Petrobras: Planos para ampliar produção até 2020

Planos para ampliar produção e integração energética até 2020

A Petrobras divulgou em agosto a revisão de seu plano de negócios, dessa vez referente ao período de 2008 a 2012, elaborado em consonância com o planejamento estratégico de longo prazo traçado até 2020.

Até a segunda dezena deste século, a estatal pretende se situar entre as cinco maiores empresas integradas de energia do mundo.

Ambiciosa, a meta exige investimentos pesados em todas as etapas da cadeia produtiva, agora estendida aos produtos petroquímicos.

Como nos anos anteriores, as intenções de investimento saltam aos olhos, perfazendo um total de US$ 112,4 bilhões a ser distribuído no período.

Os recursos para tanto serão obtidos pela geração própria de caixa, complementados por financiamentos compatíveis com a capacidade de pagamento da estatal.

A área de extração e produção de óleo e gás natural (E&P) consumirá US$ 65,1 bilhões (58%), coerente com os planos de ofertar 3.494 mil barris de óleo equivalente por dia (boed, com óleo, gás e condensados) ao final de 2012.

Em 2015, a estatal pretende alcançar a produção diária de 4.153 mil boed, somando as operações locais e internacionais da companhia.

Química e Derivados, Petrobrás - Planos para ampliar produção e integração energética até 2020
*No plano 2007-2011 contemplava os investimentos em biocombustíveis

Em relação ao plano anterior, de 2007-2011, o volume de investimentos aumentou em US$ 31,2 bilhões (34%), principalmente pela introdução de novos projetos, no total de US$ 13,3 bilhões (16%).

Entre eles estão o aumento da recuperação de campos de alta explotação, plano de gás, e o Complexo do Rio de Janeiro (Comperj) com sua refinaria petroquímica e satélites.

Mas também contribuíram para o aumento a elevação de custos mundial do setor de petróleo, representando um adicional de US$ 10,9 bilhões (13%), e a variação cambial verificada entre 2006 e 2007 que devorou mais US$ 4,2 bilhões (5%).

Mais do que qualquer dos ministérios, o volume de investimentos da Petrobrás constitui a maior alavanca do Plano de Aceleração do Crescimento (PAC), instituído no atual governo.

Isso explica a presença constante do presidente da República nas cerimônias públicas de batismo de plataformas e início de terraplanagens, sempre escoltado pelo presidente da estatal, o economista José Sérgio Gabrielli.

Química e Derivados, José Sérgio Gabrielli, Presidente da Petrobrás, Petrobrás - Planos para ampliar produção e integração energética até 2020
Gabrielli: execução do plano depende de fornecedores

“Nosso plano de negócios prevê mais de mil projetos, dos quais 454 têm valor superior a US$ 25 milhões”, disse o executivo.

O fluxo de desembolsos prevê para 2007 a alocação de R$ 54 bilhões nesses projetos, correspondentes a US$ 25 bilhões, aproximadamente.

Em média, cada um dos próximos quatro anos deve receber investimentos de US$ 22 bilhões.

Além do montante, a exposição da gigante estatal atrai as atenções de vários setores, principalmente políticos. Isso desencadeou uma pequena dança das cadeiras na estatal.

Na segunda quinzena de setembro, o ex-senador e ex-presidente da estatal José Eduardo Dutra foi nomeado presidente da BR Distribuidora, substituindo Maria das Graças Foster, indicada para a diretoria de gás e energia.

Nesse cargo, substituiu Ildo Sauer, que retornou às atividades acadêmicas na Universidade de São Paulo. Em carta aberta, Sauer atribuiu sua demissão por ter se oposto à atual política energética, mediante a qual se espera que a Petrobrás forneça gás natural barato para termelétricas, evitando futuros apagões.

Ao defender a remuneração plena do gás, Sauer teria contrariado a ministra da Casa Civil Dilma Roussef, ex-titular de Minas e Energia, mas que ainda mantém controle sobre a pasta. Tanto que as novas indicações foram interpretadas como impostas por ela, principalmente no caso de Maria das Graças Foster, que antes comandara a Petroquisa.

Há comentários sobre uma possível ampliação da dança das cadeiras, atingindo outras diretorias.

Esses rumores ganharam força com a carta de despedida de Sauer, cuja saída havia sido negada quinze dias antes pelo próprio Gabrielli, e se refletem no mercado de capitais, afetando o interesse de investidores em papéis da estatal.

