Preço do gás natural precisa cair mais da metade para viabilizar metanol, estima EPE

RIO – O preço do gás natural necessário para viabilizar a produção nacional de metanol pode variar de US$ 4 a US$ 7 o milhão de BTU, a depender das condições do mercado e tamanho do investimento, dentre outros fatores, de acordo com estudo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Hoje, o Brasil depende totalmente das importações de metanol, que pode ser usado na produção de biodiesel e, na indústria química, como intermediário para a produção de moléculas como eteno e propeno, por exemplo.

O custo do gás é uma variável importante na viabilidade econômica de um projeto de metanol.

A estatal do planejamento energético destaca que a faixa de preços indicada para viabilizar uma planta de metanol no país é “substancialmente inferior” ao preço final da molécula para o consumidor industrial no Brasil: de US$ 19 o milhão de BTU, segundo dados do Ministério de Minas e Energia (MME) de 2023.

E que a faixa de preços do gás é parecida com aquela necessária para viabilizar novas fábricas de fertilizantes nitrogenados, de US$ 3 a US$ 9 o milhão de BTU, de acordo com estudo publicado pela EPE no ano passado.

Ofertar um gás com preços mais competitivos, em especial para o gás usado como matéria-prima, foi uma das promessas do governo no lançamento do programa Gás para Empregar, em 2023.

O cálculo

A EPE fez uma série de simulações com diferentes parâmetros do fluxo de caixa de um projeto greenfield de metanol.

A análise de sensibilidade levou em conta três principais parâmetros: o preço do metanol (de US$ 330 a US$ 410 a tonelada); o investimento total (de US$ 739 milhões a US$ 903 milhões); e a taxa de desconto do fluxo de caixa do projeto (8% a 12%).

Dentro das 75 simulações da EPE, no cruzamento desses parâmetros, em 86% dos casos o preço do gás necessário para viabilizar o empreendimento variou na faixa entre US$ 4 e US$ 7 o milhão de BTU.

Confira o informe técnico da EPE, na íntegra (em .pdf).

Estados e empresas buscam solução verde

Empresas, estados – notadamente do Nordeste – e a própria Petrobras se movimentam para tentar viabilizar a produção doméstica de e-metanol, rota sintética de produção do solvente que pode se beneficiar dos projetos de hidrogênio de baixo carbono, em substituição ao gás natural.

O governo da Bahia acredita que a Baía de Todos os Santos, na região metropolitana de Salvador, pode ser um grande hub de combustíveis sustentáveis e abastecimento de navios.

A estratégia baiana busca aproximar produtores de hidrogênio verde e biocombustíveis dos seus consumidores finais, combinando a existência dos portos de Aratu, Enseada e de Salvador, com a proximidade do distrito industrial de Aratu e o Polo Petroquímico de Camaçari, além da Refinaria de Mataripe, controlada pela Acelen.

Em Pernambuco, a Voltalia assinou em dezembro do ano passado um Memorando de Entendimento (MoU) com o Governo do estadi e o Complexo Industrial Portuário de Suape para cooperação em um projeto de produção de hidrogênio verde e derivados, como amônia verde e e-metanol, em áreas próximas ao porto.

Segundo o grupo, o foco será tanto nas oportunidades de consumo do mercado interno, quanto para atender a demanda de offtakers internacionais.

Um mês antes, a Petrobras havia fechado acordo com a empresa dinamarquesa European Energy para avaliação de oportunidades de e-metanol no Brasil. O acordo, de caráter não vinculante, prevê o estudo de oportunidades de negócios para desenvolvimento de projeto de uma unidade de produção no país.

A empresa está presente em diversos países e tem ativos em operação e projetos em desenvolvimento no Nordeste do Brasil.