Dia: 9 de maio de 2023

A Equinor tomou uma decisão final de investimento para um projeto de petróleo e gás na Bacia de Campos, que deve ser o primeiro projeto do país a tratar o gás offshore e ser conectado à rede nacional.

A Equinor tomou uma decisão final de investimento para um projeto de petróleo e gás na Bacia de Campos, que deve ser o primeiro projeto do país a tratar o gás offshore e ser conectado à rede nacional sem mais em terra em processamento.

Juntamente com seus parceiros Repsol Sinopec Brasil e Petrobras, a Equinor, como operadora do projeto BM-C-33 , tomou a decisão final de investimento para desenvolver o projeto, revelando um investimento de aproximadamente US$ 9 bilhões. Este projeto compreende três diferentes descobertas do pré-sal – Pão de Açúcar , Gávea e Seat – contendo reservas recuperáveis ​​de gás natural e óleo/condensado acima de um bilhão de barris de óleo equivalente.

Geir Tungesvik , vice-presidente executivo de projetos, perfuração e aquisição da Equinor, comentou: “A decisão final de investimento do BM-C-33 é um marco importante para os parceiros e para a Equinor. Em conjunto com parceiros e fornecedores, desenvolvemos um projeto significativo que fornecerá energia ao Brasil para atender às crescentes demandas energéticas e gerar valor para proprietários e sociedade, contribuindo para o desenvolvimento industrial local. O Brasil é uma das principais áreas da Equinor e o investimento no BM-C-33 enfatiza a importância estratégica de nosso portfólio brasileiro.”

Segundo a Equinor, o conceito selecionado para o BM-C-33 é baseado em um FPSO capaz de processar gás e óleo/condensado e especificá-los para venda sem a necessidade de processamento adicional em terra. A capacidade de produção do FPSO é de 16 milhões de metros cúbicos de gás por dia, com exportações médias esperadas de 14 milhões de metros cúbicos de gás por dia. O arranque do projeto está previsto para 2028.

Veronica Coelho , Country Manager da Equinor no Brasil, comentou: “O BM-C-33 é um dos principais projetos no país para trazer novos suprimentos de gás doméstico, sendo um contribuinte chave para o desenvolvimento do mercado brasileiro de gás. O gás exportado do projeto pode representar 15 por cento da demanda total de gás brasileiro no start-up. Seu desenvolvimento também contribuirá para a segurança energética e o desenvolvimento econômico, possibilitando muitas novas oportunidades de trabalho localmente.”

Além disso, o BM-C-33 será o segundo FPSO da Equinor no Brasil usando turbinas a gás de ciclo combinado, reduzindo significativamente as emissões de carbono durante as operações. Além disso, a tecnologia será aplicada em Bacalhau, na Bacia de Santos, combinando uma turbina a gás com uma turbina a vapor para aproveitar o excesso de calor que seria perdido. Ao implementar essa tecnologia, a gigante norueguesa afirma que a intensidade média de CO 2 do BM-C-33 ao longo de sua vida útil será inferior a 6 quilos por barril de óleo equivalente.

Com base na declaração da Equinor, o gás natural será exportado para a costa por meio de um gasoduto offshore de 200 quilômetros do FPSO ao Terminal de Cabiúnas – TECAB e depois conectado à rede de transporte de gás, enquanto os líquidos devem ser descarregados por navios aliviadores.

O bloco BM-C-33 , localizado em lâmina d’água de até 2.900 metros, foi descoberto pela Repsol Sinopec em 2010 e a Equinor assumiu a operação em 2016. Os parceiros aprovaram o conceito de desenvolvimento do BM-C-33 em março de 2021. A Equinor, como operadora, detém uma participação de 35% neste bloco, enquanto a Repsol Sinopec Brasil e a Petrobras detêm 35 e 30% de participação, respectivamente.

Em nota separada, a Petrobras confirmou a decisão final de investimento no projeto BM-C-33. A capacidade de processamento de óleo/condensado do FPSO será de 20.000 m 3 /dia e a capacidade de produção e exportação de gás será de 16 milhões de m 3 /dia, com um fluxo médio de exportação de gás natural de cerca de 14 milhões de m 3 /dia.