Custos elevados – “O maior desafio para o plano de negócios não é o valor, mas a capacidade física dos fornecedores”, comentou Gabrielli.

A preocupação confirma a superocupação da cadeia de suprimentos da indústria do petróleo em todo o mundo. O caso das sondas de perfuração é típico, não havendo disponibilidade para contratar novos arrendamentos.

Felizmente, a estatal conta com unidades suficientes para manter seu ritmo de exploração, somando 63 perfuratrizes entre próprias e arrendadas por meio de contratos de longo prazo.

A situação é desconfortável até mesmo em relação à mão-de-obra necessária para dar conta de tantos projetos.

“Como a Petrobrás praticamente não contratou ninguém entre 1990 e 2000, nosso perfil de pessoal é de gente com menos de sete anos ou de mais de dezessete anos de casa, exigindo esforços em capacitação para substituir os profissionais que se aposentam”, explicou o presidente da estatal.

Ao todo, o plano de negócios exigirá a contratação de 228 mil pessoas pela estatal, 350 mil trabalhadores na cadeia produtiva e outros 338 mil conquistarão emprego fora da cadeia produtiva setorial, porém com origem na geração de renda por ela proporcionada.

Até 2009, o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás (Prominp) pretende capacitar 77 mil trabalhadores que serão indicados para fornecedores da estatal.

Do ponto de vista administrativo, Gabrielli considera fundamental manter controle apurado das operações dado o alto volume de projetos.

Ele ressalta a necessidade de a estatal reduzir seus custos e prazos de entrega, gerir melhor seus estoques e portfólio de ativos, além de contar com práticas avançadas de gestão financeira. A desatenção com qualquer um desses itens pode ter reflexos perversos para a companhia.

Química e Derivados, Petrobrás - Planos para ampliar produção e integração energética até 2020
Fonte: Plano de negócios 2008-12 – Petrobrás

Com vistas a 2020, Gabrielli considera que o ambiente de negócios no setor de combustíveis e energia será muito mais competitivo do que é hoje.

A começar pelas pressões, já fortes, de cunho ambiental, incentivadoras de sistemas de geração de energias limpas, algumas em fase de desenvolvimento tecnológico.

“Até lá, não acredito em mudanças profundas no perfil do mercado de óleo e gás, mas, com certeza, o uso desses produtos será muito mais eficiente”, disse.

No campo dos combustíveis líquidos para transportes, espera-se que os biocombustíveis respondam por 20% do volume consumido em 2020.

Essa mudança indica, segundo Gabrielli, a necessidade de as empresas petroleiras buscarem integração com o setor agrícola, tal como a estatal brasileira está fazendo.

A meta de figurar entre as cinco maiores empresas mundiais integradas de energia em 2020 merece explicação. O setor avalia as empresas por indicadores diversos, desde reservas provadas, produção, capacidade de refino, rentabilidade, entre outros.

A Petrobrás fica entre o quarto e o décimo-quarto lugar, dependendo do indicador selecionado. A posição almejada pela estatal seria o resultado de uma cesta de índices aceitos em âmbito mundial.

Gabrielli explicou que a estatal precisa ampliar sua presença internacional, atuar mais forte nos biocombustíveis, além de melhorar indicadores financeiros e sociais, incluindo a proteção ambiental.

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Também a integração com a petroquímica é estratégica, pela possibilidade de agregar valor às correntes geralmente usadas para queima. Por isso, a companhia pretende alocar na atividade US$ 4,3 bilhões até2012. Amaior parte dos projetos está na segunda geração do Comperj, em posição minoritária relevante, a atual diretriz da companhia.

Como os preços mundiais do petróleo apresentam grande flutuação, os planos da Petrobrás no período 2008-2012 foram elaborados com base no custo marginal de expansão, avaliado em US$ 35 por barril. “Esse é o preço de resistência, abaixo dele seria preciso rever o plano”, explicou Gabrielli.

Na sua análise, caso o petróleo volte a uma faixa de preços próxima de US$ 40/bbl, haverá uma onda de fusões e aquisições no setor, compensando a queda do faturamento com aumento de escala e redução de custos. Ele salienta que a companhia brasileira não será afetada pelo movimento.

E&P recebe mais – A área de exploração e produção será o destino de 58% dos investimentos previstos pela estatal para o período 2008-2012, ou seja, US$ 65,1 bilhões, incluindo operações internacionais.

