MONOGRAFIA - MBA Presencial e Distância · História do Petróleo Durante muito tempo a origem do...
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POS GRADUAÇÃO EM GESTÃO NO SETOR DE PETRÓLEO E GÁS MONOGRAFIA ALUNO: Wenderson Ribeiro da Silva - K 214951 ORIENTADOR: Jorge Tadeu Vieira Lourenço
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POS GRADUAÇÃO EM GESTÃO NO SETOR DE PETRÓLEO E GÁS
MONOGRAFIA
ALUNO: Wenderson Ribeiro da Silva - K 214951
ORIENTADOR: Jorge Tadeu Vieira Lourenço
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Tema: O aumento da descoberta de campos de óleo pesado no Brasil e os problemas de sua
utilização no país e exportação para o mercado externo
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Dedicatória
Dedico a todos os professores que trabalharam ao meu lado durante esse um ano de
curso. Gostaria de agradecer também aos meus familiares e amigos que ‘agüentaram’ a
ausência em vários momentos em que estava dedicando o tempo a aula aos trabalhos que
fazia durante o período.
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Resumo
Durante muito tempo a origem do Petróleo foi discutida. Entretanto hoje a idéia
aceita é a de que o petróleo provem de uma origem orgânica, ou melhor, uma combinação
de moléculas de carbono e hidrogênio (por isso dizemos que o bom petróleo é aquele rico
em hidrocarbonetos) Infelizmente, para a extração do petróleo, não são todas as jazidas que
são ‘exploráveis’. O petróleo concentra-se nas bacias sedimentares (exatamente por essas
bacias serem formadas de sedimento de origem orgânica), formadas por camadas ou lençóis
porosos de areia, arenitos ou calcários. Na bacia sedimentar, por conta do terreno poroso, o
petróleo se desloca pra cima (por conta de sua baixa densidade) ficando preso a pedras ou
terrenos menos porosos. Ele aloja-se ali, ocupando os poros rochosos formando ‘lagos’. Ele
acumula-se, formando jazidas. Na parte mais alta são encontrados o gás natural, o petróleo
e água nas mais baixas. A idéia do estudo é entender um pouco mais do mercado a atuação
do Brasil perante o mundo e qual é a perspectiva futura.
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Sumário
Introdução.................................................................................................................4
Metodologia de Estudo............................................................................................6
Historia do Petróleo.................................................................................................7
Historia do Petróleo no Brasil..................................................................................10
Características do Petróleo Brasileiro......................................................................12
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Introdução:
Face às últimas descobertas de grandes campos de petróleo com características de
refino de grande complexidade, este estudo visa avaliar as possibilidades de utilização
desse tipo de petróleo no Brasil e sua viabilidade de comercialização no mercado
internacional.
Este estudo aborda a capacidade de produção de óleo pesado e sua utilização no
Brasil e nos principais países importadores deste produto.
O Problema:
O que fazer com a grande quantidade de óleo excedente, no momento em que a
PETROBRAS atingir o seu pico de produção?
Objetivo:
Apresentar um levantamento do mercado atual, visando à utilização do óleo
excedente no mercado externo caso não haja investimentos em técnicas mais avançadas no
processo de refino no país.
Para alcançarmos este objetivo, serão considerados e / ou analisados os seguintes
pontos:
• Análise da capacidade de produção do óleo pesado no Brasil e países exportadores (como
Venezuela);
• Avaliar a demanda de óleo pesado (como asfalto e coque verde) no mercado externo
Delimitação do Estudo:
O estudo levará em consideração as informações disponíveis entre os anos de 2002
e o início de 2010, e perspectivas para os próximos 5 anos.
Serão considerados neste estudo as refinarias existentes e o projeto para a construção da
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nova Refinaria no Brasil a COMPERJ.
Relevância do Estudo:
A principal relevância deste estudo é o diagnóstico da capacidade de produção de
óleo no Brasil, a utilização no mercado nacional e a possibilidade de exportação para o
mercado externo do óleo excedente, trazendo como conseqüência: um melhor
aproveitamento e não desperdício, em função da demanda nacional e internacional,
originando as seguintes vantagens:
• Equilíbrio da balança comercial
• Aliviar o estoque de óleo pesado das refinarias nacionais;
• Descobrir novos mercados e criação de acordos bilaterais
Referencial Teórico:
Devido à falta de material didático publicado sobre o tema, foram considerados
artigos publicados e busca em sites de Internet.
Metodologia de Estudo
Tipos de Pesquisa:
Foram usadas pesquisas documentais, bibliográficas e pesquisa de campo.
Coleta de Dados:
Foi feita através de artigos publicados, busca em sites de Internet e pesquisa com
profissionais da área.
Tratamento dos dados:
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As informações coletadas foram analisadas cuidadosamente. Devido à falta de
material didático a respeito do assunto abordado, só foram considerados os artigos e sites
na Internet de empresas e de profissionais considerados (do meu ponto de vista) idôneos.
Após a analise destes dados, redigi a minha conclusão baseada nos ensinamentos
que tive no decorrer do ano em que estive assistindo aulas do curso.
Limitações do método:
No decorrer dos levantamentos, me deparei com a dificuldade em obter ajuda do
órgão que considerávamos o mais importante para apoiar o estudo. A Petrobras não pode
colaborar com o trabalho por considerar que o assunto envolvia informações confidenciais
por se tratar de tema estratégico para a companhia. Por conta disso, só pude trabalhar de
forma superficial através de informações coletadas na mídia ou com pessoas da área que
não trabalhavam na empresa.
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Bibliografia
http://www.clickmacae.com.br/?sec=109&pag=pagina&cod=98
http://www.clickmacae.com.br/?sec=109&pag=pagina&cod=93
www.petrobras.com.br
http://www.cepetro.unicamp.br/petroleo/index_petroleo.html
http://www.suapesquisa.com/geografia/petroleo/
http://www.comciencia.br/reportagens/petroleo/pet20.shtml
http://www.comciencia.br/reportagens/petroleo/pet06.shtml
http://www.gee.ie.ufrj.br/pdf/evolucao_%20da_industria_de_petroleo_nascimento_e_desen
volvimento.pdf
http://www.arefinariaenossa.com.br/noticias_interno.asp?ID=118
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História do Petróleo
Durante muito tempo a origem do Petróleo foi discutida. Entretanto hoje a idéia
aceita é a de que o petróleo provem de uma origem orgânica, ou melhor, uma combinação
de moléculas de carbono e hidrogênio (por isso dizemos que o bom petróleo é aquele rico
em hidrocarbonetos).
Essa origem orgânica está ligada à decomposição de organismos (plânctons) como
os protozoários celenterados e outros. Essa decomposição normalmente é causada pela
pouca oxigenação e pela ação de bactérias.
O acúmulo destes seres decompostos ao longo dos anos, somado a pressões
causados pelos movimentos da costa terrestre e sofrendo transformações químicas, deram
origem a uma substancia oleosa, inflamável, com densidade menor que a água, com cheiro
e de cor variando entre o negro e o castanho escuro: o petróleo.
O petróleo não chega a permanecer na rocha que foi gerada, ele desloca-se até
encontrar um terreno apropriado para se concentrar.
Infelizmente, para a extração do petróleo, não são todas as jazidas que são
‘exploráveis’. O petróleo concentra-se nas bacias sedimentares (exatamente por essas
bacias serem formadas de sedimento de origem orgânica), formadas por camadas ou lençóis
porosos de areia, arenitos ou calcários. Na bacia sedimentar, por conta do terreno poroso, o
petróleo se desloca pra cima (por conta de sua baixa densidade) ficando preso a pedras ou
terrenos menos porosos. Ele aloja-se ali, ocupando os poros rochosos formando ‘lagos’. Ele
acumula-se, formando jazidas. Na parte mais alta são encontrados o gás natural, o petróleo
e água nas mais baixas.
Vários produtos são derivados do petróleo como, por exemplo, a gasolina, a
parafina, gás natural, GLP, produtos asfálticos, nafta petroquímica, querosene, solventes,
óleos combustíveis, óleos lubrificantes, óleo diesel e combustível de aviação.
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Os países que possuem maior número de poços de petróleo estão localizados no
Oriente Médio, e, por sua vez, são os maiores exportadores mundiais. Os Estados Unidos
da América, Rússia, Irã, Arábia Saudita, Venezuela, Kuwait, Líbia, Iraque, Nigéria e
Canadá, são considerados um dos maiores produtores mundiais.
Em 1859 foi descoberto o primeiro poço de petróleo. Ele foi encontrado em uma
região de pequena profundidade (21m) na Pensilvânia nos Estados Unidos. Nesta época, o
preço do barril do petróleo era de USD 20, 00, mas em 1862 o preço já tinha caído para
USD 0,10.
A corrida pelo petróleo começou com o americano John D. Rockefeller que
resolveu armazenar, transportar, transformar o petróleo e vender os seus derivados. Surge
então a Standard Oil Company.
A partir daí, outras grandes empresas começam a surgir no mercado mundial, e
principalmente no americano onde, alguns anos depois, surgem empresas provenientes da
divisão do monopólio americano em 33 empresas (entre as quais a Standard Oil of New
Jersey – futura Exxon, a Standard Oil of New York – Mobil Oil e a Standard Oil of
Califórnia – futura Chevron).
No decorrer dos anos seguintes, para sobreviver ao crescimento de pequenas
companhias e a imposições de alguns Governos de paises que estavam privatizando suas
empresas, as grandes companhias de petróleo se unem e surge as ‘Majors’ (ou as ‘7 irmãs’)
que controlam o mercado através de um conjunto de regras, conhecido como Acordo de
Achnacarry em 1928, um acordo de cartel.
O cartel implementou um sistema mundial que de preço, que era calculado
baseando-se a importância de origem do óleo suprido e da distancia de transporte a ser
percorria para abastecimento dos mercados. De 1928 a 1943 o preço de referencia inicial
era o óleo do Golfo México. Em 1943 até 1947 a referencia passou a incorporar o Golfo
Pérsico como segundo ponto base. E, em 1947 a 1959, a duplicação do ponto de base foi
agregada uma dupla cotação da distancia de descarga (Fonte: MONOGRAFIA DE
CARMEN ALVEAL / 2003).
Esse acordo durou até o primeiro choque de petróleo em outubro de 1973.
