobras e Gerdau no mercado livre de gás demonstra que o portfólio de venda de gás natural da Petrobras está, a cada dia, mais competitivo e atrativo. Estamos investindo mais de US$ 7 bilhões em novas infraestruturas de oferta de gás natural, além de oferecer diversas opções de contratos flexíveis, adequados às necessidades dos clientes, com diferentes modalidades de prazo e indexadores, contribuindo para a descarbonização e aumento da competitividade da indústria nacional”, afirmou o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim.

“A Gerdau teve início há mais de 123 anos no Rio Grande do Sul e tem o estado como uma de suas bases para crescimento no longo prazo. Este acordo fortalece a competitividade de suas operações. A nova parceria com a Petrobras representa movimento pioneiro e inovador na busca pelo desenvolvimento do mercado livre do gás natural no Rio Grande do Sul, um insumo que acreditamos ser fundamental para a produção e descarbonização do aço nos próximos anos”, informou a diretora global de Energia e Suprimentos da Gerdau, Flávia Souza.

A Petrobras, a Gerdau e a Sulgás consolidam o pioneirismo no mercado livre de gás natural, apostando no desenvolvimento de soluções para a criação de um ambiente de comercialização, competitivo, transparente, sustentável e cada vez mais avançado no país.

“O mercado livre é positivo para todos os agentes do mercado. Os consumidores passam a ter maior liberdade de escolha, os supridores atuam em um mercado mais aberto e competitivo, e a distribuidora segue focada em expandir e operar a rede com segurança e excelência, conectando mais consumidores ao sistema. O propósito da Sulgás é promover o desenvolvimento do Rio Grande do Sul. Apoiar e integrar o mercado livre do gás faz parte dessa jornada”, disse o diretor executivo da Sulgás, Marcelo Leite.

Refinaria da Petrobras vai transformar poluente em produto rentável

Refinaria da Petrobras vai transformar poluente em produto rentável

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A Refinaria Abreu e Lima, unidade da Petrobras na cidade de Ipojuca, na região metropolitana do Recife, faz os últimos ajustes para iniciar as operações da unidade U-93 Snox, nome técnico da estrutura que reduzirá a emissão de gases poluentes resultantes do processo de refino e, de quebra, transformar as substâncias químicas em produto a ser comercializado.

A previsão é dar a partida na Snox ainda no mês de dezembro. Com a instalação em funcionamento, a Abreu e Lima (Rnest) fará o abatimento da emissão dos gases poluentes óxido de enxofre (SOx) e óxido de nitrogênio (NOx), transformando as substâncias em ácido sulfúrico.

Esta é a primeira unidade Snox das Américas e a terceira no mundo. As outras duas ficam na Itália e na Áustria. A Agência Brasil teve acesso exclusivo à unidade brasileira durante os preparativos finais da inicialização da operação.

A operação da Snox proporcionará à Petrobras ao menos três fatores positivos: a redução da emissão de poluentes; a receita com a venda do ácido sulfúrico; e o aumento da capacidade de refino, principalmente do diesel S-10, tido como mais limpo.

A Snox eliminará 99% das emissões de SOx e 95% de NOx. Com menos poluentes sendo lançados à atmosfera, o ganho para o meio ambiente é direto, assim como para a população que vive ao redor da Abreu e Lima, refinaria localizada estrategicamente a meia hora de carro do Porto de Suape e a 14 quilômetros do balneário Porto de Galinhas.

“A nossa responsabilidade socioambiental tem que ser gigante, estamos na região que é um paraíso”, diz o gerente-geral da refinaria, Márcio Maia.

Unidades de hidrotratamento de diesel e de geração de hidrogênio da Refinaria Abreu e Lima. Foto: Fernando Frazão/Agência Brasil

Receita

A futura produção de ácido sulfúrico da Rnest já está vendida. Há um contrato entre a Petrobras e o grupo Bauminas, uma das principais empresas do país em produtos químicos para tratamento de água. O acerto entre fornecedor e comprador vale para toda a produção da Petrobras pelo período inicial de 10 anos. Os valores não foram revelados pela estatal.

“A nossa produção vai gerar capacidade para tratar água para 30 milhões de pessoas”, comemora Maia.

Um dos gerentes da Abreu e Lima, Rodrigo Avelino, que conheceu a instalação austríaca, destaca o avanço tecnológico da Snox. “Essa unidade é o estado da arte desse tipo de tratamento no mundo. Tem poucas unidades no mundo”, diz.

“A gente vai vender o ácido sulfúrico, é mais uma receita para a refinaria”, completa ele, destacando ainda que há um “ganho social” com a contribuição para tratamento d’água.