A Equinor concedeu uma carta de intenção à TechnipFMC no ano passado para um estudo integrado de engenharia e design de front-end (iFEED) no projeto BM-C-33.

Isso incluiu a opção de prosseguir com um contrato direto com a TechnipFMC para a fase integrada de engenharia, aquisição, construção e instalação (iEPCI) do projeto, que abrangeria todo o sistema submarino, incluindo sistemas de árvores Subsea 2.0, manifolds, jumpers, risers rígidos e linhas de fluxo, umbilicais, terminações de tubulações e distribuição submarina e equipamentos de controle na superfície.

 

A Shell Brasil, uma subsidiária da gigante de energia com sede no Reino Unido Shell, concedeu um contrato de aviso limitado de reciclagem verde para prosseguir (LNTP) à Modern American Recycling Services, Europa (MARS) para uma embarcação flutuante de armazenamento e descarga (FPSO) trabalhando fora litoral do Rio de Janeiro.

A MARS divulgou que formalizou um acordo LNTP com a Shell para desmantelamento e reciclagem verde do FPSO Fluminense, após 20 anos de serviço na Bacia de Campos.

Além disso, o LNTP define os termos de um contrato entre os dois jogadores que deverá ser celebrado este ano. Abrange a engenharia, preparação, desmontagem e reciclagem verde do FPSO. Espera-se que esta embarcação chegue ao estaleiro da MARS em 2024, após obter as aprovações necessárias em conformidade com os regulamentos locais e internacionais.

“Estamos felizes que a Shell Brasil Petróleo Ltda. optou por aposentar e reciclar verdemente o Fluminense FPSO em nossa instalação de reciclagem verde aprovada pela UE no porto de Frederikshavn, em conformidade com todas as regras e regulamentos locais, nacionais e internacionais”, destacou MARS ao comentar este acordo.

O FPSO Fluminense, com 390 metros de comprimento e LDT de 51.000 Mt, foi comissionado em 2003 nos campos de petróleo de Bijupirá e Salema, na Bacia de Campos. Esses campos estão localizados adjacentes uns aos outros, cerca de 250 km a leste do Rio de Janeiro, em lâminas d’água que variam de aproximadamente 470 a 800 metros.

A MARS garantiu vários acordos de reciclagem no ano passado, incluindo o da Petrojarl Foinaven FPSO de Teekay . Este FPSO e a sua saída de campo estiveram no centro das atenções na sequência de um voto pela greve dos trabalhadores da embarcação devido a uma disputa relacionada com pacotes de despedimentos.

A PetroRio, descobriu provas da existência de petróleo em um prospecto localizado na costa do Brasil.

Em julho de 2021, a PRIO contratou a sonda Norbe VI para a campanha de revitalização do campo de Frade e desenvolvimento de Wahoo na Bacia de Campos , no Brasil. Com isso, a Ocyan está operando a sonda para o jogador brasileiro e continuará a fazê-lo até agosto de 2023, quando o contrato está previsto para terminar.

Na sequência da segunda fase da revitalização do campo de Frade, a PRIO afirma ter encontrado indícios de petróleo no prospecto Maracanã (poço 3-PRIO-1-RJS), localizado a 6 km a sudoeste da FPSO Valente .

Segundo a empresa, o alvo primário – arenito do Eoceno – apresentava uma coluna de 36 metros de óleo , com 28 por cento de porosidade da rocha e pressão inicial original. Além disso, foram encontradas evidências de petróleo no alvo secundário – arenito do Mioceno – com 29% de porosidade.

Nos próximos meses, a PRIO pretende realizar mais estudos técnicos sobre ambos os alvos. A empresa também avalia a possibilidade de perfurar mais um poço de extensão, de forma a delimitar a área e, consequentemente, o volume (VOIP) dos alvos.

“Se comprovadas economicamente viáveis, essas acumulações podem levar a outra frente de desenvolvimento no campo de Frade”, destacou PRIO.

O campo de Frade é um desenvolvimento submarino localizado no Norte da Bacia de Campos com poços vinculados ao FPSO Valente. A PetroRio detém 100% do campo de Frade, após acordos com a Petrobras e a Chevron em janeiro de 2021 e março de 2019, respectivamente.