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Em 1960 surge a OPEP. Os grandes produtores de petróleo no mundo decidem se
unir para conseguirem ‘sobreviver’ dentro do mercado que era controlado pelas Sete Irmãs.
A Venezuela juntamente com os paises do Oriente Médio passam a regular os preços
mundiais. Com isso, em 1973 surge o primeiro choque do petróleo.
A partir de então as grandes companhias passam a sofrer com a forte concorrência.
Nos anos 90 começam as primeiras fusões e compras das grandes empresas de petróleo.
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História do Petróleo no Brasil
Data de 1864 as primeiras tentativas de encontrar petróleo. Mas somente em 1897, o
fazendeiro Eugênio Ferreira de Camargo perfurou, na região de Bofete (SP), o primeiro
poço petrolífero do país.
Em 1907 cria-se o Serviço Geológico e Mineralógico Brasileiro (SGMB) e, em
1933 surge o Departamento Nacional da Produção Mineral, órgão do Ministério de
Agricultura. Porém, a falta de recursos, equipamentos e pessoal qualificado dificultaram a
chegada de resultados positivos.
Durante a década de 30, já se instalava no Brasil uma campanha para a
nacionalização dos bens do subsolo, em função da presença de trustes. Em 1931, depois de
uma viagem aos Estados Unidos, Monteiro Lobato passa a defender as riquezas naturais do
Brasil e sua capacidade de produzir petróleo, através de contribuições de artigos para
jornais e palestras.
Nesse meio tempo, no interior da Bahia, Manoel Ignácio Bastos, encontra amostras
de petróleo. Em 1939, a sonda enviada pelo DNPM jorraria petróleo abundantemente,
sendo considerado o primeiro poço comerciável do país, dois anos depois.
Em 1939 o governo de Getúlio Vargas cria o Conselho Nacional do Petróleo (CNP),
nacionalizando as riquezas do nosso subsolo, com a primeira Lei do Petróleo do país. Este
decreto tornou o recurso patrimônio da União.
Daí em diante, muitas perfurações foram feitas nas bacias do Paraná de Sergipe-
Alagoas e do Recôncavo.
Nos anos 50 os partidos políticos de esquerda que lançam a campanha ‘O petróleo é
nosso.’ O governo Getúlio Vargas responde com a assinatura, em 1953, da Lei 2004 que
instituiu a Petróleo Brasileiro S.A(Petrobras). A Petrobras nasce do debate democrático,
atendendo aos anseios do povo brasileiro e defendido por diversos partidos políticos.
O consumo aumenta grandemente na década de 50. A partir da década de 1950, a
Petrobras intensificou as atividades exploratórias e procurou formar e especializar seu
corpo técnico, para atender às exigências da nascente indústria brasileira de petróleo.
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Até 1968, os técnicos vindos de outros países foram, gradativamente, sendo
substituídos por técnicos brasileiros, que eram enviados ao exterior para se especializarem.
Com o passar dos anos, as áreas de exploração se expandiram para a acumulação de Jequiá,
na bacia de Sergipe-Alagoas, em 1957 e Carmópolis (SE), em 1963. Em 1968, a área de
exploração atingiu Guaricema (SE), o primeiro poço offshore e Campo de São Matheus
(ES), em 1969. Ao final de 1968, a indústria brasileira produzia mais de 160 mil barris por
dia.
Em 1972 surge a Braspetro, em decorrência do declínio das reservas terrestres e a
baixa produção no mar, com a finalidade de buscar alternativas de abastecimento de
petróleo em outros países.
Em meio à crise mundial de 1973, o Brasil descobre o campo marítimo de Ubarana,
na bacia de Potiguar (ES) e o campo de Garoupa, na Bacia de Campos (RJ), em 1974.
Graças à bacia de Campos, a produção petrolífera brasileira chega aos 182 mil barris ao dia,
sendo reconhecida até os dias atuais como a mais produtiva bacia do país e uma das
maiores produtoras de petróleo de águas profundas do mundo.
O choque do petróleo na década de 70 e os preços quintuplicados, sacudiram a
indústria nacional, forçando grandes investimentos na prospecção de jazidas em território
brasileiro para reduzir a dependência externa. Em 1981, a produção marítima superou a
terrestre e, em 1984, a produção brasileira se iguala à importada, com meio milhão de barris
diários.
A Lei do Petróleo, de 1997, inicia uma nova fase na indústria petrolífera brasileira.
Entre as mudanças está a criação da Agência Nacional do Petróleo (ANP), que substituiu a
Petrobras nas responsabilidades de ser o órgão executor do gerenciamento do petróleo no
país, e na nova tentativa de internacionalização do petróleo no Brasil.
Fim do monopólio estatal do petróleo, durante o primeiro governo do Presidente Fernando
Henrique Cardoso.
Ela exporta a tecnologia de exploração nesses ambientes para vários países.
O ambiente de águas profundas é uma tendência que se manifesta não somente no
Brasil, mas em diversas zonas produtoras, principalmente nas regiões fora do Golfo
Pérsico. Para enfrentar as restrições exploratórias nesses ambientes e nas demais regiões, a
inovação tecnológica vem desempenhando um papel de grande importância na redução das
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incertezas tanto nas fases de exploração como de produção de petróleo, incrementando as
probabilidades de sucesso e criando viabilidade econômica de novas jazidas.
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Características do Petróleo Brasileiro
Dentre as jazidas de petróleo descobertas até hoje no Brasil, a maior característica
que podemos citar é o fato de a maior parte desse óleo extraído ser petróleo pesado (que
exige um processo especial de refino).
Por conta disso, as refinarias tiverem que se adequar a essa realidade e trabalhar
com a mistura do óleo pesado extraído no País e óleo leve importado.
A produção de petróleo brasileiro começou a se concentrar em petróleo do tipo
pesado, principalmente em função do Campo de Marlim na Bacia de Campos.
Este petróleo pesado por sua característica não pode ser processado, em toda a sua
quantidade no país, desta forma, o Brasil exporta este petróleo por um baixo valor e
importa um óleo mais leve como os do tipo Brent e o WTI para fazer a mistura adequando
o petróleo à capacidade técnica das refinarias nacionais.
Mas esse processo gera perda de receitas, pois o petróleo pesado brasileiro é
vendido com preço médio US$ 6 dólar inferior ao dos óleos leves que importa.
Bahia, Ceará, Amazonas, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Paraná e Rio Grande do Sul.
Segundo a Assessoria de Imprensa da Petrobrás, quando elas foram construídas, ‘nas
décadas de 70 e 80, o parque foi projetado para refinar os óleos mais disponíveis na época,
óleos leves, mas (a empresa) pode processar a maior parte da nossa produção, misturando
óleos leves com óleos pesados’.
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Processos de Refino
Refino de Petróleo
O petróleo bruto é uma complexa mistura de hidrocarbonetos, que apresenta
contaminações variadas de enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais. A composição exata
dessa mistura varia significativamente em função do seu reservatório de origem.
No seu estado bruto, o petróleo tem pouquíssimas aplicações, servindo quase que
somente como óleo combustível. Para que o potencial energético do petróleo seja
aproveitado ao máximo, ele deve ser submetido a uma série de processos, a fim de se
desdobrar nos seus diversos derivados.
O refino do petróleo consiste na série de beneficiamentos pelos quais passa o
mineral bruto, para a obtenção desses derivados, estes sim, produtos de grande interesse
comercial. Esses beneficiamentos englobam etapas físicas e químicas de separação, que
originam as grandes frações de destilação. Estas frações são então processadas através de
uma outra série de etapas de separação e conversão que fornecem os derivados finais do
petróleo. Refinar petróleo é, portanto, separar as frações desejadas, processa-las e lhes dar
acabamento, de modo a se obterem produtos vendáveis.
1. Refinarias
Refinarias de petróleo é um complexo sistema de operações múltiplas, as operações
que são usadas em uma dada refinaria dependem das propriedades do petróleo que será
refinado, assim como dos produtos desejados. Por essas razões, as refinarias podem ser
muito diferentes.
O Brasil possui treze refinarias de petróleo, mas elas não foram projetadas para
refinar o petróleo pesado (que exige processo especial de refino) extraído no país. A
solução é importar petróleos leves, como os do tipo BRENT e WTI, e misturá-los ao que
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extraímos, para viabilizar o refino. Para isso, a Petrobras exporta parte dos volumes que
extrai. Mas esse processo gera perda de receitas, pois o petróleo pesado brasileiro é vendido
com preço médio US$ 6,00 (seis dólares) inferior ao dos óleos leves que importa.
A Petrobras possui dez refinarias e uma fábrica de lubrificantes, sendo quatro em
São Paulo e as demais nos estados da Bahia, Amazonas, Rio de Janeiro, Minas Gerais,
Paraná, Rio Grande do Sul e Ceará (fábrica de lubrificantes).
Operam ainda no Brasil as refinarias Ipiranga, no Rio Grande do Sul e Manguinhos,
no Rio de Janeiro, ambas pertencentes a grupos privados.
As refinarias quando foram construídas, nas décadas de 70 e 80, o parque foi
projetado para refinar os óleos mais disponíveis na época, óleos leves, mas a Petrobras pode
processar a maior parte da nossa produção, misturando óleos leves com óleos pesados.
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Posicionamento geográfico das refinarias da Petrobras
Fonte: Petrobras Figura 1 – refinarias (extraída SITE PETROBRAS 2009)
Em suas instalações de refino, a Petrobras tem capacidade para produzir cerca de 2
milhões de barris de derivados por dia, atendendo à demanda interna e gerando excedentes
que são exportados. A participação do petróleo produzido no Brasil na carga das refinarias
é de cerca de 79%; o restante representa petróleo importado para complementar o consumo
brasileiro de derivados. Entre os principais fornecedores de petróleo ao Brasil estão a
Nigéria, Argélia, Arábia Saudita, Iraque, Congo e Argentina.
O refino pode também ser utilizado como fonte geradora de divisas para o país.
Assim, é possível orientá-lo para atingir o mercado externo, acertando-se o abastecimento
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interno com as exportações e importações de petróleo ou derivados. Nos últimos anos, as
operações de refino no Brasil têm sido orientadas para o aumento da produção de derivados
médios (querosene e óleo diesel).