Avelino explica que esse processo é restritivo à Rnest no Brasil por causa da idade das demais refinarias. “A última refinaria antes da Rnest foi em 1980, então essa tecnologia não existia no momento da criação delas.”

Aumento de capacidade

Inaugurada em 24 de novembro de 2014, a Abreu e Lima é a refinaria mais nova da Petrobras e tem capacidade de processar 100 mil barris de petróleo por dia. O limite obedece a determinações da Companhia Pernambucana do Meio Ambiente (CPRH), órgão ambiental do governo estadual, que se baseia em normas do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), ligado ao Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA).

Com a operação da Snox e menor emissão de gases poluentes, a Rnest terá um reenquadramento na legislação ambiental, permitindo com que a refinaria tenha a capacidade de produção aumentada, chegando a 115 mil barris de petróleo por dia. O efeito prático será o potencial de mais receita para a Petrobras, uma vez que terá mais derivados para comercializar.

No processo de eliminação do SOx, a unidade produzirá também energia na forma de vapor, que será usada dentro das instalações da refinaria, reduzindo o consumo de gás.

Retomada de investimentos

A Snox custou R$ 520 milhões à estatal. No pico, a construção pelo consórcio Conenge-SC Possebon chegou a empregar 1,3 mil trabalhadores. A instalação faz parte do projeto inicial da Abreu e Lima, mas só se tornou realidade no aniversário de 10 anos da refinaria.

Um dos motivos do atraso foi o impacto da operação Lava Jato. À época, a investigação apurou problemas nos contratos da obra, superfaturados e com desvio de recursos. Em 2015, quando operava apenas o Trem 1 da Rnest, as obras de expansão – que além da Snox previam o Trem 2 – foram paralisadas.

O gerente geral da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), da Petrobras, Márcio Maia. Foto: Fernando Frazão/Agência Brasil

Trem é o nome que se dá à linha de produção composta por três principais unidades interligadas de qualquer refinaria: separação do óleo, conversão e tratamento de derivados.

“Tudo isso poderia estar pronto, o Trem 1, o Trem 2, todas as unidades. O que aconteceu foi a interrupção das obras em 2014, 2015”, lamenta Maia.

“Em 2015, nem balanço a Petrobras teve. Ela ficou um período sem capacidade de investimento”, completa o gerente da área de Sistemas de Superfície, Refino, Gás e Energia, Alexandre Ataide.

Em 2018, a então direção da Petrobras adotou um reposicionamento, que consistia na busca de parceiros para comprar parte da Abreu e Lima. “Ela ficou uns dois anos buscando parceiros. Você não tinha ambiente propício para novos investimentos de grande porte”, aponta Ataide.

Em 2019, primeiro ano do governo Jair Bolsonaro (2019-2022), a refinaria foi incluída em um processo de desinvestimento, ou seja, a Petrobras iria vender totalmente a Rnest. No entanto, a partir de 2023, já no governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, a decisão foi revista.

“A gente saiu de uma refinaria, até pouco tempo atrás, em desinvestimento, para a refinaria com o maior investimento da Petrobras”, ressalta Ataide.

Diesel mais limpo

Ocupando uma área equivalente a 600 campos de futebol aproximadamente, a refinaria responde por 6,5% de todo o processamento de petróleo da Petrobras, figurando como a segunda maior produtora de diesel S-10 do país, ficando atrás apenas da Refinaria de Paulínia (SP).

O combustível tem ultrabaixo teor de enxofre, com no máximo 10 partes por milhão (ppm). Para efeito de comparação, o diesel S-500 tem 500 ppm.

Usado por veículos leves e pesados, o diesel S-10 proporciona maior eficiência energética e menor impacto ambiental. Cerca de 70% do diesel usado no Brasil é S-10. Em 2023, só a refinaria pernambucana produziu cerca de 2,8 bilhões de litros de diesel S-10, o que corresponde a 10% da demanda do país. Esse volume foi suficiente para abastecer, por exemplo, 6,1 milhões de caminhões.

Em 31 de julho deste ano, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), órgão regulador ligado ao Ministério de Minas e Energia, criou um grupo de trabalho para direcionar a descontinuidade do diesel S-500, que será substituído pelo S-10, o que aumentará a demanda pelo combustível menos poluente.

As unidades de hidrotratamento de diesel e de geração de hidrogênio da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), da Petrobras. Foto: Fernando Frazão/Agência Brasil

Escoamento de produção

A cerca de uma hora de carro do Recife e integrado ao Complexo Industrial Portuário de Suape, a Abreu e Lima produz diesel suficiente para abastecer toda a Região Nordeste e ainda enviar, por navios, excedente para o restante do país.