O desembolso é necessário para garantir o crescimento anual médio da produção de 7,2% até 2012, ou de 6,8% até 2015, quando a produção de óleo, condensados e gás da companhia deverá somar 4.153 mil boed, dos quais 3.455 mil obtidos no Brasil.

Uma preocupação comum a todas as indústrias de petróleo consiste na capacidade de manter sua produção ao longo dos anos. Isso se mede pela relação entre o volume total de reservas provadas e a produção total anual.

Em 2006, para cada barril de óleo equivalente produzido no País, a Petrobrás aumentou em 1,73 barril seu volume nacional de reservas, avaliadas pelo critério da Society of Petroleum Engineers (SPE), um desempenho consistente.

Os 13,7 bilhões de boe seriam capazes de suprir a demanda aproximada de 2,3 mil boed por quase vinte anos.

Pelo critério da Securities and Exchange Commission (da bolsa de valores dos EUA), mais restritivo, as reservas nacionais somam 10,6 bilhões de boe e tiveram crescimento praticamente nulo em relação a 2005.

Nesse caso, o índice de reposição foi de 0,99 barril por barril produzido, ou seja, houve diminuição das reservas.

“Temos por meta aumentar as reservas em volume superior ao produzido anualmente, para manter a auto-suficiência nacional de modo sustentável”, explicou Gabrielli. Ele atribui aos atrasos na entrega de plataformas a redução nas descobertas e na produção nacional de petróleo, exigindo ampliar ligeiramente a importação.

Saliente-se que o País é um exportador líquido de petróleo, mas ainda mantém importações de óleos leves por deficiência nos processos de refino, incapaz de processar os tipos pesados encontrados na Bacia de Campos sem a adição de leves.

Com a intenção de evitar os atrasos verificados nas plataformas P-55 (para Roncador) e P-57 (Jubarte), ambas em fase de engenharia, a estatal quer fazer da plataforma P-56 (Marlim Sul) um clone perfeito da P-51, aproveitando todos os projetos e a experiência acumulada.

“É um caminho para evitar custos redundantes e acelerar a construção”, explicou Gabrielli.

Alguns fornecedores ameaçam bloquear judicialmente a iniciativa, por representar cerceamento da concorrência, uma vez que, para formar um clone perfeito da P-51, os fornecedores de equipamentos e sistemas deveriam ser obrigatoriamente os mesmos, dadas as limitações dimensionais.

Com isso, a tentativa de aceleração pode resultar em atraso ainda maior.

Gabrielli observa que a atual administração federal impôs o aumento do índice de nacionalização nos investimentos das estatais.

Como há falta de grandes players para tocar sozinhos cada projeto, a estatal adotou a estratégia de fragmentar as grandes encomendas, abrindo a possibilidade de fornecedores menores também participarem das licitações.

“Queremos sempre aumentar nossa rede de suprimentos em todos os níveis, mas a companhia tem exigências rígidas de qualidade, segurança e também de regularidade fiscal para contratações”, comentou. Além disso, o respeito aos prazos é fundamental.

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Obs.: considera o despacho máximo das termelétricas

Outro ponto a considerar diz respeito ao custo de extração de petróleo e gás no Brasil, que subiu de US$ 5,72 para US$ 6,59 por barril entre 2005 e 2006. A entrada em operação de campos mais produtivos deve reduzir esse indicador para US$ 6,13/bbl em 2012. Nos campos do exterior, a companhia opera com US$ 3,36/bbl, valor que subirá para US$ 3,52 em 2020.

O maior custo nacional reflete as dificuldades de extrair petróleo no alto mar, sob lâminas de água superiores a 2 mil metros.

A experiência em águas profundas e ultraprofundas, porém, habilita a estatal a disputar com vantagens alguns campos promissores na parte americana do Golfo do México (Chinook, Cascade e Cottonwood).

A companhia planeja garantir o suprimento de suas refinarias combinando suas produções domésticas e internacionais. A expectativa para 2012 é produzir 2,4 milhões de bpd no País e 285 milhões no exterior.

Da produção local, 1,8 milhões de bpd seriam direcionados para o parque de refino instalado no Brasil, exigindo importar 208 mil bpd para completar a carga de 2,061 milhões de bpd, que gerarão 2,2 milhões de bpd de derivados demandados no mercado local.