Em suas refinarias, a Petrobras produz mais de 80 diferentes produtos. O quadro
abaixo faz uma relação básica desses produtos, com sua utilização principal.
DERIVADO OBTIDO PRINCIPAIS USOS
Gás de Refinaria Petroquímica, Gás de rua
Gás ácido Produção de enxofre
Eteno Petroquímica
Dióxido de Carbono Fluido refrigerante
Propanos especiais Fluido refrigerante
Propeno Petroquímica
Butanos especiais Propelentes
Gás liquefeito de petróleo Combustível doméstico
Gasolinas Combustível automotivo
Naftas Solventes
2. Esquemas de Refino
Além de o petróleo ser uma mistura extremamente complexa de diverso compostos,
não existem dois petróleos idênticos. Sendo assim, suas diferenças vão influenciar de forma
decisiva os rendimentos e a qualidade das frações que serão obtidas de cada petróleo.
O principal objetivo dos processos de refinação é a obtenção da maior quantidade
possível de derivados de alto valor comercial, ao menor custo operacional possível, com
máxima qualidade, minimizando-se ao máximo a geração dos produtos de pequenos valores
de mercado.
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As características do petróleo têm grande influência sobre a escolha das técnicas que
serão adotadas para a sua refinação, e de um modo geral são elas que irão determinar quais
serão os produtos que melhor poderão ser obtidos de um dado petróleo. Deste modo, pode-
se concluir que nem todos os derivados podem ser produzidos com qualidade e de forma
economicamente viável a partir de qualquer tipo de petróleo. Também não existe uma
técnica única de refino que seja aplicável a qualquer tipo de óleo bruto.
Além disso, é preciso que determinada refinaria atenda à demanda de seu mercado,
tanto qualitativa quanto quantitativamente, e que opere de modo a processar a gama de
tipos de petróleo que lhe servem de matéria-prima da forma mais econômica e racional
possível. A fim de que esses requisitos possam ser atendidos, surgem os diversos arranjos
das várias unidades de processamento que podem compor uma refinaria. Esse
encadeamento de unidades dentro de uma refinaria é o que denomina-se Esquema de
Refino.
Os esquemas de refino variam significativamente de uma refinaria para outra, não
apenas pelas razões acima, mas também pelo fato de que mesmo os mercados de uma dada
região estão sempre se modificando com o passar do tempo. Além disso, os avanços na
tecnologia dos processos propiciam o surgimento de novas técnicas de refino de alta
eficiência e rentabilidade, que ocupam o espaço dos processos mais antigos, de menores
eficiências e maiores custos operacionais, que assim sendo, entram em obsolescência. Além
desses fatores, atualmente também existem as crescentes exigências ambientais por parte
dos governos, sob a forma de legislações e regulamentações, e por parte dos próprios
mercados, que demandam cada vez mais, produtos oriundos de processos ditos “limpos”, e
que, desta forma, forçam a indústria do refino de petróleo a implementar melhorias
contínuas. Se observados nos contextos de médio e longo prazos, os processos de refino
não podem ser considerados estáticos, mas sim dinâmicos na sua constante evolução.
3. Objetivos do Refino
De um modo geral, uma refinaria, ao ser planejado e construído, pode se destinar a
dois objetivos básicos:
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• Produção de produtos energéticos (combustíveis e gases em geral);
• Produção de produtos não-energéticos (parafinas, lubrificantes, e outros) e
petroquímicos.
O primeiro objetivo constitui a maior parte dos casos, pois a demanda por
combustíveis ‘muito maior do que a demanda por outros produtos. Nesse caso, a produção
destina-se à obtenção de GLP, gasolina, diesel, querosene e óleo combustível, entre outros.
O segundo grupo, não tão expressivo, é constituído de um grupo minoritário, onde o
principal objetivo é a maximização da produção de frações básicas de lubrificantes,
parafinas e matérias-primas para a indústria petroquímica. Estes produtos possuem valores
agregados muito superiores ao dos combustíveis, o que confere aos refinadores altas
rentabilidades, embora os investimentos envolvidos sejam também muito mais altos do que
os necessários para o caso anterior.
4. Processos de Refino
As maiores operações unitárias que são tipicamente encontradas nas refinarias estão
descritas a seguir.
Os primeiros processos a serem descritos são os chamados Processos de Separação,
que têm por finalidade desmembrar o petróleo em suas frações mais básicas, ou processar
uma fração que tenha sido anteriormente gerada, para que dela se remova um grupo
específico de compostos.
Os processos de separação são sempre de natureza física. Modificações de
temperatura e/ou pressão ou o uso de diferentes solventes efetuam a separação desejada.
As principais operações dessa natureza que são encontradas em uma refinaria são:
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• Dessalinização;
• Destilação atmosférica;
• Destilação a vácuo;
• Desasfaltação a propano;
• Desaromatização a Furfural;
• Desparafinação e
• Desoleificação.
5. Auto – Suficiência
Alcançar a auto–suficiência sustentável sempre foi uma meta para o Brasil e
conseqüentemente para a Petrobras; significa reduzir a vulnerabilidade do País às
flutuações internacionais do mercado de petróleo, ou seja, a Petrobras tem que sustentar sua
produção acima da demanda a longo prazo. A trajetória da Petrobras até o alcance da auto-
suficiência foi marcada por altos investimentos em avanços tecnológicos e recordes de
perfuração em águas profundas, além do aperfeiçoamento de diversas atividades da
Companhia.
Em 1974, descobriu-se a mais importante província petrolífera do país, a Bacia de
Campos, um marco rumo à auto-suficiência. Nos anos seguintes a Petrobras recebeu duas
vezes o OTC Award, pelas inovações tecnológicas conseguidas no projeto de produção do
campo gigante de Roncador, na Bacia de Campos.
No final dos anos 70 a produção média brasileira ainda era de 200 mil barris por dia,
enquanto o consumo atingia 1 milhão 115 mil barris/dia. O desafio passou a ser o
descobrimento de grandes reservas para aumentar produção, e a Companhia lançou o Plano
de Ação do Setor de Petróleo, que estabeleceu recursos para aumentar a produção, já
almejando a auto-suficiência.
Nos anos 90 a Petrobras conquistou a posição de maior produtora em águas
profundas do mundo, com cerca de 65% da área de seus blocos exploratórios offshore a
profundidades de mais de 400 metros, graças a investimentos tecnológicos e programas
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como o Procap – Programa de Desenvolvimento Tecnológico para Sistemas de Exploração
em Águas Profundas-, que tem como objetivo melhorar a competência técnica da
companhia na produção de petróleo e gás natural em águas profundas. Os resultados
levaram a Companhia a lançar o Procap 2000 e, no ano de 2000, o Procap 3000, com foco
na exploração em águas ultraprofundas.
A produção doméstica de petróleo atingiu a marca de 1,54 milhão de barris por dia
em 2003, representando cerca de 91% da demanda de derivados do país. A meta de
produção nacional estabelecida no Plano Estratégico Petrobras 2015 é de 2,3 milhões de
barris por dia em 2010. Para isso, foi implantados 15 grandes projetos de produção de
petróleo até o ano de 2008.
PETROBRAS-50
Figura 2 – Bacia de Campos (extraída SITE PETROBRAS 2009)
A unidade integra um sistema petrolífero que abriga 34 unidades de produção, fixas
e flutuantes, e produz diariamente cerca de 1,4 milhão de barris de óleo. A plataforma é
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responsável pelo aumento da produção brasileira de óleo e gás em 7%, em 2006, em breve
terá capacidade de comprimir 6 milhões de metros cúbicos diários de gás, além de estocar
1,6 milhão de barris de óleo. Em parceria com a Repsol YPF, que detém 10% do projeto, a
Petrobras investiu 1,95 bilhões de dólares para desenvolver o campo. Esse total inclui os
gastos com sondas, perfuração, além da conversão do navio, que custou cerca de 650
milhões de dólares.
Previsões para até 2010
Além da P-50, outras três plataformas, de menor porte, entraram em operação em
2006:
P-34 (60 mil barris por dia), no Campo de Jubarte; SSP-300 (20 mil barris por dia), no
Campo de Piranema; e a FPSO Capixaba (100 mil barris por dia), no Campo de Golfinho.
No mesmo campo, começará a operar em 2007 a FPSO Cidade de Vitória (100 mil barris
por dia). Essas plataformas permitiram que a Petrobras chegassse ao fim de 2006 com a
produção média diária de 1.910.000 barris - o que supera a demanda nacional de petróleo.
A expectativa é de que até 2010, de forma gradativa, a produção média cresça mais do que
o consumo ano a ano. No fim de 2008, por exemplo, as projeções indicaram que o consumo
médio ficaria em torno de dois milhões de barris por dia; já a produção chegará ao patamar
de 2.100.000 barris por dia.
As projeções para 2010 são ainda mais otimistas. Estima-se que a produção média
nacional chegará a 2.300.000 barris diários, enquanto o consumo ficará na casa dos
2.060.000 barril por dia. O Plano de Negócios 2006-2010 prevê investimentos de US$ 28
bilhões na área de exploração e produção para consolidar a auto-suficiência e obter o
excedente que nos permitiria até mesmo planejar exportações de óleo ou melhorar a nossa
posição de negociação no mercado internacional.
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EXEMPLOS DE INVESTIMENTOS POSSIBILITANDO O PROCESSO DO
PETROLEO PESADO NO BRASIL
Refap dependerá menos de importações, com a ampliação da planta industrial, Porto
Alegre, será possível utilização do petróleo nacional em maior proporção, o que alivia a
dependência da refinaria ao produto importado. A tecnologia atual da planta obriga a Refap
a importar 80% da matéria-prima, um petróleo mais leve, comprado de diversos produtores
mundiais. A nova tecnologia, além de colocar a planta entre as mais modernas no Brasil
terá condições de trabalhar com 80% do petróleo nacional.
Com isso poderá também se beneficiar o Pólo Petroquímico do Rio Grande do Sul
com matéria prima mais barata em função das reduções dos custos de refino, menos
dependentes das flutuações cambiais.
