La proporción del petróleo del presal en la carga procesada alcanzó un récord del 73 %. La producción y venta de derivados en el mercado interno creció 4,2 % en el período.
Petrobras cerró el tercer trimestre de 2024 (3T24) con una producción total propia de 2.689 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed), volumen prácticamente en línea con el trimestre anterior.
Entre los destaques operacionales del período están la consecución del pico de producción de la FPSO Sepetiba, en el campo Mero, con la entrada en operación de 3 nuevos pozos productores, y la entrada de nuevos pozos en proyectos en los campos Búzios y Tupi. 
La participación del petróleo presalino en la carga de petróleo procesado en refinerías alcanzó el 73%, nivel récord para un trimestre (aumento de 4 pp respecto al 2T24), lo que demuestra una mayor flexibilidad logística y operativa en la decisión de utilizar estos flujos de una manera más manera eficiente.
Además, en agosto la carga procesada de petróleo del presal fue del 76%, un nuevo récord mensual. El aumento de la participación del presal en la carga favorece la producción de derivados con mayor valor agregado y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
Producción y ventas de derivados en el mercado interno
La producción y ventas de derivados en el mercado interno crecieron un 4,2% en el tercer trimestre de 2024 respecto al trimestre anterior, impulsada por el aumento estacional de la demanda.
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En septiembre de 2024, Petrobras obtuvo el mejor resultado mensual del año para el factor de utilización total (FUT) del parque de refinación, alcanzando el 97%. Este resultado refleja el alto nivel de eficiencia operativa del parque refinador y la fuerte integración con las áreas de logística y comercialización de la compañía.
La producción total de derivados fue de 1.818 mil barriles día (Mbpd), priorizando productos de alto valor agregado (diesel, gasolinas y QAV correspondieron al 68% de la producción total), aún con las paradas de mantenimiento realizadas en Replan, Reduc, Revap y RPBC durante el trimestre.
La compañía sigue su trayectoria de mayor eficiencia energética en el parque de refinación con el Programa RefTOP (World Class Refining). Los proyectos e iniciativas de optimización de este programa contribuyeron a que alcancemos 101,0 en Intensidad Energética en el trimestre, el mejor resultado histórico, 2,1 puntos por debajo del 2T24.
Los resultados alcanzados son el resultado de inversiones en proyectos de modernización de unidades de refinación, confiabilidad de activos, optimización de procesos y aplicación de tecnologías innovadoras.
Producción de gasolina
La producción de gasolina en el 3T24 fue de 438 mil barriles día, lo que representa un récord trimestral. En el 3T24, Petrobras logró 3 meses consecutivos de avances en las ventas de diésel con contenido renovable (Diésel R), alcanzando 3,7 Mbpd en septiembre, el doble del récord anterior establecido en abril de 2024.
Además, con foco en competitividad y descarbonización, establecimos, con Vale, un acuerdo para pruebas y estudios sobre el suministro de productos bajos en carbono, incluido el uso de Diesel R en los vehículos de la minera, marcando la primera venta directa de ese tipo de diesel por parte de Petrobras.
Más ventas
Las ventas de asfalto totalizaron 816,7 mil toneladas en el 3T24, el mejor resultado trimestral desde 2014. Petrobras vendió un 6,0% más de diésel en el período debido al aumento estacional del consumo en el tercer trimestre, con la siembra de la temporada de verano de la Cosecha de Cereales y el aumento de la actividad industrial.
Las ventas de gasolina en el 3T24 registraron un crecimiento de 1,0% respecto al 2T24, debido principalmente a la mayor competitividad de las gasolinas frente al etanol hidratado en el suministro de vehículos flex-fuel.
El aumento del 3,8% en las ventas de QAV en el 3T24 respecto al trimestre anterior se debe al aumento estacional de la demanda en el sector, debido al periodo vacacional y a la mayor actividad económica. El volumen de ventas de GLP aumentó 3,2% debido a la mayor actividad de la industria procesadora en el tercer trimestre y a las menores temperaturas promedio registradas en los principales centros consumidores del país en este período.
Otros aspectos operativos destacados
Los resultados operacionales se suman a hitos relevantes divulgados recientemente por Petrobras. La FPSO Maria Quitéria entró en operación el 15 de octubre. La plataforma, instalada en el campo de Jubarte, en el presal de la Cuenca de Campos, está equipada con tecnologías de reducción de emisiones, incluido el ciclo combinado en la generación de energía, que permite una mayor eficiencia operativa asociada a una reducción de alrededor del 24% de los gases de efecto invernadero operativos. emisiones. Su capacidad de producción es de 100 mil barriles diarios de petróleo y 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de gas natural.
La FPSO Marechal Duque de Caxias se encuentra en el lugar, en las etapas finales de preparación para su entrada en operación. Con capacidad para producir hasta 180 Mbpd de petróleo y 12 MMm³/d de gas natural, esta FPSO será el tercer sistema de producción definitivo en el campo Mero, en la Cuenca presalina de Santos. Duque de Caxias será pionero, a partir de 2028, en el uso de la tecnología HISEP®, patentada por Petrobras. Esta tecnología permitirá separar el petróleo y el gas en el fondo del océano y, junto con otras tecnologías como CCUS ( Carbon Capture, Utilization and Storage ), permitirá reducir las emisiones de CO2.
Otro hito importante es la llegada a Brasil de la FPSO Almirante Tamandaré, procedente de China. La plataforma será la primera unidad de alta capacidad instalada en el campo de Búzios, con potencial para producir hasta 225 Mbpd y procesar 12 MMm³/d de gas natural.
Finalmente, la Unidad de Procesamiento de Gas Natural (UPGN) Rota 3, ubicada en el Complejo Energético de Boaventura (Itaboraí – RJ), inició en septiembre el procedimiento de puesta en marcha de su primer módulo. La unidad se encuentra gasificada y se espera que en los próximos días se produzca el primer gas comercial. Con la puesta en marcha del segundo módulo, prevista para finales de este año, la capacidad total de procesamiento será de 21 MM m³/d.