“Somos ligados umbilicalmente com o terminal de Suape”, localiza o gerente-geral Márcio Maia. “A Petrobras representa quase 80% de tudo que é movimentado no Porto de Suape”, detalha.

Para o recebimento de petróleo e escoamento de derivados, 12 linhas de dutos com 11 quilômetros de extensão interligam a refinaria ao Porto de Suape, que abriga 18 distribuidoras. A maior parte (54%) do petróleo recebido pela Rnest vem do pré-sal.

O diesel responde por 65% da produção da Rnest. Os demais derivados produzidos são nafta/gasolina (15%), óleo combustível exportação (10%), coque (8%) e o gás liquefeito de petróleo (GLP), conhecido também como gás de cozinha (2%).

Por causa da refinaria, a Petrobras respondeu em 2023 por 6,1% da arrecadação do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) de Pernambuco e contribuiu com R$ 50 milhões em Imposto Sobre Serviços (ISS) para o município do Ipojuca. A operação e as obras da Rnest contam com mais de 5,3 mil trabalhadores.

A refinaria tem alto grau de automatização, fazendo com que a operação seja conduzida por uma sala de controle, possibiltando que funcionários possam abrir uma válvula remotamente, por exemplo.

Revamp

Além do aumento de capacidade de refino, proporcionado pelo reenquadramento ambiental, a Refinaria Abreu e Lima passará por um processo de revisão e ampliação, chamado de revamp (renovar) no jargão da indústria do petróleo.

O revamp consiste em uma renovação de equipamentos. O serviço está em andamento, realizado pela empresa Engecampo. Finalizado a modernização – o que deve acontecer no primeiro trimestre de 2025 – a Rnest expandirá a capacidade de produção de 115 mil para 130 mil barris de petróleo por dia.

De acordo com o coordenador da área de Projetos de Desenvolvimento da Produção da Rnest, Bruno Daguano, o custo orçado de R$ 93 milhões significa dizer que a expansão equivale a US$ 1 milhão (equivalente a R$ 5,75 milhões) por barril de petróleo. O valor é muito inferior ao estimado para se construir uma refinaria completamente nova, da ordem de US$ 35 mil (R$ 200 milhões) por barril.

“Esses projetos de revamp são extremamente rentáveis e nos permitem aumentar a produção a um custo muito menor do que a construção de novas refinarias”, afirma Daguano, que fez a comparação com base em dados do estudo internacional Capital Cost Benchmarking for Refining, da S&P Global.

“É um dos projetos mais vantajosos da Petrobras”, acrescenta o gerente Ataide.

O gerente-geral Márcio Maia ressalta que a conclusão do revamp se refletirá na expansão da margem de lucro da estatal, pois será possível processar até 100% de óleo do pré-sal.

“Sob a ótica de margem, é a melhor estratégia. Se eu pego um petróleo nacional que eu mesmo produzo, com um custo viável, eu melhoro o resultado da companhia”, diz.

Time de engenheiros da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), da Petrobras, em visita técnica na unidade U-93 de abatimento de emissões de gases SNOX. Foto: Fernando Frazão/Agência Brasil

Capacidade

Para fazer frente ao crescimento da economia, o Brasil espera aumentar a capacidade de produção em 225 mil barris de petróleo por dia nos próximos anos. Cerca de 60% dessa expansão deve acontecer por meio de máquinas e equipamentos da Abreu e Lima.

Simultaneamente ao revamp, a Petrobras atua no esforço para concluir as obras do Trem 2 da Refinaria Abreu e Lima. O projeto foi aprovado em meados de 2023. A Petrobras não divulga o valor orçado, por considerar a informação sensível, uma vez que há licitação em andamento.

O que se sabe é que o custo está dentro do pacote de US$ 17 bilhões previstos para investimentos em refino, transporte e comercialização, de acordo com o plano estratégico da empresa para o período de 2024 a 2028.

Ao visitar a refinaria, a reportagem da Agência Brasil pôde ver que parte do Trem 2 está construída, como se fosse um “rascunho”, por ter sido prevista no projeto original da Rnest. A estrutura espelha o Trem 1. A estimativa da estatal é que o Trem 2 comece a operar, gradativamente, em 2028. A construção pode gerar 30 mil empregos diretos e indiretos.

Já a Snox, unidade de abatimento de emissões, não precisará de um “espelho”, ou seja, a unidade que deve iniciar o funcionamento em dezembro de 2024 será aproveitada também pelo Trem 2.