Relativamente às restantes atividades da PRIO, o player brasileiro concluiu recentemente a aquisição da participação da TotalEnergies no bloco BM-C-32, contendo o campo de Itaipu , no offshore brasileiro, permitindo-lhe assumir a propriedade integral do campo.

A empresa também fechou um acordo operacional de longo prazo com a Ocyan em janeiro de 2023 para a plataforma semissubmersível de sexta geração da West Capricorn , que realizaria operações offshore no Brasil. Embora a plataforma fosse usada principalmente em campanhas de revitalização de seus campos, ela também poderia ser alugada para terceiros no futuro.

Além disso, a empresa pagou quase US$ 2 bilhões no total pela aquisição de toda a participação da Petrobras no campo de águas profundas de Albacora Leste, no Brasil, permitindo-lhe assumir a operação do campo.

Candidatos devem ter previsão de conclusão de curso até julho de 2025

Líder mundial na construção e operação de plataformas de petróleo, a MODEC está de portas abertas para receber os futuros talentos do setor. Na segunda-feira, foram abertas as inscrições para Programa de Estágio da companhia, com vagas em sistema híbrido de trabalho para as cidades do Rio de Janeiro (RJ), Macaé (RJ), e Santos (SP).

A MODEC oferece aos estagiários um pacote atrativo com bolsa auxílio competitiva com o mercado, vale-alimentação de R$ 1200,00, Vale Refeição de R$ 1227,60, plano de saúde e odontológico, gympass, seguro de vida e auxílio transporte integral.

As inscrições ficam abertas até 04/06 e devem ser realizadas pelo site da companhia ou pelo link estagiomodec.gupy.io.

Requisitos para os candidatos:

– Estar cursando Administração, Engenharias, Ciências da Computação e áreas correlatas, Ciências Contábeis, Estatística, Economia ou Relações Internacionais.

– Previsão de conclusão de curso a partir de julho 2025.

– Residir nas cidades do Rio de Janeiro/RJ, Macaé/RJ ou Santos/SP.

– Ter conhecimento avançado em pacote office.

– Ter nível de inglês avançado ou fluente.

– Ter disponibilidade de 30 horas semanais para estagiar.

Sobre a MODEC

A MODEC é líder global no segmento de construção, afretamento e operação de plataformas para produção de óleo e gás. Com mais de 50 anos de história e quase duas décadas em mares brasileiros. Atualmente, a MODEC opera 12 plataformas de Petróleo e Gás e possui outras 3 unidades em construção para o país.

Conhecido como Etapa 4, o projeto prevê a instalação e operação de 13 unidades de produção, localizadas em distância mínima de 171 km dos litorais de São Paulo e do Rio de Janeiro

No dia 9 de maio a Petrobras realiza audiência pública em Niterói para a apresentação da Atividade de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural do Polo Pré-sal da Bacia de Santos, conhecida como Etapa 4, em alinhamento ao Ibama. A companhia fornecerá transporte gratuito aos moradores interessados em participar do evento, que tem início às 14h no Clube Central Icaraí.

A implantação do Projeto Etapa 4 contribuirá para o aumento da produção de 133 mil m³/dia de petróleo e cerca de 14,5 milhões m3/dia de gás natural. A entrada em operação da primeira plataforma está prevista para 2024.

O petróleo e o gás natural serão extraídos dos poços no fundo do mar, conectados à plataforma, onde ocorrerá a separação e o tratamento do óleo e do gás natural. O óleo já tratado será enviado para terminais petrolíferos ou direcionado à exportação. O gás natural será utilizado como combustível na própria unidade, sendo o excedente reinjetado de volta nos poços ou encaminhado ao continente por meio de gasodutos.

Serviço:

Data: 9 de maio (terça)
Horário: às 14h
Local: Clube Central Icaraí (Av. Jorn. Alberto Francisco Torres, 335 – Icaraí)

Cidades abrangidas: Rio de Janeiro, Niterói, São Gonçalo, Itaboraí, Guapimirim, Magé, Duque de Caxias.