Total Nacional Importado
IPIRANGA (RS) 12.269 - 12.269
LUBNOR (CE) 5.854 1.065 4.789
MANGUINHOS (RJ) 13.019 - 13.019
RECAP (SP) 43.021 37.764 5.257
REDUC (RJ) 192.681 100.080 92.601
REFAP (RS) 105.349 27.240 78.109
REGAP (MG) 124.825 122.108 2.717
REMAN (AM) 44.900 42.103 2.797
REPAR (PR) 191.170 137.586 53.584
REPLAN (SP) 323.684 267.329 56.355
REVAP (SP) 194.565 164.167 30.398
RLAM (BA) 202.831 199.815 3.016
RPBC (SP) 152.827 147.292 5.535
Total 1.606.995 1.246.548 360.447
Refinarias (Unidade da Federação)Volume de petróleo refinado (b/d)
27
Em 2005, quando foi concluída a ampliação iniciada em 2001, a Refap é a sexta
refinaria da Petrobras no Brasil em produção, com capacidade de refino de 30 milhões de
litros de petróleo/dia, contra os atuais 20 milhões. Atualmente, a Refap é a oitava entre as
brasileiras.
A refinaria abastece atualmente o mercado do Rio Grande do Sul, oeste e sul de
Santa Catarina. Depois da ampliação, outros mercados poderão ser atendidos em cerca de
150 mil metros cúbicos/mês de gasolina e 70 mil metros cúbicos mensais de óleo diesel.
Produtos como o GLP e a nafta terão as suas produções aumentadas de 29 mil para 68 mil
metros cúbicos/mês de 68 mil para 110 mil metros cúbicos/mês, mas ainda não serão
suficientes para abastecer os mercados gaúcho e catarinense.
A Refap também investiu numa planta de ácido sulfúrico. Quase toda a tecnologia
foi desenvolvida pela própria Petrobras, salvo as unidades de recuperação de enxofre e na
unidade de geração de hidrogênio, importada dos Estados Unidos.
Temos também o caso da refinaria do Paraná. Na Repar encontra-se uma nova
unidade de processamento que é a hidrodessulfurização de diesel (HDS). Esse processo
permite o refino de maneira mais eficaz de cerca de 120 mil barris de petróleo pesado
produzidos no Brasil, reduzindo a necessidade de importação de petróleo leve, que é mais
caro. Consequentemente, reduz as necessidades de importação de diesel e de exportação de
petróleo pesado nacional.
Essa unidade da Repar tem capacidade para processar o equivalente a 37.500 barris
diários e inclui uma planta de geração, com capacidade para produzir 270.000 metros
cúbicos de hidrogênio por dia em condições normais.
O principal objetivo dessa unidade é a melhoria de qualidade dos produtos finais ao
reduzir, através de processo catalítico, a concentração de enxofre do óleo diesel para abaixo
de 500 partes por milhão (ppm), antecipando a adequação da produção desse combustível
às especificações futuras estabelecidas pelas autoridades ambientais. Sua operação está
28
contribuido, também, para um pequeno aumento na produção total de diesel da Repar ao
possibilitar a utilização de produtos intermediários que, sem tratamento, não poderiam ser
incorporadas ao óleo diesel.
Esse aspecto se torna mais relevante quando se considera que, somente no segundo
trimestre de 2004, a Companhia importou uma média de 62 mil barris diária de derivados,
principalmente óleo diesel.
Na refinaria de Paulínia, Replan, uma segunda unidade de coque está processando
31 mil barris de uma fração pesada do processo de destinação do petróleo, o resíduo de
vácuo, e transformando-o em produtos mais leves e de maior valor comercial.
Essa unidade valoriza os petróleos processados na refinaria, em especial os óleos nacionais
de elevado teor de frações pesadas, possibilitando maior produção de diesel, gasolina, GLP
e coque e diminuindo a produção de óleo combustível, de menor valor comercial. Com isso
o país reduz a importação de diesel e GLP.
A Petrobras mostra claramente com estes investimentos a sua estratégia de
valorização do refino nacional produzindo derivados mais nobres e considerando como
matéria prima o óleo pesado nacional.
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Produção de Petróleo (a) 679,2 704,6 728,9 824,1 885,9 1.024,7 1.156,1 1.298,0 1.364,7 1.535,2 1.588,7 3,5
Importação líquida de petróleo (b)² 502,0 552,9 ... 549,1 549,4 521,7 461,9 376,6 300,6 134,8 94,1 -30,3
Importação líquida de derivados (c) 139,9 84,9 150,3 177,6 185,7 144,4 150,4 137,4 36,5 24,1 -39,1 -261,9
Consumo aparente (d)=(a)+(b)+(c) 1.321,1 1.342,5 ... 1.550,8 1.621,0 1.690,8 1.768,4 1.812,0 1.701,9 1.694,2 1.643,7 -3,0
Dependência externa (e)=(d)-(a) 641,9 637,9 ... 726,7 735,1 666,1 612,3 514,0 337,2 159,0 55,0 -65,4
Dependência externa (e)/ (d) % 48,6% 47,5% ... 46,9% 45,4% 39,4% 34,6% 28,4% 19,8% 9,4% 3,3% -64,4
Fontes: ANP
Nota: Dados trabalhados pela ANP/ SEE.
Especificação 03/ 02%
Tabela 36.1 - Dependência externa de petróleo e seus derivados - 1993/ 2003
Dependência externa de petróleo e seus derivados (mil bep/ d)
29
Matéria Power Magazine – para aproveitar melhor do óleo pesado
O desafio do óleo pesado
Petrobras investe na pesquisa e desenvolvimento de tecnologias que permitam
aproveitamento maior dos óleos pesados, mas custos de extração ainda são altos.
A falta de grandes descobertas comerciais preocupa o mercado, mas está longe de
ser a única preocupação na cabeça dos dirigentes das empresas de petróleo instaladas no
Brasil. A incidência de óleos pesados está aumentando e aponta para a necessidade de
investimentos cada vez maiores na exploração das jazidas e no desenvolvimento de novas
tecnologias. Além dos esforços pela produção de petróleo em lâmina-d'água de três mil
metros, as empresas também precisam encontrar formas de aproveitar o óleo pesado que
pode ser encontrado. Companhias como Shell e Petrobras começam a dar mais prioridade
aos seus projetos tecnológicos voltados para óleos pesados. Em 2001, as duas companhias
anunciaram a descoberta de uma grande jazida no bloco BS-4, na Bacia de Santos. O
mercado fala de uma reserva de 500 milhões de barris, mas o óleo extraído para teste
revelou um API de 15o, caracterizando-se como óleo pesado.
Para viabilizar a produção das reservas de óleos pesados da Petrobras, o Cenpes tem
um projeto sistêmico de óleos pesados offshore, no âmbito do Programa de Recuperação
Avançada de Petróleo (Pravap). O orçamento do projeto em 2002 é de R$ 2 milhões e, para
mostrar a importância desta pesquisa para a Petrobras, até o final deste ano o projeto
sistêmico será transformado em um programa, recebendo mais recursos humanos e
financeiros.
Para ser caracterizado como pesado, o petróleo deve ter grau API menor que 19 alta
viscosidade e alta densidade. A extração do óleo pesado é extremamente mais complexa e
mais cara que a do óleo leve, por isso em muitos casos o reservatório é considerado
comercialmente inviável. Esse é o grande desafio das companhias no momento: garantir a
viabilidade comercial desses reservatórios. Atualmente, o único campo de petróleo offshore
que produz óleo cru através de um sistema permanente é o Captain, no Mar do Norte, a 107
30
metros de profundidade. Quanto mais funda for a exploração, maiores os riscos, os custos e
as dificuldades da operação. Se o óleo encontrado for pesado, os desafios são ainda maiores
e o valor do produto no mercado não compensa. ‘A taxação do óleo pesado deveria ser
menor. Estamos falando de um produto de difícil extração e baixo valor agregado. O valor
do barril do óleo pesado no mercado internacional é o valor do petróleo tipo Brent menos
US$ 4. O refino deste produto também é difícil e os derivados gerados são de baixo valor
agregado’, ressalta Farid Schecaira, coordenador do Pravap.
‘As atividades exploratórias nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo têm levado à
descoberta de óleos pesados, que não podem ser incorporados às reservas nacionais devido
ao custo e às dificuldades técnicas para a extração. O nosso objetivo é avaliar esses
volumes e viabilizar a produção desse petróleo’, explica Schecaira, para quem a reavaliação
das jazidas é muito importante, já que no passado o reservatório com óleo pesado era
abandonado, sem um estudo mais aprofundado. "Existem óleos pesados que podem ser
explorados. Algumas áreas do campo de Marlim, por exemplo, têm óleo pesado e, no
entanto, o campo é responsável por um terço da produção nacional", afirma o coordenador
do Pravap.
‘Segundo ele, o trabalho do Cenpes é focado nos reservatórios da Petrobras que têm
óleo pesado. "É preciso reavaliar essas áreas e desenvolver tecnologias que permitam
produzir esse óleo e incorporá-lo à reserva nacional. Queremos agregar valor a algo que já
existe", enfatiza Schecaira, ressaltando que a Petrobras não conta com o óleo pesado para
alcançar a auto-suficiência na produção de petróleo nos próximos cinco anos.
Os desafios tecnológicos na exploração e produção de óleo pesado em águas
profundas são muito grandes. Entre os principais problemas está à presença de água junto
com o óleo, a pressão de bombeamento do óleo até a plataforma e o risco de congelamento
do óleo nessa trajetória. Schecaira explica que é necessário injetar mais água no poço para
recuperar o petróleo pesado e esta água vai junto com o óleo para a planta de produção, em
um volume muito maior do que no óleo convencional. Portanto a produção inicial dos
poços tem muita água, o que dificulta o processo e reduz a vida útil econômica do campo.
31
Segundo as regras de proteção ambiental, essa mesma água só pode ser despachada
no mar contendo níveis de óleo menores que 20 por parte de milhão, o que requer altos
investimentos em tratamento. Ainda na fase de avaliação do reservatório, é preciso instalar
um sistema de bombeamento especial e realizar um teste de longa duração para avaliar o
comportamento do poço e os riscos de congelamento do óleo ao longo da linha de
produção. O sistema usado no teste de longa duração deve permanecer no campo por pelo
menos seis meses. Na fase de desenvolvimento da produção, é fundamental o uso de novas
tecnologias de produção como a perfuração horizontal ou os poços bilaterais. Os custos e as
dificuldades são ainda maiores. ‘Quando o campo está sendo desenvolvido, é vital utilizar
novas tecnologias de produção com um poço novo, tais como a perfuração horizontal ou
poços desviados bilaterais com distâncias horizontais longas, bombeamento centrífugo de
alta potência e de altas taxas de fluxos, e ainda captura e injeção de água diretamente do
fundo do mar, usando sistemas de tratamentos que podem ou não ser submersos. Tudo isso
implica aumento de custos’, explica Schecaira.