Pelo projeto inicial da Abreu e Lima, haveria uma segunda Snox, tanto que algumas partes chegaram a ser montadas no início da construção da refinaria. Isso seria preciso pois havia a expectativa de a Rnest refinar também o petróleo venezuelano, que é diferente do brasileiro. No entanto, não houve acordo entre o Brasil e a Venezuela, e outra Snox tornou-se desnecessária.

Redução de importação

Quando alcançar a capacidade total, a Abreu e Lima poderá refinar 260 mil barris d

e petróleo por dia. Isso equivale a acrescentar à produção 13 milhões de litros de óleo diesel, volume suficiente para abastecer 10,5 milhões de caminhões anualmente.

Esse aumento de produção possibilitará o Brasil reduzir a necessidade de importação de diesel. “Somos uma refinaria que foi desenhada para ajudar o Brasil a não importar diesel”, diz Maia.

“A gente abastece Pernambuco, tem o potencial para abastecer todo o Nordeste através de modal rodoviário. De modal capotagem, navio, a gente complementa a produção do Norte, Sudeste e Sul, para reduzir a importação nessas regiões. Quanto mais a gente reduzir a importação, melhor para o país e para a balança comercial”, afirma o gerente-geral.

Energia renovável

Apesar da ligação direta com combustíveis fósseis, a Refinaria Abreu e Lima tem iniciativas ligadas a energias renováveis. Uma delas são estudos para desenvolver diesel renovável, que consiste em adicionar conteúdo vegetal ao óleo processado, podendo o conteúdo verde variar de 5% (diesel R5) até 10% (diesel R10). “Visando ter um produto mais limpo”, ressalta Maia.

Outro projeto é a instalação de uma usina fotovoltaica (energia solar), que terá a contratação iniciada em poucos meses, segundo o gerente-geral. A produção energética será de 12 megawatt, equivalente a 7% de consumo da refinaria.

*Repórter viajou a convite da Petrobras

Petrobras inaugura unidade de abatimento de emissões de gases SNOX –

Petrobras lucra R$ 32,6 bilhões no 3º trimestre, alta de 22,3%

Petrobras lucra R$ 32,6 bilhões no 3º trimestre, alta de 22,3%

@ebc

A Petrobras divulgou nesta quinta-feira (7) o balanço do terceiro trimestre de 2024, com lucro de R$ 32,6 bilhões. Em comparação com o mesmo período do ano anterior, houve aumento de 22,3%. Também foi anunciada a distribuição de R$ 17,1 bilhões em dividendos aos acionistas da companhia.

Outros indicadores financeiros em destaque no trimestre foram o Ebitda recorrente de R$ 64,4 bilhões, que mede a geração de caixa de uma empresa, fluxo de caixa livre (FCL) de R$ 38 bilhões e geração operacional de caixa (FCO) de R$ 62,7 bilhões. Segundo a estatal, este último indicador foi um dos seis melhores registrados em um trimestre na história.

“Apresentamos lucro líquido expressivo no trimestre, com uma forte geração de caixa e redução tanto da dívida financeira quanto da dívida bruta. Tudo isso em um cenário desafiador, de queda no preço do petróleo brent. Além disso, no 3º trimestre realizamos investimentos de US$ 4,5 bilhões em projetos que garantirão o futuro da companhia. Nossos resultados mostram que estamos no caminho certo”, disse Magda Chambriard, presidente da Petrobras.

Em relação à dívida financeira da companhia, houve redução de 2,1% no último trimestre, fechando em US$ 25,8 bilhões. A dívida bruta teve queda de 0,8% e ficou em US$ 59,1 bilhões. De acordo com a estatal, o valor continua dentro da faixa estabelecida no Plano Estratégico 2024-2028. Sobre os tributos, a companhia recolheu R$ 64,4 bilhões, pagos aos diversos entes federativos (União, estados e municípios).

A Petrobras destacou marcos que contribuirão para a produção futura de petróleo e gás. Um deles foi o início da produção do navio-plataforma Marechal Duque de Caxias, no campo de Mero, bloco de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, em 30 de outubro. A capacidade divulgada de produção diária da unidade é de até 180 mil barris de óleo e de compressão de até 12 milhões de metros cúbicos de gás.

Em 15 de outubro, começou a operação do FPSO Maria Quitéria. A unidade tem capacidade de produzir diariamente até 100 mil barris de óleo e de processar até 5 milhões de metros cúbicos de gás. Ela fica no campo de Jubarte, no pré-sal da Bacia de Campos. A estatal destaca as tecnologias para redução de emissões, como o ciclo combinado na geração de energia, que permite redução de 24% de emissões operacionais de gases de efeito estufa.