Transporte: Para verificar o itinerário do transporte fornecido pela Petrobras, basta acessar: https://comunicabaciadesantos.petrobras.com.br/empreendimento/etapa-4.html

Inscrição: https://forms.office.com/Pages/ResponsePage.aspx?id=QWJvW1ea5EuOUB36cueaV9n_smbjmt1CpNlGssMTJyhURUc0OE5QOUZOUTlMMDZTVDdSREdBMlFTUS4u

Mais informações: 0800 728 9001 ou WhatsApp: +55 21 96940-2116.

Por Felipe Kury

A OPEP (Organização de Países Exportadores de Petróleo) anunciou, no início de abril, uma nova redução de 1,66 milhões de barris/dia (mbd) na oferta de petróleo. Somado ao corte de 2 mbd, anunciado em outubro de 2022, isso representa cerca de 3,6% no valor total de 101,9 mbd, que é da demanda de petróleo projetada para 2023.

Segundo a instituição, este movimento faz parte de um esforço contínuo para equilibrar o mercado e estimular novos investimentos na exploração e produção de petróleo. Entretanto, o anúncio foi recebido com preocupação pelo Ocidente, pois contribui para agravar a crise energética e aumentar a pressão sobre diversas economias no combate à inflação.

Nos EUA, por exemplo, na segunda semana de abril, foram anunciados os dados de inflação, que se mantém resistentes e sugerem a manutenção de uma política monetária contracionista. Especialmente, considerando a tendência de alta no preço do petróleo bruto: o Brent chegou a ser negociado a cerca de US$ 87 por barril; enquanto o WTI (West Texas Intermediate) estava no patamar de US$ 83 – uma alta superior a 5%, se comparado com preços antes do anúncio.

Este último movimento da OPEP+, que inclui 23 países, dentre eles a Rússia, sinaliza com mais força que o cartel está de volta no controle do mercado mundial de petróleo, segundo muitos analistas e executivos do mercado. Dados recentes do setor, sugerem que a revolução do “Shale Gas” americano apresenta sinais de desaceleração. Sendo assim, com o corte na produção, o setor tem expectativa de preços mais altos no médio prazo e, isso pode complicar ainda mais as decisões dos bancos centrais, onde existe uma sinalização majoritária de um período prolongado de juros elevados para combater as pressões inflacionárias.

Ainda em relação ao “Shale Gas” americano, de acordo com relatório recente da Baker Hughes, observa-se uma pequena desaceleração no número de plataformas terrestres no início de 2023 – uma redução de 758 para 753, só entre fevereiro e março. Porém, comparando com o último trimestre de 2022, a redução foi ainda maior, de 775 para 753. Ainda é cedo para dizer que teremos um cenário mais dramático, como o ocorrido em meados de 2020, quando os produtores foram forçados a fechar poços, cortar investimentos de capital, plataformas ociosas e demitir trabalhadores.

Entretanto, é importante destacar que investidores têm manifestado preocupação com o aumento dos custos advindos da inflação e a capacidade do setor sustentar resultados e retornos expressivos como os de 2022. O fato é que investidores estão sendo pressionados pelos acionistas a apresentar um maior rigor e disciplina na alocação de recursos e/ou a devolver dinheiro mais rápido. Esta condição, certamente, pode prejudicar o crescimento da oferta doméstica de petróleo nos EUA.

Outro aspecto, não menos importante nesta análise, é a intervenção dos EUA no mercado através da utilização de suas reservas estratégicas de petróleo. O SPR (Strategic Petroleum Reserve) vem sendo utilizado para enfrentar limitações na oferta e garantir preços acessíveis dos derivados no mercado doméstico americano. Nos últimos dois anos, o SPR diminuiu cerca de 42%, saindo de um total de 638 milhões de barris, em janeiro de 2021, para o patamar de 371, em abril de 2023. A última vez em que o país esteve neste nível foi em 1983. Obviamente, esta estratégia gera muitas críticas internas e eleva a preocupação com a segurança energética nos EUA.