Uma das novas tecnologias desenvolvidas pela equipe do Pravap é o Core Flow
System (Sistema Central de Fluxo), que tem como objetivo reduzir a resistência do óleo cru
no trajeto do poço até a plataforma. ‘Uma certa quantidade de água é injetada no espaço
anular junto às paredes da tubulação. Este espaço envolve o óleo, formando uma fase
contínua que se desloca ao longo do núcleo da tubulação sem qualquer contato com as
paredes e, consequentemente, sem fricção. Esse novo sistema reduz os esforços de
bombeamento e a pressão interna nas linhas, aumentando a sua durabilidade e reduzindo os
riscos de acidentes’, detalha Schecaira. O Core Flow System também pode ser usado na
exportação do óleo da plataforma até o continente. A nova tecnologia começou a ser testada
no campo onshore de Fazenda Alegre, no Espírito Santo. O novo sistema está sendo
desenvolvido pela Petrobras em parceria com a Unicamp.
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32
Diferença de preço entre petróleo importado (Brent) e exportado, ou seja, entre leve
e pesado.
A defasagem entre o preço do petróleo nacional e o Brent triplicou. Em 2003, essa
diferença era somente de US$ 1,7.
O principal fator vem da capacidade de refino mundial para este tipo de petróleo.
Para se obter os derivados desejados faz-se necessário o processamento em prioridade do
petróleo leve. Assim, o preço do Brent dispara em relação ao petróleo pesado.
Veremos nos cases abaixo como certos países se adaptaram a esta situação e como
eles anteciparam suas capacidades de refino, de importação e/ou exportação.
Pois o que se constata no mundo do petróleo é que as nações produtoras não
investiram suficientemente na capacidade de extração nos últimos anos assim como as
nações industrializadas não investiram em capacidade de refino. Em conseqüência
observamos que países importadores não têm capacidade de processar petróleos mais
pesados originários de alguns países da OPEP. Assim o petróleo leve se valoriza ainda mais
no mercado internacional.
Em suma, o mercado internacional fica hoje muito sensível a qualquer fato que
possa perturbar ou a sua produção ou o seu refino, como as greves no Mar do Norte, na
Venezuela ou na Nigéria, ou um ciclone no Golfo do México.
O Brasil para se fortalecer tem que poder escoar o seu petróleo pesado sem estar sob
a mercê dos acontecimentos internacionais.
De fato, em 2004, o custo de importação de petróleo aumentou de 57%. Isso porque
a produção da Petrobras caiu (3,08%), um aumento do petróleo leve importado, um
aumento do consumo nacional. O déficit foi então à US$ 4,5 bilhões, contra US$ 1,6 no
ano anterior. As importações em valor aumentaram de 56,9% enquanto que as exportações
33
evoluíram somente de 16,3%. O consumo doméstico subiu 4,3% ante 2003, segundo a
Petrobras.
FATORES PRESSIONANDO OS PRECOS MUNDIAIS
Fatores políticos e econômicos estão ajudando consideravelmente nessa alta do
preço do petróleo.
O apoio dos EUA aos golpistas da Venezuela e sua intervenção no Iraque bem
podem ter contribuído para indispor muito dos países da OPEP e estimulá-los a agir de
forma solidária. A Rússia também grande exportadora de petróleo esta insatisfeita com a
intromissão norte-americana na Ásia Central.
A política da Casa Branca criou dificuldades até para sua aliada Arábia Saudita. Seu
governo pró-americano e sob ataque de terroristas cada vez mais ousados (como mostram
os recentes atentados em Riad e em Yanbu), receia cada vez mais ser julgado traidor da
causa árabe e islâmica por seu povo e suas elites tradicionalmente fundamentalistas e não
pode se dar ao luxo de ações abertamente subservientes.
A produção efetiva da Opep já está dois milhões de barris/dia acima do teto
oficialmente aprovado. A Arábia Saudita poderia ainda aumentar um pouco mais a
produção (1,5 a 2 milhões de barris, mas trata-se do ultimo dos colchões da oferta de
petróleo e quanto a OPEP essa capacidade giraria em torno de 2,5 milhões de barris dia).
Essa margem pode ser considerada pequena face o crescimento da demanda
estimada em 1,6 milhões de barris/dia em 2004 e mais 1,95 milhão este ano, segundo a
estimativa mais recente da IEA. Desse aumento, 40% resultam do crescimento econômico
da China: sua demanda aumentou 11% em 2003 e mais 13% em 2004, atingindo o triplo do
consumo de 1990. Outros 25% devem-se ao crescimento de outros países asiáticos
(notadamente a Índia) e 20% à retomada norte-americana.
34
São fatores que continuarão a pressionar a demanda. Nem os grandes países
periféricos vão parar de se industrializar nem a classe média norte-americana vai
espontaneamente abandonar sua paixão por peruas e caminhonetes esportivas.
Investir na ampliação da produção poderia baixar o preço. Mas só no médio prazo e
os riscos são consideráveis. O Iraque poderia produzir muito mais que sua capacidade
teórica de 2,8 milhões de barris/dia – reduzidos, pelos atentados das últimas semanas, a 1,1
milhão. Mas o risco do investimento neste país é muito alto.
A Arábia Saudita poderia, em tese, mais do que duplicar sua atual capacidade de 10
milhões de barris/dia, o que terá de fazer se quiser atender ao crescimento da demanda nas
próximas duas décadas. Mas isso exige centenas de bilhões de dólares. Seria preciso abrir o
subsolo às transnacionais anglo-americanas – receita segura para criar um segundo
Afeganistão nesse país cronicamente ameaçado por uma revolução fundamentalista. As
outras áreas supostamente capazes de aumentar consideravelmente a produção estão na
Ásia Central, Nigéria e Angola – uma coleção de barris de pólvora.
Ou seja, ao contrário dos dois primeiros, o terceiro choque do petróleo é menos uma
orquestração consciente de governos de países muçulmanos (mais Venezuela) dispostos a
desafiar o Ocidente industrializado, mas resultado do crescimento acelerado do consumo
asiático e norte-americano em um ambiente carregado por tensões políticas que ninguém
está hoje em condições de controlar – que foram seguramente acirradas pela invasão anglo-
americana do Iraque.
O fator político, porém, é de importância relativa. Ainda que investimentos
massivos em produção fossem viabilizados, dificilmente conseguiriam acompanhar o ritmo
projetado da demanda mundial, que tenderia a 120 milhões de barris/dia em 2020 – 50% a
mais do que hoje. Pois a demanda tende a crescer indefinidamente – e muito rapidamente,
principalmente em países como a China –, mas o estoque mundial de petróleo é finito.
De acordo com uma técnica tradicional de extrapolação da exploração de recursos
finitos, a curva de Hubbert, uma curva de produção em forma de sino, atinge o máximo no
35
ponto em que 50% dos recursos foram consumidos. Daí por diante, a produção tende a
decrescer gradualmente. Se a demanda continuar a crescer, os preços subirão sem parar até
o esgotamento definitivo da matéria-prima – e, no caso do petróleo, com uma dependência
crescente da Opep, cujas reservas serão certamente as últimas a se esgotar.
Há seis anos, (‘Tanque pela metade’, Carta Capital n.º 73, de 13 de maio de 1998), o
geólogo Colin Campbell estimava que 90% do petróleo originalmente existente no mundo
– cerca de 1,8 trilhão de barris – já havia sido descoberto e 44% extraído (800 bilhões de
barris).
Se estiver com a razão, o mundo do petróleo já cruzou o Cabo da Boa Esperança. Petróleo
barato nunca mais, pois de 1998 a 2003 foram consumidos 167 bilhões de barris e este ano
serão mais 29 bilhões. Este seria um choque definitivo e terminal.
Há estimativas mais otimistas, que apontam a existência de reservas de até 3 trilhões
de barris. Se verdadeiras, adiariam o ponto crítico para 2036. Mas há razões para pensar
que estão grosseiramente superestimadas.
Entre 1988 e 1990, ante os baixos preços do petróleo, vários países da Opep,
pressionados pela dívida externa ou pela insatisfação interna a aumentar suas exportações
(como Irã e Venezuela), inflaram estimativas de reservas para negociar cotas maiores de
produção dentro do cartel. Seus concorrentes fizeram o mesmo, produzindo um salto
artificial de 40% nas reservas mundiais.
Misteriosamente, a extração parece não alterar essas reservas. Abu Dhabi, por
exemplo, diz desde 1988 ter reservas de 92,2 bilhões de barris; o Kuwait, 94 bilhões desde
1992. Ora, cada um deles exporta cerca de 640 milhões de barris anuais. Será possível
descobrir a cada ano novas reservas com volume exatamente igual ao do petróleo
consumido? Para Campbell, as reservas reais desses Emirados são hoje 40% menores que
as alegadas e as sauditas e iraquianas 20% inferiores.
Pressionados pela bolha especulativa da década passada a tentar demonstrar que
seus lucros poderiam continuar a crescer 15% ao ano, grandes empresas petrolíferas
36
privadas também superestimaram seus campos – até que, em janeiro, a anglo-holandesa
Royal Dutch Shell foi forçada pela SEC (a CVM norte-americana), em janeiro, a reduzir
suas reservas “provadas” em 20%. Havia forjado 3,9 bilhões de barris para ocultar que não
estava conseguindo repor as reservas consumidas.
O pico das descobertas de petróleo foi atingido nos anos 60. O último campo
gigante apareceu em 1976, no México. Novas reservas continuaram a ser identificadas, mas
em ritmo decrescente. Houve 16 descobertas significativas de petróleo em 2000, oito em
2001, três em 2002 e nenhuma em 2003.