Também foi destacada a chegada ao Brasil, em outubro, do navio-plataforma Almirante Tamandaré, vindo da China. A unidade será instalada no Campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, na costa do Rio de Janeiro. Plataforma do tipo FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência, da sigla em inglês), Almirante Tamandaré tem potencial para produzir até 225 mil barris de óleo (bpd) e processar 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Petrobras não vai mais colocar à venda subsidiária de biocombustíveis

Petrobras não vai mais colocar à venda subsidiária de biocombustíveis

@ebc

A Petrobras informou nesta quarta-feira (6), que não vai mais colocar à venda a sua subsidiária integral Petrobras Biocombustível S.A. (PBio), que será mantida no portfólio da companhia. Segundo a empresa, a decisão da diretoria executiva está alinhada às estratégias vigentes, “que consideram a atuação da Petrobras em negócios de baixo carbono, diversificando o portfólio de forma rentável e promovendo a perenização da estatal”.

“De forma complementar, no âmbito das discussões do novo ciclo do seu Plano Estratégico, a Petrobras está avaliando alternativas e modelos de negócio para a PBio por meio de parcerias que possam potencializar sua atuação, considerando novas oportunidades de negócios, possíveis sinergias entre os ativos da companhia e a maximização dos resultados”, explicou a Petrobras, em nota. .

Subsidiária

Fundada em 2008, a PBio é uma subsidiária integral da Petrobras, atuante nos segmentos de produção de biocombustíveis e comercialização de enxofre, proprietária de três usinas de biodiesel: duas operacionais situadas em Candeias (BA) e em Montes Claros (MG) e uma em Quixadá (CE), que está hibernada.

Ibama pede à Petrobras mais dados para perfurar na Foz do Amazonas

Ibama pede à Petrobras mais dados para perfurar na Foz do Amazonas

@ebc

O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) solicitou novamente à Petrobras novos esclarecimentos em relação ao processo de licenciamento ambiental para a concessão de autorização para perfuração de poços em busca de petróleo na Bacia da Foz do Amazonas. O pedido foi encaminhado nesta terça-feira (29), após o último detalhamento do Plano de Proteção à Fauna apresentado pela estatal petrolífera no início de agosto.

Nessa etapa, o órgão ligado ao Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima reconheceu avanços na entrega da documentação no que diz respeito à redução de tempo de resposta no atendimento à fauna em caso de vazamento de petróleo na região, mas considerou necessários mais detalhamentos sobre “adequação integral do plano ao Manual de Boas Práticas de Manejo de Fauna Atingida por Óleo, como a presença de veterinários nas embarcações e quantitativo de helicópteros para atendimento de emergências”.

Localização

A Bacia da Foz do Amazonas ocupa uma faixa no território marítimo que se estende entre a fronteira do Amapá com a Guiana Francesa até onde a Baía do Marajó divide o arquipélago da costa paraense. Na região está o bloco exploratório de petróleo e gás natural FZA-M-59, centro da polêmica entre a Petrobras e o Ibama.

O bloco é parte da chamada Margem Equatorial, que comporta mais cinco bacias sedimentares: Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar. Por meio de avaliações com métodos indiretos como levantamento sísmico, sem que haja perfuração, foram identificados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) de 41 blocos com potencial de exploração, sendo que atualmente 34 estão sob concessão, e nove para exploração na Foz do Amazonas, sem descobertas em avaliação.

Contratos

No Brasil, os contratos de concessão para petróleo e gás natural são divididos em duas fases: a exploratória, para identificação e avaliação da comercialidade, e a de produção, para desenvolvimento e consolidação de um campo produtivo.

Em janeiro, o primeiro poço para pesquisa exploratória na Margem Equatorial foi perfurado na Bacia Potiguar, e logo foi anunciado a presença de hidrocarboneto no Poço Pitu Oeste.

Uma segunda perfuração teve início em fevereiro para estudo complementar e, em abril, o poço exploratório Anhangá, na mesma bacia, identificou acumulação de petróleo em uma profundidade de 2.196 metros.

Do total de concessões, atualmente 11 já operam na fase de produção, todos na Bacia Potiguar, sendo que cinco com uma pequena produção e os outros seis estão em processo de devolução, que ocorre quando não há descobertas significativas.

