A Petrobras, que já declarou que o mercado de hidrogênio verde faz parte da estratégia de voltar a produzir fertilizantes, pretende usar o biometano como forma de esverdear e diversificar as rotas de produção de hidrogênio.
Segundo o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Mauricio Tolmasquim, a companhia estuda adquirir o biometano e injetá-lo na rede de gás em direção às refinarias, onde já há o equipamento de reforma. Assim, a produção de hidrogênio deixaria de usar gás natural puro em troca de uma mistura com biometano, sem necessidade de novos equipamentos. A certificação de conteúdo renovável seria feita por empresa especializada antes da injeção na rede.
“A vantagem é ser uma segunda rota em que você já tem o equipamento de reforma. Tem a rota dos eletrolisadores e esta. Vai entrar um gás com percentual de metano e vai para a reforma normalmente”, disse Tolmasquim durante coletiva a jornalistas após a divulgação dos resultados da Petrobras no quarto trimestre de 2023.
Em entrevista à MegaWhat em fevereiro, Tolmasquim comentou que os equipamentos de eletrólise, sobretudo os que usam energia renovável – e intermitente – ainda eram pouco competitivos.
Segundo o diretor, a companhia já recebeu propostas de fornecimento de biometano, mas os preços ainda estão altos. “Mas acho que é uma via promissora, que complementa a eletrólise”, afirmou Tolmasquim.
O diretor de Processos Industriais e Produtos, William França, adiantou a Petrobras tem estudado o biometano produzido a partir de vinhaça, que é um subproduto do etanol, e a Yara é uma das empresas envolvida nas negociações. França também informou que Petrobras usa cerca de 350 mil toneladas do combustível por ano, produzido por gás natural.
Participação no leilão de térmicas
Mauricio Tolmasquim adiantou que a Petrobras deve participar do leilão de reserva de capacidade previsto para 30 de agosto, já que a empresa tem térmicas que não estão contratadas.
A participação seria por meio de usinas já existentes, já que as plantas previstas para o Gaslub, com potência de 1,8 GW, não devem estar prontas nos prazos estabelecidos pelo leilão.
“Ano muito bom para gás”
Mauricio Tolmasquim classificou 2023 como um “ano muito bom” para o mercado de gás natural na Petrobras. A estatal assinou 34 contratos, com 15 distribuidoras, num total de R$ 167 bilhões de reais previstos para os próximos 11 anos. Em volume, em 2024 há entrega de 22 milhões de m³ por dia.
Apesar disso, o balanço da companhia aponta que houve perda de mercado da Petrobras para outros agentes, em função da abertura do mercado de gás. A maior concorrência, somada ao menor consumo industrial, levou a uma redução de 37% nas receitas da empresa nesta área, considerando o quarto trimestre de 2023.
Tolmasquim explicou que a redução no mercado era esperada já que, antes, os produtores vendiam o gás na boca do poço para a Petrobras, e agora podem vender direto ao consumidor.
A reação da estatal veio nos novos modelos de contrato, estabelecidos pela estatal no final de maio de 2023, com mais flexibilidade de prazos, indexação de preços e pontos de entrega. “Realmente os contratos permitiram a gente de recuperar o mercado”, avaliou.
Produção de óleo e gás no centro da meta
Em 2023, a produção de óleo e gás foi de 2,78 milhões de barris de óleo equivalente por dia, superando a projeção, que era de 2,6 milhões de barris de óleo equivalente por dia. Para este ano, a tendência é que fique no centro da meta, estimada em 2,8 milhões de barris de óleo equivalente por dia.
Segundo o diretor de Exploração e Produção, Joelson Mendes, em 2023 a operação incluiu quatro novos sistemas de operação e dois sistemas em ramp-up, o que levou o grupo de risco da empresa a considerar alguns fatores de risco, que “felizmente não se concretizaram”.
Em 2024, há menos eventos previstos, com apenas um novo FPSO e um sistema em ramp-up, além de áreas antigas em declínio. Este cenário dá mais assertividade às previsões de produção.
Unigel
O diretor de Processos Industriais e Produtos, William França, que esteve no centro das investigações do Tribunal de Contas da União (TCU) por conta do contrato de tolling com a Unigel nas fábricas de fertilizantes nitrogenados arrendadas pela Petrobras em Sergipe e na Bahia, disse que a estatal foi “voluntariamente” ao TCU apresentar o acordo e o processo decisório que o balizou logo após a sua assinatura.
Além disso, segundo França, o estudo de risco teria envolvido “várias áreas” da empresa. A diretoria da Petrobras confirmou que o contrato com a Unigel seguiu os controles internos e reforçou que é interesse da empresa conservar os ativos, já que pertencem à própria Petrobras.
França também afirmou que a estatal quer ser “um player em fertilizantes, e não apenas uma fábrica”, e reforçou que estão em andamento os estudos para retomar a produção na planta de fertilizantes Araucária Nitrogenados (Ansa), no Paraná.
Investimento em logística e convite para retornar a Mataripe
Além de se integraram na produção de hidrogênio, os novos combustíveis devem impulsionar investimentos em downstream e logística nos próximos anos.
“A companhia perdeu ativos de logística na última gestão e temos que nos adaptar em alguns aspectos para receber estes novos combustíveis, cuja logística é diferente. Nós ficamos quase dez anos vendendo ativos e sem atuar em renováveis e novos combustíveis. Temos que andar com isso, de forma responsável”, disse o presidente da companhia, Jean Paul Prates, em teleconferência com acionistas sobre os resultados.
Em downstream, a diretoria frisou que um eventual retorno à Refinaria de Mataripe, que foi vendida pela Petrobras para a Acelen em 2021, ocorreria sem endividamento. As empresas estão conversando sobre um acordo para que a Petrobras volte a ter participação no ativo – segundo a Petrobras, as conversas começaram a convite da Acelen, atual controladora da refinaria.
Além disso, o interesse da Petrobras no negócio seria em função de novas tecnologias, como o combustível sustentável para aviação (SAF, na sigla em inglês) e biorrefino em geral.
Nas refinarias tradicionais, a Petrobras planeja investir cerca de US$ 4 bilhões em manutenções programadas, para garantir a integridade do parque e o alto índice de Fator de Utilização Total (FUT), que fechou 2023 a 92%. “Quanto maior o FUT, mais resultados a Petrobras consegue trazer”, disse William França. Segundo ele, para este ano, são previstos investimentos na ordem de R$ 3,8 bilhões para a manutenção de “seis ou sete” refinarias, com paradas sobretudo entre março e abril.