O Brasil está em uma posição relativamente privilegiada: a balança comercial está
muito menos vulnerável que nos anos 70. Importávamos então 80% do petróleo que
consumíamos e não tínhamos alternativas imediatas. Hoje, produzimos 90% do petróleo
que usamos e temos prontas as opções do álcool e do gás natural.
Por outro lado, estamos internamente bem mais vulneráveis. A abertura comercial, o
câmbio flutuante e a vinculação dos preços dos combustíveis, da nafta petroquímica e de
outros produtos transacionáveis abrem o mercado interno ao choque de preços externos. O
impacto inflacionário é inevitável, a menos que o governo restabeleça o controle dos preços
internos desses produtos. Tentar anulá-lo com aumentos da taxa de juros pode ser
desastroso para as contas públicas, já sobrecarregadas pela dívida inflada nos últimos nove
anos e para o setor privado, que precisaria investir para reformular sua matriz energética.
CONCORRENCIA DE PRODUTORES – ARABIA SAUDITA CASE
As reservas provadas da Arábia Saudita são de aproximadamente 260 bilhões de
barris. Este volume corresponde a mais ou menos 25% das reservas de petróleo mundiais.
Dois terços deste petróleo pode ser considerado como extraleve ou leve. O restante
entra na categoria de médios e pesados.
37
A Arábia prevê que em médio prazo as reservas provadas atinjam o valor de 460
bilhões de barris e estima-se que a reserva total seria de 1 trilhão de barris.
O país tem 80 campos de óleo e gás com mais de 1000 poços. A metade desta
reserva está condensada em 8 campos, incluindo o de Ghawar que é o maior campo de
petróleo do mundo com 70 bilhões de barris, e Safaniya que é o maior campo offshore do
mundo.
Arábia Saudita é o maior produtor e exportador de óleo do mundo e fica situada
numa região politicamente instável provocando assim preocupações por parte dos
principais clientes entre os quais os Estados Unidos. A produção do país atinge 10,5 a 11
milhões de barris por dia e pode ser facilmente aumentada até 15 milhões de barris por dia.
A intenção em curto prazo é de aumentar a produção para 12,5 milhões de barris. O desafio
é grande, pois os campos estão perdendo em média 5 a 12% da capacidade produtiva
anualmente.
A produção em 2004, por exemplo, ficou em 10,4 milhões de barris por dia,
incluindo, portanto o óleo, o gás liquido natural e outros gases líquidos. E a Arábia sempre
38
foi o fator de ajuste da produção mundial quando, por exemplo, houve as greves
Venezuelanas, as crises Nigerianas ou as guerras Iraquianas. E também como fator de
ajuste do preço e assim evitar preços muito altos ou muito baixos.
O tipo de óleo produzido vai do mais leve ao super pesado. Sendo que o mais leve é
geralmente produzido onshore e o médio e pesado offshore. Neste ponto a tipologia
corresponde ao caso brasileiro.
A titulo de exemplo o campo de Ghawar produz um óleo de 34° API, e Abqaiq (de
17 bilhões de barris em reserva provada) produz um óleo de 37° API extra leve. O grau de
API atinge até 45° em alguns campos como Hawtah.
Na parte em offshore encontra-se do médio (campo de Zuluf e Marjan por exemplo)
e pesado (Safaniya), e incluindo uma taxa elevada de sulfato.
O objetivo da Arábia consiste em desenvolver os campos de óleo leve. A exploração
também é focada nas zonas onde se tende a encontrar petróleo leve. Aramco anunciou uma
descoberta de um óleo super leve de 54° API na região de Abu Sidr. Com a quantidade de
petróleo e facilidade de acesso estima-se que o investimento necessário para poder produzir
um barril a mais por dia é de US$ 5.000 enquanto que em outras partes do mundo este valor
pode variar de US$ 10.000 até 20.000. Assim sendo o petróleo Árabe fica competitivo tanto
no que se refere ao custo de produção como o custo de desenvolvimento (infra-estrutura,
produção, transporte).
Em conseqüência, não há nenhum indicio de uma vontade de desenvolver produção
de óleo mais pesado.
A região dividida entre o Kuwait e a Arábia Saudita contém 5 bilhões de barris de
reserva provada. Nesta região a Japan’s Arabian Oil Co (AOC) opera dois campos offshore
produzindo 300.000 barris dia, mas perderam a concessão. Em troca a AOC tem o direito
de compra de 100.000 barris por dia nos próximos 20 anos.
39
Essa região representa um dos principais interesses do Japão na área de upstream.
80% dos lucros iam a AOC. Chevron Texaco também opera em três campos offshore nesta
mesma região. Enfim, parte da região é co-operada com Bahrein.
Maugeri da ENI indica em um estudo que os grandes produtores minimizaram seus
investimentos por temor a criar um excesso permanente, como o que detonou a crise de
1986, quando o barril de petróleo caiu abaixo dos US$ 10. Por outro lado, países como a
Arábia Saudita e Iraque (que têm 35% das reservas comprovadas do mundo) produzem
hoje só de suas jazidas velhas, e cada um tem mais de 50 jazidas novas não desenvolvidas.
VENEZUELA CASE
Vimos ultimamente à fragilidade da produção de óleo mundial em função de vários
fatores. Um deles são as greves venezuelanas. Estas greves alem de comprometerem o
abastecimento mundial também causaram aumento dos preços.
O que se pode ver é que depois da greve a produção não volta imediatamente aos
níveis antes da greve. Este fato fragiliza ainda mais a oferta no mercado mundial. Os
fatores principais para a dificuldade em voltar aos níveis desejados acelerando a produção
são a falta de experiência por parte dos empregados e das gerencias.
As greves também danificaram alguns poços quando funcionários fecharam alguns
campos de produção. As empresas estrangeiras produzem cerca de 400.000 barris por dia
em operações comuns com a PDVSA. A PDVSA produzia cerca de 3 milhões de barris
antes da greve de 2003, sendo, portanto a quinta produtora de petróleo no mundo e a quarta
exportadora para os Estados Unidos.
A única « margem » na produção mundial para compensar variações da demanda é
encontrada na Arábia Saudita. Assim sendo, essas baixas de produção provocam um uso da
margem Saudita, e algum fator extra que influenciaria a oferta poderia ter repercussões
40
importantes nos preços e abastecimentos, como uma greve na Nigéria por exemplo. A
Margem Saudita é de +/- 2 milhões de barris dia. Este valor representa a produção
Iraquiana.
Alem disso experts dizem que a Venezuela perderam permanentemente uma
produção de 400.000 barris por dia com alguns poços de baixa pressão tendo sido enchidos
de areia, tornando-os inúteis à produção. Campos mais maduros, vários no lago Maracaibo,
serão os mais difíceis a restabelecerem. E o óleo venezuelano, bem pesado, tende a
congelar quando parado, e levaria meses até fluir de novo. Técnicas tais que a introdução
de óleo sintético é usada para tornar os poços operacionais de novo, mas isso não entra no
quadro do nosso TCC.
Um campo de produção não se para simplesmente como desligando a luz. Uma
parada súbita da produção pode danificar seriamente o poço. E a retomada da produção às
vezes é muito demorada e de alto custo.
E lembramos que a formação dos trabalhadores que vem em substituição dos
antigos é muito demorada. Chavez demitira 12.000 dos 40.000 funcionários da PDVSA.
Estes fatos, mesmo conjunturais, assim como a qualidade dos poços e a demanda
mundial mostram oportunidades para o óleo bruto pesado brasileiro. Em algumas
circunstancias o óleo poderia ser vendido bruto para compensar uma falta de oferta aqui ou
ali no mercado mundial, com um preço interessante, já que quando for o caso estaremos
necessariamente em período de crise, ou vendê-lo depois do refino como derivado. Pois
vemos que a demanda mundial não cessa de crescer.
Estes derivados, por exemplo, são também sensíveis as greves no refino
venezuelano. A gasolina nos USA subira de 16% em pouco tempo. E a impossibilidade de
restaurar toda a produção do refino venezuelano ate obrigou o país a importar derivados da
Europa e dos Estados Unidos. Em um mês a Venezuela importou 12 milhões de barris de
41
gasolina, enquanto que antes das greves era um exportador de gasolina e o principal
fornecedor dos Estados Unidos para a gasolina a ser consumida durante o verão.
Houve-se então hoje em dia a idéia de se fazer uma refinaria em joint venture entre
a Petrobras e a PDVSA. Pode ser uma ótima oportunidade de processar o óleo pesado
brasileiro e para a PDVSA diversificar ainda mais a localização de suas refinarias e ficar
assim menos sujeita as greves.
Os Estados Unidos, por exemplo, se voltaram muito à Europa para ter este
fornecimento em gasolina. Caso o Brasil possa processar o seu próprio óleo e aumentar a
produção de gasolina, o Brasil poderia ser este fornecedor. A Europa enquanto isso viu o
seu estoque de gasolina atingir o recorde de mais baixo nível e 15% menor do que o nível
do ano anterior.
Mais uma vez vemos a fragilidade ou sensibilidade do mercado de óleo bruto e de
derivados no cenário mundial. O Brasil com a sua produção marginal de óleo pesado e de
derivados pode se posicionar neste mercado mundial como um fornecedor confiável e
estável. Já que a Petrobras não tem conhecido muitas quebras de produção por motivos
políticos ou sindicais.
MERCADOS POTENCIAIS : CHINA CASE
A China tornou-se o Segundo maior consumidor de petróleo do mundo. O país tem
planos para investir US$ 3 bilhões em refino para tratar o óleo barato, de baixa qualidade
vindo do Oriente Médio e assim cortar aproximadamente 20 % da fatura anual de
importação de óleo.
Os investimentos nos dois próximos anos renderão lucros consistentes para cada
barril processado pelas empresas China Petroleum & Chemical, que é a maior refinaria da
Ásia, e a PETROCHINA.
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Essa expansão de capacidade de refino deverá também aliviar o refino mundial que
estava atingido sua capacidade máxima e absorver óleo da Arábia Saudita, exportador
número 1 mundial, e de outros produtores de óleo pesado, e com sulfato.
O custo de importação aumentou de 86% em Maio devido à alta do petróleo no
Mercado mundial e pelo aumento do volume importado. Quanto ao ministro árabe do
petróleo, ele prevê preços altos enquanto não for aumentada a capacidade de refino
mundial.
