Química

Perspectivas 2012 – Investimentos químicos seguem aquém da demanda nacional

Marcelo Fairbanks
15 de janeiro de 2012
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    O aproveitamento em larga escala do shale gas nos Estados Unidos, a partir de 2008, mexeu com as estruturas do mercado mundial de gás. O especialista aponta o impacto nos preços do insumo nos EUA, que chegaram a US$ 12,7 por milhão de BTU antes da crise de 2008 e despencaram para a faixa de US$ 3 a US$ 4 por milhão de BTU (no final de outubro, a cotação no Henry Hub era de US$ 3,65). E a disponibilidade desse gás é imensa. Os EUA têm reservas tecnicamente recuperáveis de 862 trilhões de pés cúbicos (TCF) apenas do shale gas – existem outros tipos de fontes não convencionais, como o tight gas e os depósitos em leitos de carvão. Como esse gás apresenta um teor considerável de etano, a petroquímica americana está em fase de reativação.

    A América Latina possui 278,9 TCF de reservas de gás convencional, das quais quase 70% localizadas na Venezuela, que responde por apenas 13,2% da produção regional do gás (7,6 TCF em 2010). México, Trinidad e Tobago e Argentina produzem mais gás do que ela, embora tenham reservas muito menores.

    Revista Química e Derivados, Roberto D. Brandt, consultor internacional, preço do gás muito elevado

    Brandt: shale gas dos EUA reformulou o mercado global

    Grande parte dos problemas da região, porém, são de ordem política. Instabilidades locais, políticas públicas confusas e ineficiência gerencial emperram o avanço dos investimentos na produção de gás. A Argentina, por exemplo, vive há alguns anos uma crise de suprimento de hidrocarbonetos, mas não há interessados em projetos de exploração e produção. “A Argentina tem muito gás convencional para ser explorado, mas ele não vai aparecer enquanto for vendido por US$ 2 por MMBTU, preço médio recebido pelos produtores”, criticou Brandt.

    Há uma saída para os argentinos. O governo de lá aceitou praticar preços diferenciados para gás de fontes novas. “É bom, mas o certo seria liberar os preços em geral, protegendo apenas o consumidor mais pobre”, comentou. Segundo informou, os consumidores residenciais argentinos pagam em média US$ 2 por MMBTU, enquanto as indústrias recebem gás por US$ 4 por MMBTU, quando conseguem assegurar o suprimento. Há uma tarifa diferenciada para os usuários de gás importado, mas Brandt tem dúvidas se o controle do uso das formas segmentadas será eficaz, sem desvios.

    Isso justifica o empenho dos argentinos em desenvolver as técnicas necessárias para a retirada do shale gas, em especial a perfuração horizontal e o sistema de faturamento. Os principais grupos internacionais fornecedores desses sistemas já iniciaram a importação de dispositivos e começarão em breve as operações. Estimativas do Ministério da Energia dos EUA (Department of Energy, DOE) apontam que a Argentina possui reservas recuperáveis de tamanho similar às dos EUA, somando 774 TCF. O México tem 681 TCF e o Brasil, 226 TCF.

    “Porém, explorar shale gas é difícil para os países latino-americanos”, informou Brandt. Essa exploração usa uma grande quantidade de caminhões pesados e em deslocamento constante, além de requerer volumes imensos de água, equipamentos e insumos químicos. As notórias deficiências logísticas se traduzirão em custos elevados, situação bem diferente da encontrada pelos produtores norte-americanos, que têm a vantagem adicional de contar com uma vasta rede de gasodutos para escoar a produção. “O esforço para montar a estrutura adequada de produção é comparável ao requerido por uma usina nuclear”, exemplificou o consultor.

    Comparando as duas regiões geográficas, o consultor verifica o forte crescimento da exploração de fontes não convencionais de gás natural na América do Norte, que começa a enfrentar pesadas críticas quanto ao desempenho ambiental dessa atividade. Na América Latina, ele considera o aproveitamento dessas fontes como uma possibilidade para médio e longo prazo, dependendo da superação de desafios tecnológicos, logísticos e políticos. Do ponto de vista de suportar uma expansão petroquímica vigorosa, as fontes convencionais latino-americanas não são suficientes, segundo Brandt.

    No caso da Bolívia, ele lamenta que a falta de políticas oficiais para apoiar a exploração e produção de petróleo e gás comprometa a oferta no longo prazo. Atualmente, a estatal boliviana se esforça para atender os contratos existentes firmados com Brasil e Argentina. “Podem aparecer projetos gás-químicos na Bolívia, porém é preciso saber se o Brasil ainda comprará gás deles depois de iniciada a exploração do pré-sal”, comentou.

    Propileno apertado – Como ressaltou o consultor Robert Baumann, da Polymer Consulting, o shale gas não é um fenômeno exclusivamente americano. “China, Polônia e Argentina estão investindo nele, com boas perspectivas”, avaliou. Essa modalidade de gás alterou profundamente a relação entre o preço do petróleo e o do gás natural. “Essa relação hoje está perto de sete, bom para os players petroquímicos dos EUA”, comentou.

    Até o preço do etano está se descolando do preço do gás natural (basicamente formado por metano), uma vez que encontra forte demanda. “Mesmo assim, a América do Norte já apresenta o segundo menor custo de produção de petroquímicos em todo o mundo e isso incentiva a investir, especialmente em polietilenos”, comentou.

    No entanto, os derivados de propileno, a segunda mais importante olefina, sofrem cada vez mais com a pouca disponibilidade do insumo. Crackers americanos priorizaram a produção de etileno e, com isso, caiu a oferta do propileno. As apostas no futuro desses negócios estão depositadas em processos específicos para a produção da olefina. Nota-se uma grande procura por processos de produção como metátese com dímeros de etileno, ou desidrogenação de propano. Há apostas também em fontes alternativas, como a glicerina, ou o desenvolvimento da produção direta de acrilonitrila obtida do propano. A Dow contratou em janeiro a UOP para contar com a tecnologia C3 Oleflex para uma unidade de produção de 750 mil t/ano de propileno por desidrogenação de propano a ser instalada no Texas até 2015, como informou o consultor Jorge Bühler-Vidal, da Polyolefins Consulting.

    No Brasil, havia alguma disponibilidade de propileno em Camaçari-BA, mas a Braskem firmou contrato com a Basf para fornecer a olefina para alimentar a fábrica de ácido acrílico que será implantada no local. Outra parcela do propileno disponível (até agora exportado) será usada para ampliar a produção de polipropileno da Braskem no polo baiano, de 135 mil para 200 mil t/ano, na antiga unidade com tecnologia slurry.



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