Como a Petrobrás está comprando refinarias no exterior, principalmente nos EUA, sua capacidade de refino internacional será de 348 milhões de bpd em 2012, absorvendo parte dos 285 milhões de bpd produzidos fora do Brasil pela estatal.

As refinarias do exterior também receberão quase 296 mil bpd de óleos pesados brasileiros, pois têm perfil de processamento compatível.

O cronograma dos projetos de produção de petróleo prevê para2007 ainstalação de três grandes plataformas no Brasil.

Em setembro, o campo de Piranema, em Sergipe, recebeu uma plataforma de formato arredondado, que retirará 30 mil bpd de óleo muito leve (acima de 40º API).

Ainda neste ano, ou no começo de 2008, devem ser colocadas em produção as plataformas P-52, uma semi-submersível para 180 mil bpd, e a P-54, FPSO (navio) de mesma capacidade produtiva.

Elas serão instaladas respectivamente nos módulos 1 e 2 do campo de Roncador, na Bacia de Campos-RJ.

Em 2008, será a vez da P-53, FPSO para 180 mil bpd, entrar em operaçãoem Marlim Leste. Seráinstalada em 2009, com algum atraso,em Marlim Sul, a P-51, primeira semi-submersível totalmente construída no Brasil para 180 mil bpd.

Os campos de Frade, Jubarte (fase 2) e Roncador (fase 2) esperam os anos de 2009 e 2010 para receber suas plataformas de produção.

Refino adequado – Há alguns anos, a Petrobrás iniciou investimentos para adequar as refinarias ao padrão de óleo pesado que se tornou dominante na produção nacional.

Esses investimentos contemplam a instalação de modernos craqueadores catalíticos, unidades de hidrogenação, hidrotratamento e coqueamento, incluindo as unidades acessórias de geração de hidrogênio.

Esse plano de investimentos deve estar concluído até 2012 e também terá reflexos na melhoria da qualidade dos combustíveis líquidos brasileiros, especialmente quanto ao teor de enxofre.

Atualmente, as onze unidades de refino da Petrobrás operam com 80% de óleo nacional, de um total de 1,8 milhões de bpd. Para2012, ameta é suprir 90% dos 2 milhões de bpd processados com óleo nacional.

Esse percentual subirá para 92% a partir de 2015, quando o refino alcançará a marca de 2,7 milhões de bpd.

Para isso, contribuirá a inauguração da refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, cujas obras de preparo inicial de solo (terraplanagem) começaramem agosto. Suacapacidade de processar 200 mil bpd deve entrar em operação no final de 2010, segundo Gabrielli.

A nova refinaria foi concebida originalmente para usar óleos pesados, principalmente venezuelanos. Os planos iniciais contemplavam uma parceria societária entre a estatal brasileira e a Petróleos de Venezuela (PDVSA), mas, até o momento, a Petrobrás toca sozinha o empreendimento.

No município de Ipojuca, a região de Suape, local do projeto, abriga unidades petroquímicas voltadas para a produção de borracha, poliésteres e a nova planta de tereftalato de polietileno (PET) do grupo italiano Mossi & Ghisolfi (M&G).

A Petrobrás se comprometeu a criar a Petroquímica Suape para ofertar o ácido tereftálico purificado, hoje importado pela M&G, além de fomentar a Cia. Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe), produtora de fibras de poliéster (vide QD-460).

Esses projetos permitem enxergar a intenção da companhia de aumentar sua integração vertical, meta que se estende aos biocombustíveis, como o etanol, os óleos vegetais e derivados. Porém, o aumento da complexidade das operações de refino provoca impacto nos custos operacionais.

Em2006, acompanhia gastou US$ 2,29 para refinar um barril de óleo, contra US$ 1,73/bbl no custo internacional. A projeção para 2012 aponta para um custo unitário de US$ 3,69 no refino doméstico e US$ 2,24 no internacional.

Essa diferença deve se justificar pela obtenção de subprodutos de maior valor, especialmente os de uso petroquímico. Ao mesmo tempo, o aumento da qualidade da gasolina permitirá sua exportação para mercados mais exigentes, como os EUA e a Europa.

A atividade de refino faz parte da área de downstream da Petrobrás, ao lado dos setores de transporte e comercialização de derivados. No bolo dos investimentos globais anunciados pela estatal até 2012, essa área ficará com US$ 29,6 bilhões (26% do total).