A titulo de comparação, as necessidades chinesas em petróleo aumentaram seis
vezes mais que a demanda Americana neste ultimo ano. E a falta de unidade capaz de
processar óleo rico em sulfato ajudou no aumento do custo do barril, que atingiu recordes
ultimamente.
Segundo estatísticas da ENI, de junho 2004, as novas fontes de petróleo são de uma
maneira geral produtoras de pesado. Essa produção atingiria 70% do total. Quase 25% do
aumento da demanda entre 2004 e 2030 virá da China segundo o Fundo Monetário
Internacional. Lembramos que a Arábia planeja aumentar a sua produção de 14% até 2009
(cf. acima).
46% das importações chinesas vem do Oriente Médio. Este valor era de 51% em 2003,
Segundo a China Oil & Gas Petrochemicals, a newsletter. Angola, Sudão e Congo, com
mais alguns outros países africanos aumentaram o market share, passando de 22,1 milhões
de toneladas em 2003 para 35,3 em 2004.
Os membros da OPEC, incluindo os quatro grandes países (Arábia Saudita, Irã,
Kuwait e Venezuela) produzem em maioria óleo pesado. A OPEC faz pressão às refinarias
para que elas invistam em REPLANs para atender a uma produção crescente de óleo
pesado.
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A China, por exemplo, está aumentando sua capacidade de refino para processar
óleo com sulfato. Este óleo corresponde ao produzido pelo Kuwait, por exemplo. A
vantagem vem também do custo deste petróleo. Ele é vendido por um preço menor do que
um petróleo com baixo índice de sulfato, pois é geralmente mais pesado e rende menos
derivados nobres como a gasolina, por exemplo.
Os campos que produzem este petróleo “doce” estão chegando ao termo de suas
produções, é o caso, por exemplo, dos campos de Texas ou Mar do Norte. Os campos
substitutos são geralmente menores, mais difíceis de acesso e mesmo assim a tendência é
que o petróleo seja mais pesado.
A titulo de exemplo deste esforço chinês, a China Petroleum, PETROCHINA e
West Pacific Petrochimical (onde participam a Total, a trader Sinochem e a própria
PETROCHINA) estão construindo 10 unidades de redução de sulfato, que são chamadas
unidades de hyrdro-craqueamento e “cokers”. As unidades estão previstas entrar em
funcionamento daqui dois anos e terão uma capacidade de processar 330.000 barris por dia.
A necessidade em investir em unidades de “cokers, hydrocrackers and visbreakers”
existe tanto para a China como para os países árabes do Golfo. Os refinadores poderão ter
ganhos expressivos otimizando as produções de derivados tais como a gasolina e diesel,
que são bem mais valorizadas. O hydro craqueamento pode aumentar o lucro de uma
refinaria de US$ 20 cents por barril de petróleo.
Uma insuficiência na capacidade de refino de petróleo com muito sulfato e o aumento da
demanda em gasolina e diesel provocaram um aumento drástico do petróleo leve de baixo
teor de sulfato como o Brent. Estima-se o impacto em US$ 15 por barril.
Outras fontes de óleo pesado e sulfatos existem em Dubai, na Ásia e na Arábia
Saudita. O de Dubai custa 23 cents a menos que o da Ásia (Malásia – tipo Tapis) e 15 cents
a menos que o Norte Europeu. Algumas vezes a diferença entre o pesado de Dubai com o
Brent Europeu atingiu US$ 5,09.
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Na África, a maioria do petróleo e baseado no preço do Brent europeu, ou seja, ele é
mais caro do que o de Dubai.
Nestas circunstancias a China Petroleum & Chemical (Sinopec) vai aumentar as
importações de petróleo com alto teor de sulfato de 23% este ano para atingir 34 milhões de
metros cúbicos. No ano passado o volume importado fora de 27.64 milhões de toneladas.
No primeiro trimestre deste ano a Sinopec conseguiu processar 28% de petróleo
sulfatos a mais do que no ano passado. A refinaria de Qingdao, também da Sinopec, que
esta operacional desde 2007 processa somente petróleo de alto teor em sulfato.
E para proteger o mercado e assim poder exportar o petróleo pesado a Kuwait
Petroleum e a Aramco planejam construir em novas refinarias na China. A Aramco já
investiu em refinarias nas Filipinas, Coréia do Sul e Japão e planeja investir até US$ 4,7
bilhões em novos projetos nas regiões chinesas de Fujian e Qingdao. Estes dois projetos
serão obviamente capazes de processar o óleo pesado da Arábia Saudita.
A Petrobras anunciou acordo de venda de petróleo bruto pesado para a China. A
importadora será a estatal chinesa petrolífera Sinochem International Oil Company. O óleo
será o produzido no campo de Marlim (Bacia de Campos) e o volume de 12 milhões de
barris de petróleo pesado. O valor da operação é estimado pela estatal em US$ 600 milhões.
Segundo a Petrobras trata-se da primeira exportação de petróleo para a China. Até
então, as vendas da Petrobras para a China ocorriam somente no mercado spot (à vista),
sem vínculo contratual.
A Petrobras comercializou um total de US$ 190 milhões correspondentes à
exportação de petróleo e GLP para o mercado chinês. Em cinco anos, a companhia planeja
exportar cerca de US$ 1 bilhão ao ano para a China, contando com o acréscimo de outros
derivados como o álcool.
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Podemos antecipar aqui uma constato. E muito importante para uma companhia
petrolífera poder diversificar ao máximo as suas possibilidades de fornecimento e de
distribuição. Pois vemos a complexidade da logística, o custo de produção e de transporte
vemos também o quanto fatores políticos ou econômicos diversos interferem nos preços e
também nas possibilidades de fornecimento ou venda.
INDIA CASE
Importação de produtos derivados de petróleo:
As empresas Índias de petróleo, privadas ou publicas, importaram um total de oito
Milhões toneladas de derivados em 2004/2005, no exercício findo em 31 de março. Foi um
aumento de 11,1%. Os principais fatores foram o LPG, e gasolina e diesel limpos.
A Índia também importa 70% de suas necessidades e petróleo bruto. A maioria vem
do Oriente Médio, e o consumo da Índia é de mais ou menos 112 milhões tpy.
A Índia vem também oferecendo blocos de exploração, e com um sucesso relevante,
pois até 30 companhias de petróleo mostraram-se interessadas. Descobertas recentes de gás
em águas profundas na Baia de Bengala assim como petróleo no deserto de Rajasthan.
Companhias estrangeiras até compraram informações sobre os blocos pela primeira vez.
Quanto ao aumento deste consumo assim como o da China, por exemplo, o aumento
da capacidade de suprimento sempre leva certo tempo, o que provoca uma tensão nos
preços fazendo os atingir níveis recordes. A OPEC vem sugerindo uma melhor utilização
do consumo, ou pelo menos mais eficaz. As conseqüências de um nível desses na economia
mundial serão mais sensíveis ainda em países asiáticos.
Na Índia, estuda-se a possibilidade de criar empresas petrolíferas inteiramente
integradas. Atualmente existem seis companhias e a idéia seria de formar duas estatais a
partir destas seis. Estas duas empresas seriam completamente integradas.
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Uma primeira cuidaria da exploração e da produção e uma segunda do downstream
com o refino e da distribuição. Das seis empresas de hoje temos a Indian Oil Corp. (IOC),
Hindustan Petroleum Corp. Ltd. (HPCL) e Bharat Petroleum Corp. Ltd. (BPCL) na área do
refino e da distribuição e a Oil & Natural Gas Corp. (ONGC) e Oil India Ltd. (OIL) na área
de exploração e produção. Quanto a GAIL India trata-se da companhia responsável pela
distribuição de gás. Dentro deste projeto estas duas companhias também incluiriam no
escopo de trabalho toda a parte de transporte, estocagem e serviços e instalações portuários.
Na área de exploração e produção a Índia esta dando continuidade a projetos em
águas profundas. Ela tem projetos nos dois próximos anos de instalação de dutos
submarinos e poços.
Sempre no quesito importação a Índia vem aumentando a importação de óleo bruto
também. Em quantidade foram 5,5% a mais. Isso apesar de um aumento da produção
interna que passou de 34.05 MM T contra 33.37 MM T.
Iraque vem aumentando a sua participação nestas importações. A Indian Oil
Corporation (IOC), importara 8,4 M T (MT) de óleo bruto ultrapassando assim a Arábia
Saudita. Os outros fornecedores da companhia são os Emirados Árabes Unidos, Kuwait,
Malásia, Irã e Nigéria, totalizando compras de 24,8 Milhões de toneladas de óleo bruto. A
IOC vai também investir maciçamente no refino, na petroquímica e em dutos.
A ONGC, por exemplo, na qual o upstream é a atividade principal já anunciou
também investimentos em distribuição. Na área petroquímica estuda-se a possibilidade de
exportar produtos. Além do mais a Índia e a Arábia Saudita estabeleceram acordos de
cooperação nas áreas dos campos de petróleo e gás, infra-estrutura e comunicações, a fim
de acelerar as trocas bilaterais.
No total as importações de óleo bruto da Índia aumentaram de 40%. O país
importou 95,9 milhões de toneladas de óleo bruto em. A Índia importa 76% de suas
necessidades tanto em óleo bruto como em derivados.
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Em valores o custo final foi de um déficit de R$ 107,596 contra 76,470. O consumo
interno aumentou de 3,7% atingindo a marca de 111,7 milhões de toneladas. A Índia vai
rever seus planos considerando um aumento de consumo médio ate 2025 maior do que o de
hoje.
A ONGC está também procurando de maneira agressiva, campos na Venezuela,
Kazakhstan, Kuwait, Yemen, Chad, Niger, Nigéria, Angola, Cuba, Sierra Leone e Equador
assim como fortalecer as posições em países onde já esta operando.
A OVL já tem participações em projetos de gás no Vietnã, Sudão, Rússia, Iraque,
Ira, Myanmar, Líbia, Síria e tem aprovados investimentos de exploração e produção no
exterior de um valor total de R$ 13,550 crore, no plano de 5 anos da empresa.
PARQUE DE REFINO BRASILEIRO - PETRÓLEO EXPORTADO É MAIS BARATO
QUE O IMPORTADO
As refinarias brasileiras foram construídas numa época em que o Brasil importava
quase todo o petróleo consumido. E este petróleo era principalmente de origem saudita. Ou
seja, leve. Assim sendo o refino brasileiro foi projetado para este tipo de petróleo.