O movimento nas reservas estratégicas evidencia o enorme esforço do país em manter o mercado de petróleo estável e, de certa forma, manter o controle sobre os preços, enfrentando grandes adversidades macroeconômicas e geopolíticas. Além disto, evidencia, de forma clara, a escalada na disputa entre os dois grandes blocos produtores de petróleo (OPEP+ e EUA) na busca para exercer maior influência no mercado. Este cabo de força contribui para uma maior volatidade dos preços e eleva a tensão em relação à segurança energética no mundo. Estamos caminhando no fio da navalha e a situação pode se deteriorar rapidamente nos próximos 12 meses, dependendo da evolução do contexto geopolítico e macroeconômico.

A pressão sobre os países produtores de petróleo deve continuar avançando, especialmente, observando a recuperação da economia na China após a suspensão dos bloqueios de Covid-19. Se a economia chinesa alcançar uma recuperação mais rápida, haverá mais pressão nos preços das commodities, em especial nos preços de petróleo, em um momento desafiador em que os países buscam maior controle sobre a inflação.

Neste jogo, o Brasil tem uma posição de destaque e contribui com o aumento da oferta, proporcionando aumentos expressivos em sua produção. Segundo dados da Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis (ANP), o país quebrou novo recorde de produção com 4,183 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), em fevereiro de 2023. A produção avançou 11,4% em relação à mesma época no ano anterior, sendo que houve uma maior contribuição da produção de gás natural, alcançando a marca de 146,54 milhões de metros cúbicos.

Este patamar de produção significa que o país se torna cada vez mais relevante na oferta de petróleo para o grupo de países não pertencentes à OPEP e para mundo, contribuindo, assim, para mitigar os efeitos dos movimentos unilaterais do cartel. De forma geral, entretanto, espera-se que os aumentos da oferta desses países sejam bastante moderados em 2023. De acordo com a própria OPEP, o crescimento total esperado, em média, deve ser de cerca de 1,5 milhão de barris/dia, em comparação com 1,9 milhão de barris/dia, em 2022, que devem ser impulsionados com o início de novos campos offshore na América Latina e no Mar do Norte.

Tudo indica que a produção de petróleo bruto dos EUA ainda represente a maior parte do crescimento da oferta entre os países não pertencentes à OPEP em 2023, compensando a redução de produção na Rússia e no México. Porém, como mencionado, o foco no retorno de caixa aos acionistas – bem como o impacto da inflação – interrupção da cadeia de suprimentos e os custos de produção mais altos, limitaram o ritmo da recuperação do setor de petróleo nos EUA este ano. Com isso, abrem-se oportunidades ainda mais interessantes para países como Brasil, que pode estar entre os cinco maiores produtores de petróleo já na próxima década.

Por outro lado, nesta disputa, o contexto sinaliza de forma objetiva que a OPEP+ está de volta para ditar as regras do jogo com maior influência no controle dos preços de petróleo para o mundo. Neste contexto, os países que melhor se adaptarem às condições, tiverem agilidade e apresentarem maior atratividade para investimentos, alcançarão maior influência neste mercado tão relevante quanto o de energia.

Petrobras encerra participação na conferência com cerca de 40 trabalhos técnicos e apresentações

O Brasil tem todas as condições para ser protagonista global da transição energética por ter uma produção de petróleo e gás de baixo custo e baixas emissões; por já ter uma matriz de energia limpa; e por reunir recursos naturais essenciais para produção de energias renováveis. Neste contexto promissor, a Petrobras levou suas inovações e planos de descarbonização para a Offshore Technology Conference (OTC), o mais importante evento da indústria de petróleo e gás offshore (em alto mar), que terminou na última quinta-feira (4/5), em Houston (EUA).

Com cerca de 40 apresentações entre sessões técnicas e plenárias, a Petrobras defendeu a necessidade da complementaridade de recursos para promover uma transição energética justa, inclusiva e sustentável e apresentou suas mais avançadas tecnologias para reduzir as emissões da sua produção de petróleo e gás, que já está entre as mais descarbonizadas do mundo.

Veja o resumo das principais apresentações:

Novidade em Captura de Armazenagem de Carbono

A Petrobras anunciou estudos para implantação no Brasil de um projeto inédito de hub de captura e armazenamento geológico de CO2 (CCS) em parceria com outras empresas e um projeto piloto de CCS no Rio de Janeiro, com capacidade de capturar 100 mil toneladas de CO2 por ano no terminal de Cabiúnas, no norte do Estado. São projetos ainda em fase de estudos e a previsão de implantação ainda depende de análises complementares. A regulação é um dos principais desafios para o desenvolvimento de CCS no Brasil, assim como a busca por aquíferos salinos com capacidade de armazenar grandes volumes de CO2.

