A Petrobras pretende intensificar seus investimentos para manter o mercado nacional abastecido de derivados de petróleo e gás natural até 2030.
Durante esse intervalo de tempo, a companhia projeta um crescimento anual médio do PIB brasileiro de 3,5%, numa visão conservadora, porém acima da média mundial esperada.
Embora contemple a evolução da demanda nacional por derivados, a companhia não prevê contar com gás natural disponível para suprir projetos químicos e petroquímicos de vulto.
O Plano de Negócios da companhia para o período 2009-2013 aponta investimentos de US$ 174 bilhões em todas as atividades desenvolvidas.
Para a petroquímica, por exemplo, a estatal prevê investimentos de US$ 3 bilhões no período, sem incluir na conta eventuais aquisições de participações acionárias em produtores petroquímicos.
Esse plano de negócios está em fase final de revisão, com nova versão esperada para o final de janeiro ou meados de fevereiro de 2010. Alguns ajustes serão feitos, mas as linhas gerais serão mantidas.
A fatia maior desses investimentos, como não poderia deixar de ser, ficará com a área de exploração e produção, principalmente para conseguir extrair petróleo da região do pré-sal, vencendo todas as dificuldades geológicas, logísticas e ambientais.
Essa área investirá US$ 104,6 bilhões até 2013, quando deverá produzir 2,68 milhões de barris de óleo e 634 mil barris de óleo equivalente em gás natural por dia no Brasil.
Em 2020, a empresa planeja oferecer respectivamente 3,92 milhões e 1,2 milhão de boe.
As reservas provadas totais de óleo e gás da Petrobras em 31 de dezembro de 2009 somaram 14,865 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), segundo o critério da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e da Society of Petroleum Engineers (SPE).
Isso representou uma redução de 1,5% em relação aos 15,085 bilhões registrados há um ano. A variação foi decorrente da retirada do cálculo das reservas na Bolívia, por força da mudança da lei daquele país.
No mesmo critério, as reservas provadas nacionais da companhia somaram 14,169 bilhões de boe, sendo 12,056 bilhões de barris de petróleo e 335,843 bilhões de m³ de gás natural. Houve crescimento de 0,5% nas reservas em relação aos dados de 2008.
A apropriação de novas reservas foi de 861 milhões de boe, contra uma produção acumulada de 785 milhões de boe. Isso significa que a relação reserva/produção da companhia ficou em dezoito anos.
Os planos para expandir o refino dessa produção adicional de petróleo também são vultosos, previstos em US$ 43 bilhões até 2013. A capacidade atual de refino no Brasil é de 1,791 milhão de barris por dia e deve ser aumentada por meio de projetos de ampliação e de construção de novas plantas para 2,27 milhões de bpd até 2013, e 3 milhões de bpd até 2020. Esse volume é mais do que suficiente para suprir o mercado doméstico, indicando que a companhia pretende ampliar suas exportações de derivados.
“Não teremos gás natural para oferecer ao setor químico e petroquímico, pelo menos até 2013”, afirmou José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras em palestra no Encontro Anual da Indústria Química (Enaiq), em dezembro de 2009. A oferta de gás em 2008 foi de 58 milhões de m³/dia, dos quais 29 milhões foram importados da Bolívia e o restante produzido no país. Isso foi capaz de abastecer o mercado, cuja demanda caiu para 49 milhões de m³/dia em 2009.
A previsão da estatal para 2013 é de um mercado interno de 135 milhões de m³/dia, dos quais 49 milhões serão requeridos pelas termoelétricas, 41 milhões pelos vários setores industriais e 45 milhões por outros usos. Até lá, a produção nacional deverá ter chegado a quase 75 milhões de m³/dia, sendo a demanda restante suprida por quase 30 milhões da Bolívia e os demais 25 milhões por gás natural liquefeito (GNL) importado ou comprimido em instalações flutuantes nos campos do pré-sal.
Nessa previsão, Gabrielli explica que o consumo das termelétricas não será constante, nem mesmo garantido. Essas geradoras são acionadas somente quando há pouca água nos reservatórios das hidrelétricas ou em regiões sem outra alternativa de suprimento elétrico.
Em 2009, por exemplo, as chuvas torrenciais encheram os reservatórios de água, reduzindo ao mínimo o acionamento das térmicas das regiões Sudeste e Sul. “Por força de lei, somos obrigados a garantir o suprimento de gás para o despacho de energia das termelétricas, portanto, não podemos comprometer esse volume de gás com nenhum outro cliente”, explicou.
No entanto, há uma saída possível para o problema. O gás poderia ser usado nos meses de chuva forte ou fora dos períodos de maior consumo de eletricidade. Seria, para isso, preciso encontrar uma indústria com um perfil de demanda que se adaptasse a essas flutuações de carga sazonais. Não é o caso dos crackers petroquímicos, mas a produção de amônia é uma candidata evidente.
Tanto assim que a própria Petrobras estuda construir uma fábrica de amônia e ureia fertilizante (1,1 milhão de t/ano de capacidade) até 2013, aproveitando o aumento da oferta doméstica do gás. A empresa já produz amônia e ureia na Bahia e em Sergipe. Atualmente, a importação de fertilizantes nitrogenados supre mais da metade da demanda local, que seria diminuída notavelmente com a nova fábrica.