Histórico

Desde a década de 80, toda a Margem Equatorial brasileira passou por pesquisas para descobertas de novas reservas, com o objetivo de aumentar a produção nacional de fontes energéticas fósseis.

De acordo com a Petrobras, em toda a extensão que se prolonga até a Bacia Potiguar, no Rio Grande do Norte, já foram perfurados 700 poços em águas rasas, a maior parte antes da existência da ANP. Muitos desses poços exploratórios foram abandonados por acidente mecânico. A última perfuração de poço exploratório ocorreu em 2015.

Foi nesse mesmo ano, que a descoberta de grandes volumes de petróleo na Bacia Guiana Suriname despertou o interesse de investidores em avançar nas investigações das bacias sedimentares análogas às que renderam 11 bilhões de barris de petróleo à reserva do país vizinho de língua inglesa. Mas segundo a ANP, “estas oportunidades ainda não foram testadas por poços”.

Em maio de 2023, um pedido da Petrobras para Atividade de Perfuração Marítima no bloco FZA-M-59 já havia tido a licença negada, por meio de um parecer técnico da Diretoria de Licenciamento Ambiental do Ibama. Mas o debate sobre a viabilidade da proposta foi intensificado com a nomeação da nova presidente da estatal, Magda Chambriard e posterior declaração do presidente Luiz Inácio Lula da Silva em defesa da exploração na Bacia da Foz do Amazonas do bloco FZA-M-59.

O Plano Estratégico da Petrobras para o período de 2024 a 2028 prevê investimentos de US$ 3,1 bilhões e a perfuração de 16 poços em toda a extensão da Margem Equatorial. Entre os focos está o bloco FZA-M-59, que além de ter características similares é o mais próximo, em território brasileiro, da Bacia Guiana Suriname.

Riscos

Assim como os acidentes ocorridos na década de 80, que inviabilizaram os poços na região, o histórico de problemas ambientais causados pela Petrobras também chama a atenção. Um exemplo foi o que aconteceu na Baía de Guanabara em 2000, quando o rompimento de um duto da Refinaria Duque de Caxias (Reduc) provocou o vazamento de mais de 1 milhão de litros de óleo, atingindo fauna e flora da região e afetando diretamente o modo de subsistência das comunidades da região.

De acordo com o Ibama, em caso de acidente no bloco FZA-M-59, o tempo mínimo de deslocamento da embarcação rápida entre a locação do poço e o porto de Belém, a 830 quilômetros de distância, onde a Petrobras mantém estrutura de remediação, é estimado entre 22 horas e 31 horas.

Os cálculos são de relatório apresentado em 2023 pelo Ibama, que aponta que a média para embarcações tradicionais transitarem entre os dois pontos é de 43 horas de deslocamento, tempo que extrapola bastante as 10 horas necessárias para que o petróleo fosse além das águas jurisdicionais brasileiras.

O documento também relata as diferenças das correntes na comparação entre as zonas de exploração. “Outro fator importante relacionado à hidrodinâmica da margem equatorial se refere às correntes de subsuperfície, que, a partir de 201 metros de profundidade, começam a apresentar fluxo contrário às correntes de superfície, com maior ocorrência variando na faixa de velocidade entre 0,39 nós e 0,77 nós. As correntes de subsuperfície, normalmente, apresentam velocidades inferiores às de superfície, porém, no caso da margem equatorial, tais velocidades são comparáveis àquelas da superfície da região sudeste”.

Mudança climática

Uma pesquisa publicada na revista Science, uma das mais importantes publicações científicas, reúne uma base de dados que justifica porque não é mais necessária a busca por novas fontes de combustível fóssil. O artigo No new fossil fuel projects: The norm we need defende que os argumentos para novos projetos petrolíferos pressupõem que os governos não cumprirão os seus objetivos climáticos comuns, inviabilizando cenários representativos de limitar o aquecimento global em 1,5°C.

O estudo partiu da conclusão apresentada pela Agência Internacional de Energia (AIE) de que para um cenário de Emissões Líquidas Zero até 2050, não são necessários novos projetos de extração de combustíveis fósseis. Os pesquisadores analisaram as possíveis combinações de dados da capacidade de extração de petróleo e gás existente com a dos novos projetos propostos, e foi além, complementando com a análise de segmentos consumidores e os dados sobre geração de energia a carvão e gás.

No Brasil, a rede de organizações da sociedade civil Observatório do Clima, também realizou um estudo que mostra que não há necessidade de expansão de fontes fósseis para que o país atinja uma transição energética de acordo com os compromissos internacionais assumidos para o enfrentamento da crise climática.