A Petrobras já é líder mundial em captura, uso e armazenamento geológico de CO2 (o chamado Carbon Capture, Utilization and Storage – CCUS) nos campos do pré-sal como forma de aumentar a produção de petróleo. Em 2022, a empresa atingiu o recorde de 10,6 milhões de toneladas de CO2 reinjetadas em 2022, equivalente a cerca de 25% do total da capacidade de reinjeção da indústria. Para os próximos anos, a Petrobras ampliou os compromissos para 80 milhões de toneladas de CO2 reinjetados até 2025, o dobro da meta anterior.

Liderança em redução de emissões no setor

A Petrobras se tornou uma das empresas de petróleo com menor emissão de gases do efeito estufa no mundo ao reduzir em 39% suas emissões absolutas entre 2015 e 2022. Entre os resultados na melhoria da eficiência energética da companhia no segmento de exploração e produção (E&P), destacam-se:
– A intensidade das emissões no segmento de E&P (kgCO2e/boe produzido) da Petrobras caiu pela metade entre 2009 e 2022;
– Os campos de Búzios e Tupi, no pré-sal, respondem por metade da produção da Petrobras e operam entre os de menor pegada de carbono do mundo, com cerca de 9 kgCO2e/boe, enquanto a média mundial é de 17,6 kgCO2e/boe.
– As emissões absolutas de metano caíram 55% entre 2015 e 2022.

Novas tecnologias para redução de emissões

A Petrobras desenvolveu uma tecnologia inédita na indústria mundial de petróleo e gás, capaz de remover o gás de alto teor de CO2 ainda no fundo do mar: é o chamado Hi-SEP. Desenvolvida e patenteada pela Petrobras, essa solução vai separar o gás rico em CO2 do petróleo, ainda no leito marinho, e reinjetar esse gás no reservatório, evitando sua emissão para a atmosfera e aumentando a eficiência do projeto.

Além do Hi-SEP, a Petrobras apresentou outra tecnologia de baixo carbono em desenvolvimento pela Petrobras: o “All Eletric”. A inovação se baseia na eletrificação de todos os sistemas de processamento nas novas instalações de superfície das plataformas de produção. O objetivo é aumentar a eficiência energética e a confiabilidade do FPSO, com redução líquida de emissões de CO2 em até 20%. Considerando outras tecnologias previstas nos novos projetos para aumentar a eficiência energética das plataformas, a redução das emissões pode chegar a 30%.

Um outro exemplo é o projeto de revitalização dos campos de Marlim, na Bacia de Campos (RJ). Ao substituir as nove plataformas que operam hoje nos campos de Marlim por dois novos FPSOs mais modernos, a companhia vai reduzir 60% das emissões de carbono e aumentar a produção destes campos em 20%.

Ecossistema de energias

A Petrobras avalia adotar, pela primeira vez no Brasil, uma nova solução que buscará integrar as operações de exploração e produção (E&P) da Margem Equatorial (e de áreas de nova fronteira) a novas fontes de energia: é o chamado “ecossistema de energia”. Na prática, a companhia avalia desenvolver novos projetos de E&P que incorporem, em todo seu ciclo de vida, a associação com soluções que reduzam as emissões de gases de efeito estufa no longo prazo como, por exemplo, a energia eólica offshore, o hidrogênio de baixo carbono e a captura de carbono, entre outras fontes em estudo.

Potencial eólico

O Brasil reúne todas as condições favoráveis para liderar o desenvolvimento global de energia eólica offshore. Para se ter ideia, o potencial de geração estimado do país é de 700 GW em locações offshore com baixa profundidade– um volume que corresponde a mais de 30 vezes a capacidade de geração instalada hoje no mundo – segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), ligada ao Ministério das Minas e Energia (MME). Nesse cenário promissor, a Petrobras está avaliando, em parceria com a Equinor, a viabilidade técnico-econômica e ambiental de implementar sete projetos de eólica offshore cobrindo todo o litoral brasileiro.