Mais de US$ 8,6 bilhões serão aplicados na melhoria da qualidade dos combustíveis, seguida pelos US$ 5,3 bilhões aplicados na expansão de capacidades existentes. Os dutos ficarão com US$ 2,2 bilhões, quase o mesmo que o transporte marítimo.

Com muito gás – A crise energética que afeta a América do Sul ficou evidente durante o último inverno, quando a Argentina e o Chile tiveram dificuldades para garantir o suprimento do combustível para aquecimento de moradias.

O conturbado ambiente político na Bolívia, país de localização central com boas reservas de gás, inibe investimentos em exploração, produção e distribuição.

Mesmo para o Brasil, que investiu muito nos últimos dez anos para receber o insumo boliviano, entrou em estado de atenção.

O governo federal preteriu investimentos em geração hidrelétrica em favor de um ambicioso plano de abastecimento por termelétricas supridas com gás natural.

Mais próximas dos centros consumidores e de funcionamento concentrado na estação seca, quando o potencial hidráulico se reduz, essas usinas foram planejadas com base na disponibilidade de gás boliviano de baixo custo, situação agora alterada.

Gabrielli tenta acalmar o mercado com uma proposta de equacionar a demanda futura.

“Usaremos a estrutura que está sendo montada para receber gás natural liquefeito (GNL) para equilibrar oferta e demanda”, explicou.

Nas estimativas da estatal, a demanda total brasileira em 2012 chegará a 134 milhões de m³/dia (em 2006, foi de 46,3 milhões de m³/dia), liderada pelo consumo termelétrico de 48 milhões de m³/dia, calculado pelo pico (despacho máximo de energia), mas também contemplando o consumo veicular, residencial, em refinarias e unidades de fertilizantes.

Em2012, aPetrobrás espera ofertar ao mercado local 72,9 milhões de m³/dia de produção própria, à qual se acrescentam 30 milhões de m³/dia comprados da Bolívia em contrato existente, e mais 31,1 milhões de m³/dia provenientes da regaseificação de GNL.

“O cálculo foi feito com despacho máximo das térmicas, por isso há margem de segurança bem alta”, garantiu. Quanto ao contrato boliviano, Gabrielli assegurou não ter havido alterações nos volumes estipulados inicialmente.

O Brasil possui uma cota fixa de 24 milhões de m³/dia e a preferência para receber mais 6 milhões de m³/dia, com possibilidade de ampliação de suprimento.

No entanto, o próprio presidente da Petrobrás criticou o ritmo de expansão da demanda nacional pelo gás natural. “Estamos verificando uma evolução de consumo de 19,4% ao ano, que é exagerada”, avaliou. Além de investir na produção, ele salientou a necessidade de contar com infra-estrutura compatível em instalações navais, dutos e city-gates para levar o combustível aos consumidores.

Como repousam sobre a Petrobrás as esperanças de garantir a oferta de eletricidade via gás natural, a companhia desenvolve o Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás), projetos orçados em R$ 25 bilhões para ampliar a oferta de gás nacional dos atuais 15,8 milhões de m³/dia para 40 milhões no final de 2008 e 55 milhões em 2010.

O principal projeto consiste no desenvolvimento do campo de Mexilhão, na Bacia de Santos, que elevará a oferta em 15 milhões de m³/dia a partir de 2009.

Para tanto será necessário construir um duto submarino ligando a futura plataforma à unidade de tratamento em Caraguatatuba-SP, e de lá, já tratado, para Taubaté, interligando-o à rede Sudeste.

O campo capixaba de Golfinho começará a produzir ainda neste ano 100 mil bpd de petróleo e 3,5 milhões de m³/dia de gás. Também no Espírito Santo, será construída a unidade de processamento de Cacimbas, no município de Linhares.

Entre 2007 e 2009 serão concluídos os trechos finais do gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene), interligando as redes das duas regiões, desde Cabiúnas-RJ até Cacimbas-ES.

De lá pra Catu, onde se liga à rede nordestina, com acesso a Carmópolis-SE. A malha Sudeste está sendo reforçada com a construção do gasoduto entre Campinas e o Rio.

Na Região Norte, a estatal pretende concluir até o próximo ano o gasoduto que abastecerá a cidade de Manaus-AM com gás produzido no campo de Urucu, passando por Coari, com mais de600 kmde extensão. Esse projeto ainda precisa receber R$ 1,26 bilhão.