Somados aos riscos, a Petrobras tem atualmente reservas comprovadas a serem exploradas, como na região do Pré-Sal, que garantem a exploração até que a transição energética aconteça. De acordo com o Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) de 2023, o país tem 15,894 bilhões de barris de petróleo de reservas provadas.

Petrobras produz 2,7 milhões de barris de petróleo no 3º trimestre

Petrobras produz 2,7 milhões de barris de petróleo no 3º trimestre

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A Petrobras registrou produção de 2,689 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed).O número representa uma queda em relação ao trimestre anterior (2,699 milhões boed) e em relação ao terceiro trimestre de 2023 (2,880 milhões boed). A companhia colocou como destaques operacionais mais recentes o alcance do topo de produção do FPSO Sepetiba, no campo de Mero e a entrada de novos poços em projetos nos campos de Búzios e Tupi.

A participação do óleo do pré-sal na carga de petróleo processada nas refinarias atingiu 73%, recorde para um trimestre (aumento de 4 pontos percentuais em relação ao segundo trimestre de 2024).

Em agosto, a carga processada de óleos do pré-sal foi de 76%, recorde mensal. A produção e as vendas de derivados no mercado interno cresceram 4,2% em relação ao trimestre anterior, impulsionadas pelo aumento sazonal da demanda. Em setembro de 2024, a Petrobras teve melhor resultado mensal no ano para o fator de utilização total (FUT) do parque de refino, atingindo 97%.

A produção total de derivados foi de 1.818 mil barris por dia (Mbpd), com prioridade para produtos de alto valor agregado (diesel, gasolina e QAV corresponderam a 68% da produção total). O resultado se deu mesmo com as paradas de manutenção realizadas na Replan, Reduc, Revap e RPBC durante o trimestre.

A produção de gasolina no terceiro trimestre deste ano foi de 438 mil barris por dia. No terceiro trimestre, foram três meses consecutivos de avanços nas vendas de diesel com conteúdo renovável (Diesel R), atingindo 3,7 Mbpd em setembro, o dobro do recorde anterior de abril de 2024.

As vendas de asfalto totalizaram 816,7 mil toneladas. Foram vendidos 6% a mais de diesel no período devido ao aumento sazonal do consumo no terceiro trimestre. As vendas de gasolina cresceram 1% em relação ao trimestre anterior.

O volume de vendas de GLP subiu 3,2%, o que a companhia atribui à maior atividade da indústria de transformação no terceiro trimestre e dos registros de temperatura médias mais baixas nos principais centros consumidores do país nesse período.

Petrobras utiliza nova rota ferroviária para abastecer o Centro-Oeste

Petrobras utiliza nova rota ferroviária para abastecer o Centro-Oeste

@ebc

Desde a última segunda-feira (21) a Petrobras está utilizando uma nova operação ferroviária, em parceria com a empresa de logística Rumo, para ampliar o atendimento dos clientes na região Centro-Oeste. A nova rota está habilitada para operação de diesel e gasolina e promoverá um ganho de escala para a movimentação de volumes para essa região.

Segundo a Petrobras, o Centro-Oeste tem registrado aumento no consumo de combustíveis, impulsionado, principalmente, pelo crescimento da produção agrícola e de biocombustíveis. “Em menos de um ano, a empresa dobrou o número de polos de venda na região e agora consolida sua posição através da nova rota ferroviária de transporte de derivados, garantindo maior eficiência no modal, maior volume e confiabilidade nas operações”, diz a Petrobras.

O primeiro carregamento de derivados na nova rota teve origem na cidade de Paulínia, interior de São Paulo, onde está localizada a maior refinaria da Petrobras (Replan), com destino à Rondonópolis, no Mato Grosso (MT), o principal hub ferroviário da região, distante 1.200 km de Paulínia e que se tornou, desde 2023, um polo de vendas de produtos Petrobras.

“Ações como essa consolidam a Petrobras como a melhor alternativa para os clientes, ofertando produtos e serviços de qualidade no local em que sejam demandados. O Centro-Oeste tem participação relevante nesse contexto”, afirmou o diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser.

De acordo com o gerente-executivo de Logística da Petrobras, Daniel Sales Correa, a expectativa é a de que a nova rota ferroviária se some às rotas rodoviárias que já são utilizadas para o Mato Grosso. “Assim, será ampliado o fornecimento de derivados da Petrobras com segurança e eficiência para esse mercado que está em expansão”, disse.

Petrobras e Vale firmam acordo para uso de diesel renovável

Petrobras e Vale firmam acordo para uso de diesel renovável

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A Petrobras e a Vale assinaram nesta sexta-feira (18) um acordo para fornecimento de produtos no âmbito da pauta de descarbonização, que inclui o uso do Diesel R em veículos do setor de mineração.