Segundo o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), cerca de mil brasileiros participaram da OTC 2023, em Houston, se tornando a maior delegação estrangeira do evento, o que evidencia o protagonismo brasileiro no setor de energia offshore no mundo.

Petrobras produz 5,8 milhões de litros de diesel com conteúdo renovável em abril

Como reflexo do avanço em sua estratégia de transição energética, a Petrobras produziu, em abril, um novo lote de 5,8 milhões de litros diesel com 5% de conteúdo renovável (chamado Diesel R5). Para efeito de comparação, o volume de 5,8 milhões de litros é suficiente para abastecer o tanque de até 19.300 ônibus convencionais, gerando redução de emissões de cerca de 610 toneladas de gases de efeito estufa.

O Diesel R está sendo produzido a partir do coprocessamento (processamento conjunto) de derivados de petróleo (parcela mineral), com matérias-primas de origem vegetal, como óleo de soja. Esse novo combustível é uma alternativa sustentável no ciclo diesel, pois a redução das emissões associada à parcela renovável é de ao menos 60 % em comparação com o diesel mineral, podendo ser até maior a depender da matéria-prima utilizada.

Além do benefício ambiental, o Diesel R pode ser misturado ao diesel convencional em diferentes proporções, sem a necessidade de adaptações nos motores dos veículos, sem exigir alterações ou mudanças na cadeia logística ou no seu armazenamento. É um produto com alta estabilidade e isento de contaminantes, o que garante durabilidade e desempenho dos motores.

O diesel com conteúdo renovável é o primeiro produto lançado no âmbito do Programa de BioRefino da Petrobras, que investirá, nos próximos cinco anos, aproximadamente US$ 600 milhões no desenvolvimento de uma nova geração de combustíveis sustentáveis, essenciais para o movimento de transição energética.

Salto de seis vezes na capacidade de produção de Diesel R

Nesse movimento, a Petrobras prevê também multiplicar em seis vezes sua capacidade de produção do Diesel R no horizonte de seu Plano Estratégico 2023-2027. Com o domínio da tecnologia, a expansão da capacidade de produção do Diesel R dará um salto dos atuais 1,6 bilhão de litros anuais para 10,6 bilhões de litros por ano até 2027.

Atualmente, a Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), no Paraná, é a única que produz o Diesel R no Brasil, com capacidade instalada para processar até 1,6 bilhão de litros por ano. Até o fim deste ano, a expectativa é ampliar a capacidade da Repar para mais 2,4 bilhões de litros de Diesel R (num total de 4 bilhões de litros) – bem como iniciar a produção desse combustível na Refinaria de Cubatão (RPBC), em SP, com potencial de até 700 milhões por ano.

Em continuidade à trajetória de expansão, terá início, até 2027, a produção de Diesel R na Refinaria de Paulínia (Replan, SP), com capacidade de até 2,6 bilhões de litros por ano – seguida pela Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro/RJ, com 900 milhões de litros/ano, e da Refinaria Capuava (Recap), em Mauá/SP, com 2,3 bilhões/ano. Todas elas estarão aptas a produzir diesel com conteúdo renovável. Além disso, até 2027, a companhia implantará uma unidade dedicada à produção de Bioqav e diesel 100% renovável (diesel R100) na RPBC.

Petrobras é pioneira no desenvolvimento do Diesel R

“Nada disso seria possível sem o recurso mais valioso que temos: a capacidade de inovar do nosso corpo técnico. A Petrobras foi a primeira empresa no Brasil a desenvolver tecnologia própria de coprocessamento, além de projetar e implantar em nossas unidades, o diesel com conteúdo renovável. Graças ao empenho de nossos cientistas do Centro de Pesquisas e Inovação da Petrobras, o Cenpes, e de nossos profissionais de refino, patenteamos a tecnologia e nos tornamos referência no segmento”, afirmou o Diretor de Comercialização e Logística da Petrobras, Claudio Romeo Schlosser.

Além da expansão da produção na Repar, RPBC, Reduc, Replan e Recap, a companhia estuda ainda adequações para o coprocessamento do Diesel R em outras refinarias.