Os projetos de GNL prevêem inicialmente a construção de duas estações de regaseificação flutuantes (usando navios convertidos, com tecnologia inovadora) na Baía de Guanabara-RJ e em Pecém-CE, orçadas em R$ 2,9 bilhões. Sua conclusão e operação estão programadas para 2009.

Química e Derivados, Petrobrás - Planos para ampliar produção e integração energética até 2020
Fonte: Plano de negócios 2008-12 – Petrobrás

O plano de investimentos da estatal contempla a construção de unidades geradoras de eletricidade com fonte térmica em Cubatão-SP, Três Lagoas-MS, Canoas-RS e Alto do Rodrigues-RN (Termoaçu, em parceria com a Iberdrola).

Além desses esforços, parte das termelétricas nacionais foi adaptada para consumir alternativamente óleos combustíveis, garantindo sua operação mesmo com baixa oferta de gás.

Vários grandes consumidores de gás natural também optaram por manter queimadores duais em suas caldeiras e fornos, ou mesmo usar biomassa como combustível.

Combustíveis verdes – O presidente da Petrobrás estima que o consumo de combustíveis de origem biológica represente perto de 20% de toda a demanda mundial na área automotiva.

Dentro do conceito de empresa integrada, a Petrobrás pretende investir para participar ativamente da cadeia do álcool etílico e também do biodiesel nacionais, tendo em vista o suprimento interno e a exportação.

No etanol, a empresa concentrará esforços na cadeia logística e na comercialização. Para tanto, dedica US$ 700 milhões para construir um alcoolduto ligando Senador Canedo-GO, Uberaba-MG, Ribeirão Preto-SP, Refinaria de Paulínia-SP e Guararema-SP, formando um corredor de exportação que se valerá do terminal portuário de São Sebastião-SP.

A companhia exportou 80 mil m³ de álcool em 2006 e tem por meta exportar 4.750 mil m³ em 2012. Gabrielli admite que os resultados de exportação de álcool durante 2007 estão abaixo do esperado, por força da resistência de compradores em adquirir o insumo feito no Brasil, até mesmo com a imposição de sobretaxas de importação.

O papel da empresa em biodiesel é mais ambicioso. “Vamos liderar a produção nacional de biodiesel para atender o mercado interno e aproveitar oportunidades de negócios internacionais”, explicou Gabrielli.

A estatal investirá em unidades industriais em Cadeias-BA, Montes Claros-MG e Quixadá-CE, cada uma capaz de produzir 50 mil t/ano e com operação prevista para começar no início de 2008, após consumir recursos da ordem de R$ 570 milhões no total.

As unidades adotam tecnologia da Crown Iron Works, transferida por meio da gaúcha Intecnial. A estatal também desenvolve parcerias com outros grupos empresariais para ampliar a oferta nacional, tendo em vista as metas oficiais de adotar a mistura de 2% (B2) no diesel nacional em 2008, e a meta B5 em 2013.

O cenário que se apresenta aponta para um mercado nacional de 1.254 mil m³ de biodiesel em 2012, com potencial de crescimento para2.705 m³em2015. Aprevisão de oferta local fica abaixo dessas projeções: 938 mil m³ em 2012 e 1.182 mil m³ em 2015. Essa diferença representa oportunidade para investimentos privados, ou para importadores.

A Petrobrás desenvolveu e patenteou tecnologia para a produção de biodiesel diretamente dos grãos de mamona.

Esse cultivo está sendo incentivado no Rio Grande do Norte, onde a estatal mantém uma unidade industrial experimental, em Guamaré, onde também estuda o comportamento da mistura B5 em motores diesel. Todo o biodiesel da Petrobrás será produzido por transesterificação com etanol brasileiro.

Outra linha de atuação ligada aos óleos vegetais é o processo H-Bio, criado pela companhia, pelo qual óleos vegetais, em especial o de soja, são hidrogenados com o diesel nas mesmas instalações usadas em quatro refinarias das regiões Sul e Sudeste.

A projeção de consumo de óleos vegetais é de 425 mil m³ em 2010. “Em 2007, pouco fizemos de H-Bio porque o preço do óleo de soja disparou”, comentou Gabrielli.

O processo foi criado exatamente com a intenção de aproveitar oportunidades de mercado. Há ainda outras possibilidades de negócios nesse campo, para as quais estão sendo alocados recursos. É o caso do álcool obtido de fontes celulósicas, em especial da torta de mamona resultante da fabricação de biodiesel.

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