O documento prevê oportunidades de negócios em baixo carbono, como o diesel coprocessado com conteúdo renovável e gás natural.

Atualmente, Diesel R, fabricado pela Petrobras, já é usado para abastecer uma locomotiva no trajeto da estrada de ferro do Espírito Santo a Minas Gerais; além de um caminhão com capacidade para 214 toneladas, que opera na mina Fábrica Nova, no Complexo Mariana (MG).

Esta é a primeira venda do diesel coprocessado com conteúdo renovável, produzido a partir do coprocessamento de derivados de petróleo com matérias-primas vegetais. O diesel B R5 tem 14% de biodiesel, mistura obrigatória, resultando em um combustível com 18,3% de conteúdo sustentável.

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, destaca que o acordo “é mais uma concretização do objetivo da Petrobras de aperfeiçoar a capacidade produtiva e a estrutura logística da empresa, para entregar produtos mais verdes”, segundo nota divulgada pela estatal.

Já o presidente da Vale, Gustavo Pimenta, disse que a empresa também tem o compromisso de promover “a descarbonização das suas operações e de oferecer soluções para reduzir as emissões de seus clientes, aproveitando, assim, o diferencial competitivo do Brasil em combustíveis renováveis.”

Petrobras: parceria com Vale quer descabonizar atividades de mineração

Petrobras: parceria com Vale quer descabonizar atividades de mineração

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Uma parceria entre a Petrobras e a mineradora Vale pretende favorecer a descarbonização das atividades da mineradora. Os detalhes da iniciativa serão anunciados em breve, informou a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

“Vamos ajudar a Vale a descarbonizar sua mineração e vamos fazer uma parceria para as duas empresas se ajudarem”, disse ela, durante um café da manhã com jornalistas, dentro das comemorações de 71 anos da companhia.

Segundo Magda, a parceria envolve desenvolver combustível renovável para atender transporte de caminhões, ferroviário e de navegação. “Imagina uma frota da Petrobras e a frota da Vale em termos de barcos com combustível 24% renovável”, adiantou ela, ao completar: “a gente não quer ser concorrente do agro. Vamos ser parceiros. Vamos comprar óleo vegetal do agro para fazer um diesel renovável.”

Reaproveitamento de plataformas

A presidente da estatal informou que o novo plano de negócios da Petrobras, que deve ser divulgando em novembro, trará detalhes do reaproveitamento de plataformas que seriam desativadas. Segundo Magda, a empresa montou um grupo de trabalho para avaliar as condições das plataformas e verificar a viabilidade financeira da iniciativa.

“Particularmente a gente não gosta de jogar fora coisa que possa ter um aproveitamento mais nobre e inclusive em prol da indústria naval brasileira. Vamos ver o que vai dar tempo de fazer até novembro para incluir ou não nesse plano”, disse.

Novas plataformas

Sobre novas plataformas de exploração, a diretora executiva de Exploração e Produção, Sílvia dos Anjos, disse que a Petrobras está diante de um desafio para realizar novas licitações em função do alto custo de investimento.

“O Brasil precisa de plataformas mais em conta. Os preços começaram a ficar muito elevados. Entendemos as dificuldades dos nossos fornecedores, mas vamos ter que ser mais criativos e eles também para que haja o espaço para o desenvolvimento mais justo da Bacia de Campos sob pena de a gente deixar para trás reservas e um potencial intenso que a Petrobras de jeito nenhum cogita em fazer”, disse a presidente Magda, em concordância com a diretora de exploração e produção.

Concurso

Sem previsão de novos concursos, a diretora executiva de assuntos corporativos, Clarice Coppetti, informou que desde maio a empresa já contratou mais de 3,5 mil colaboradores, em parte com convocação de um cadastro reserva de nível superior que estava vencendo ano passado.

“A gente não tem previsto nenhum novo processo seletivo, mas essa é sempre uma discussão que acompanha e tem deliberação na própria diretoria executiva da necessidade da gente incorporar novos trabalhadores”.

Segundo ela, em junho a Petrobras aprovou a contratação de 957 empregados de nível técnico que já foram convocados e estão em fase de comprovação dos requisitos e exames médicos. A admissão será no dia 5 de novembro. “Estamos hoje com mais de 40,9 mil trabalhadores na companhia. Vamos incorporar mais 957 e todos os processos seletivos que temos feito a questão da diversidade tem acompanhado”, disse.

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