Quando houve a ascensão das descobertas de petróleo brasileiro, observou-se que
este era geralmente dito pesado. A grande maioria vem da Bacia de Campos. O parque de
refino foi então adaptado para processar uma mistura de petróleo brasileiro com o árabe
leve. Só que a tendência nacional e mesmo internacional é que o petróleo pesado seja de
mais em mais freqüente. Vemos isso, por exemplo, no caso chinês.
Com o aumento do volume de petróleo pesado produzido, e não podendo ser
processado pelo refino brasileiro, as exportações de pesado aumentaram. Só que no
mercado internacional o petróleo pesado não somente é menos valorizado que o leve, mas
como essa diferença vem aumentando. Uma das soluções para agregar valor no solo
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nacional seria processar este petróleo pesado e vender derivados, e/ou investir em processos
que permitam obtenção de uma maior quantidade de derivados de alto valor comercial a
partir deste petróleo pesado. As diferenças de preço são hoje tais que os investimentos
podem ser compensados. Pelo menos é a aposta feita pela China que esta construindo um
parque de refino adaptado ao pesado.
As projeções de aumento de consumo não acompanham as possibilidades de
aumento da produção do pesado. Ou se investe em refino no Brasil para processar este
petróleo e diminuir importações de derivados e petróleo leve ou se exporta, mas otimizando
o valor agregado.
A titulo de informação os derivados mais importados são o GLP (gás de cozinha) e
o diesel. Além destes produtos, o Brasil também é importador de nafta (uso petroquímico e
indústria plástica) e de querosene de aviação (QAV).
Falando em capacidade de refino um estudo feito pela COPPE mostra uma
necessidade de construção de três refinarias até 2015. O déficit de produção de diesel e
nafta ira crescendo, e uma decisão tem que ser tomada em relação ao processamento do
óleo pesado cada vez mais volumoso.
Em relação a utilização do petróleo nacional três cenários foram elaborados. No
primeiro, os pesquisadores limitam a importação de diesel até 20% do consumo nacional.
Neste caso, seria necessária a entrada em operação de uma refinaria em 2012. Na hipótese
de o país querer atingir a auto-suficiência em diesel, seria necessária uma refinaria em 2010
e outra em 2015. A segunda refinaria poderia ser substituída, segundo ele, por uma planta
petroquímica que produzisse também diesel. Na terceira projeção, a estratégia escolhida
seria processar todo o petróleo produzido no país e exportar somente derivados de petróleo.
Nesta hipótese, seriam necessárias três refinarias, duas começando a produzir em 2010 e
uma, em 2015.
Em relação aos tipos de refinarias que seriam necessárias, Szklo diz que o mais
indicado seria refinarias focadas para a produção de diesel, que custam um pouco mais caro
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do que as convencionais. Esse tipo de unidade produz cerca de 45% de diesel, 34% de
gasolina e o restante de outros derivados.
Outra opção seria a construção de uma refinaria voltada para a produção de gasolina
premium para exportação ao mercado americano. Segundo ele, essa opção tem atualmente
uma taxa de retorno muito boa, de cerca de 30% ao ano, mas é arriscada, pois a exportação
aos Estados Unidos enfrenta muita concorrência.
O investimento para uma planta premium também é maior e há o risco de se perder
mercado para refinarias do Canadá, do México e do próprio Estados Unidos. Por isso, acho
mais indicada uma refinaria de diesel - afirma.
Ele acrescenta que é a instalação de unidades petroquímicas que produzam outros
derivados de petróleo, principalmente diesel, é uma alternativa à construção de refinarias.
Szklo apresentou palestra no seminário O Futuro do Refino de Petróleo no Brasil
promovido pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) na sede da Firjan.
O diretor superintendente da Suzano Petroquímica Armando Guedes Coelho que
também apresentou palestra no seminário disse que o Brasil poderia modificar o perfil da
demanda para amenizar os problemas de déficit de derivados de petróleo no país. Segundo
ele há uma enorme distorção no mercado brasileiro com consumo excessivo de diesel. Essa
distorção foi causada principalmente por incentivos fiscais dados ao combustível.
O especialista avalia que se esses incentivos forem reduzidos pode haver a
substituição do diesel por outros combustíveis ou até a mudança dos modais de transporte
rodoviário (consumidor de diesel) por outros modais mais eficientes como ferroviário e
marítimo.
Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (COMPERJ)
O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) é a maior obra já realizada
pela Petrobras.
Previsto para entrar em operação em 2013, o empreendimento vai gerar uma grande
economia de divisas para o País, já que haverá aumento da capacidade nacional de refino de
petróleo pesado com conseqüente redução da importação de derivados e de produtos
petroquímicos.
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O Comperj promoverá uma transformação ainda mais completa do petróleo,
fornecendo ao mercado e à sociedade produtos de grande utilidade, que tornam a vida mais
confortável e prática: os plásticos e outros produtos petroquímicos, que hoje são
encontrados em qualquer residência, escritório, automóvel e no campo.
O empreendimento prevê a geração de mais de 200 mil empregos diretos, indiretos
e por “efeito-renda”, durante os cinco anos da obra e após a entrada em operação; todos em
escala nacional.
Empresas do Comperj
A Petrobras constituiu seis sociedades anônimas no Rio de Janeiro, subsidiárias integrais:
• Comperj Participações S.A.: Sociedade de Propósito Específico que deterá as
participações da Petrobras nas sociedades produtoras do Comperj;
• Comperj Petroquímicos Básicos S.A.: Sociedade produtora de petroquímicos
básicos;
• Comperj PET S.A.: Sociedade produtora de PTA/PET;
• Comperj Estirênicos S.A.: Sociedade produtora de estireno;
• Comperj MEG S.A.: Sociedade produtora de etilenoglicol e óxido de eteno;
• Comperj Poliolefinas S.A.: Sociedade produtora de poliolefinas (PP/PE).
Em um primeiro momento, a Petrobras deterá 100% do capital total e votante dessas
companhias, quando será feita a implantação do modelo de integração e relacionamento das
empresas do Comperj. Com a constituição dessas empresas, a Petrobras inicia a fase de
preparação do projeto para a entrada de potenciais sócios.
A Petrobras e a Braskem discutirão, à luz do Acordo de Associação celebrado entre
as partes em 22/01/2010, a participação da Braskem nas sociedades que desenvolvem os
negócios do Comperj relacionados a 1ª e 2ª gerações petroquímicas do Comperj e a
operação está alinhada ao Plano de Negócios 2009-2013 da Petrobras.
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A Petrobras decidiu ampliar a capacidade de refino do Comperj para 165 mil
barris/dia de óleo pesado nacional (1ª unidade de refino) com uma 2ª unidade de refino com
a mesma capacidade (165 mil barris/dia de petróleo) para três ou quatro anos após a entrada
em operação.
O Comperj será formado por uma refinaria e unidades geradoras de produtos
petroquímicos de 1ª geração como propeno, butadieno, benzeno, entre outros, e com uma
capacidade de eteno da ordem de 1,3 milhão de toneladas/ano. Haverá também um
conjunto de unidades de 2ª geração petroquímica com produção de estireno, etileno-glicol,
polietilenos e polipropileno, entre outros. Além disso, haverá uma Central de Produção de
Utilidades (CDPU), responsável pelo fornecimento de água, vapor e energia elétrica
necessários para a operação de todo o Complexo.
As empresas de 3ª geração, que poderão ser atraídas pelo Comperj e se instalar
também nos municípios vizinhos e ao longo do Arco Metropolitano, que ligará Itaboraí ao
Porto de Itaguaí, serão responsáveis por transformar esses produtos petroquímicos de 2ª
geração em bens de consumo, tais como: componentes para as indústrias montadoras de
automóveis, materiais cirúrgicos e linha branca como eletrodomésticos, dentre outros. Cabe
ressaltar que a atração dessas indústrias depende também de uma maior atratividade por
parte das esferas municipal e estadual.
O Comperj será construído em uma área de 45 milhões de metros quadrados, o
equivalente aproximado a mais de seis mil campos de futebol.
O Município de Itaboraí está localizado próximo aos Portos de Itaguaí (103 km) e
Rio de Janeiro, dos terminais de Angra dos Reis (157 km), Ilhas d’Água e Redonda (30
km) e é atendido por rodovias e ferrovias, além das sinergias com a REDUC (50 km), com
as plantas petroquímicas da Rio Polímeros e da Suzano (50 km) e com o Centro de
Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello - Cenpes (38 km
As obras do COMPERJ foram iniciadas em 31 de março de 2008 com o presidente
Luis Inácio Lula da Silva dando a partida na etapa de terraplanagem (nivelamento do
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terreno para construção) da área onde serão construídas as instalações industriais do
projeto.
Os próximos passos são o inícios da construção das estradas de acesso principal e
secundário, além de uma via de acesso alternativo para a chegada dos grandes
equipamentos.
OUTRA POSSIBILIDADE PARA O PETROLEO BRASILEIRO: REFINO NO
EXTERIOR
Neste sentido a Petrobras especulou sobre o estudo de um projeto de compra de
refinaria nos Estados Unidos.
Os preços da gasolina nos EUA atingiram altas recordes neste ano, devido a uma
baixa nos estoques do país, elevando o preço do petróleo e as preocupações com a crescente
demanda por combustível. Os resultados são refinarias e petrolíferas relatando lucros
inesperadamente maiores. Ao mesmo tempo, muitas refinarias foram postas à venda por
grandes petrolíferas, que querem reduzir seus ativos menos lucrativos. O que confirma os
elementos já apresentados até agora neste TCC, principalmente no case da Venezuela.
Aproveitando da menção deste plano estratégico lembro que nele a Petrobras
focaliza a maior verba de investimentos na área de produção.
Lembro também que este plano estratégico inclui também o projeto de uma nova
refinaria e uma petroquímica no Brasil. A refinaria esta sendo orçada em 1 bilhão de
dólares e será feita em parceria. A Petrobras, pelo novo planejamento, ainda deve gastar 7,5
bilhões de dólares em projetos internacionais, incluindo exploração de petróleo na costa da
Irã, e três bilhões de dólares em gasodutos no Brasil.
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