Outras companhias, nacionais e internacionais, também declararam ter interesse em construir novas unidades de amônia no Brasil, desde que tenham acesso a gás natural de baixo preço. Ocorre uma dificuldade: pela lei, a Petrobras não pode vender o gás natural diretamente para os consumidores, mas por meio das distribuidoras estaduais (Comgás, CEG e outras).
Seriam, portanto, duas operações consecutivas: da estatal para as distribuidoras e destas para os clientes. Ocorre que há impostos a recolher em cada transação, além da margem de lucro de cada agente. “Quando nós usamos nosso próprio gás há apenas uma transferência material, sem impostos”, explicou Gabrielli.
Mudanças globais – As recentes descobertas de grandes depósitos de gás natural em águas rasas do Golfo do México mexeram com o equilíbrio do mercado mundial.
Gabrielli: lei manda reservar gás para suprir termelétricas
“Houve um descolamento dos preços do gás com os do petróleo”, comentou Gabrielli.
A referência mundial dos preços do gás é o Henry Hub, ponto central de distribuição nos EUA.
A queda nas cotações do gás americano colocou em xeque uma estratégia que aparentava ser definitiva, com o Oriente Médio se transformando num grande supridor de GNL para os EUA, além de assumir parte da produção petroquímica norte-americana, espremida pelo alto custo da matéria-prima. O gás barato do Golfo do México pode mudar tudo. Isso provocou a paralisação de muitos projetos petroquímicos do Oriente Médio.
“A dependência de GNL não é esperada para longo prazo, ninguém quer depender desse suprimento”, comentou. Ele mencionou que 85% do consumo de gás depende dos gasodutos, com preços definidos em contratos de longo prazo. Os 15% restantes usam o GNL, com negociações de curto prazo, voláteis. Além disso, a queda na demanda por derivados combustíveis e por petroquímicos ao redor do mundo também influenciou negativamente os preços dos hidrocarbonetos.
A entrada da produção do pré-sal, depois de 2013, vai aumentar a oferta da Petrobras, que terá antes disso a expansão dos campos de gás de Mexilhão e Manati (campos de gás não associados ao petróleo). O gás do pré-sal ainda é uma incógnita.
“Não sabemos com certeza o comportamento do reservatório carbonático, quanto desse gás será preciso reinjetar para manter a produção de óleo, além de outros fatores logísticos”, explicou Gabrielli. Ele só disse que o teste de longa duração no campo de Tupi revelou uma relação gás/óleo superior à da Bacia de Campos.
Como prevê usar GNL, importado ou não, a estatal começou a construir unidades de expansão do gás, os terminais de GNL, e a investir na ampliação da malha de gasodutos. Até 2013, deverão estar em operação três terminais de GNL no Brasil, que terá malha de 9,6 mil km de gasodutos.
Petroquímica integrada – O presidente das Petrobras se eximiu de comentar as negociações entre Braskem e Quattor, das quais a estatal possui respectivamente 25,41% e 40% do capital total. Mas reafirmou a intenção da companhia de ser um ator importante no cenário petroquímico, com o objetivo de diversificar sua matriz de produtos, agregar valor à produção e contar com um hedge natural entre os ciclos de petróleo e petroquímica. Aos parceiros, a companhia oferece acesso a matérias-primas e insumos competitivos.
Dentro do plano de negócios 2009-2013, a estatal pretende investir US$ 3 bilhões em projetos petroquímicos, com destaque para o complexo de Suape-PE e para o Comperj, no Rio. O projeto pernambucano representa investimento de R$ 4 bilhões em três fábricas integradas de 720 mil t/ano de ácido tereftálico purificado (PTA), 240 mil t/ano de fios de poliéster e 450 mil t/ano de polietileno tereftalato (PET), com partida prevista para o final de 2010.
O Comperj tem partida prevista para 2012, pelo menos da refinaria para 150 mil barris de petróleo extrapesado por ano, gerando frações leves, com uso como combustível e/ou petroquímico. Neste último caso, ainda não foram definidos os parceiros para os projetos a jusante. “Estamos licitando os ‘epecistas’ que vão construir a obra, o cronograma está mantido”, afiançou Gabrielli.
No horizonte petroquímico mundial, o presidente da estatal acredita que o cenário de baixa persistirá por mais dois anos, por causa da lenta recuperação da economia norte-americana. Segundo Gabrielli, as indústrias dos países desenvolvidos tendem a focar mais no core business, deixando para outros atores os negócios menos rentáveis.
Ele também aponta uma tendência irreversível de integração entre os negócios de refino e petroquímica. Espera-se que a capacidade mundial de produção petroquímica cresça 6% em 2010 e 5% em 2011, sendo reduzida nos anos seguintes, até um novo ciclo de expansão. No caso do Brasil, o mercado local apresentou sinal claro de reação no segundo semestre de 2009 e deve manter o ritmo de crescimento em 2010.
