Petrobrás: Investimentos ajustam refino para usar mais óleo nacional

Companhia desenvolve plano integrado para aumentar a produção de petróleo e adequar suas refinarias para processar os óleos pesados da bacia de campos, oferecendo derivados coerentes com a demanda

Os bons resultados na prospecção e exploração de petróleo e gás natural na Bacia de Campos permitem à Petrobrás prever a conversão de importadora para exportadora líquida de óleo cru a partir de 2005. A auto-suficiência nacional na principal matéria-prima energética, meta perseguida com afinco desde o primeiro choque do petróleo, já está próxima de ser alcançada, bastando elevar a produção diária da média atual de 1,8 milhão de barris de óleo equivalente (boe) para o volume de 2,27 milhões esperado para 2005. Para tanto, será preciso investir US$ 18,9 bilhões, apenas na área de exploração e produção.

Química e Derivados: Petrobrás: Maior refinaria do País, Replan está na lista dos investimentos.
Maior refinaria do País, Replan está na lista dos investimentos.

Além disso, o parque refinador nacional, com participação dominante da Petrobrás, responsável por 78% do 1,82 milhão de barris por dia (bpd) de derivados produzidos, demanda investimentos para eliminar gargalos operacionais, aprimorar a qualidade de seus produtos e ampliar a segurança ocupacional e ambiental. A companhia planeja investir em refino US$ 4,9 bilhões, sendo US$ 4,7 bilhões de capital próprio, distribuídos pelas onze refinarias nacionais. A aplicação dessa quantia será feita no intervalo entre 2001 e 2006, com média anual de US$ 800 milhões, quantia próxima à dos anos em que foram feitos os maiores investimentos nesse segmento no País, na década de 70. Além disso, 75% dos bens e 100% dos serviços serão comprados no Brasil, com reflexo significativo no mercado de trabalho, pois indicam a contratação, direta ou indireta, de 56 mil trabalhadores.

“Estamos promovendo uma segunda corrida do refino no Brasil”, comentou o diretor da área de abastecimento da Petrobrás, Rogério A. Manso da Costa Reis. Esses investimentos serão conduzidos de modo a converter as unidades de processamento para receber os óleos nacionais, mais viscosos e com alta acidez naftênica. Além disso, a empresa pretende obter produtos diferenciados dos da concorrência, incluindo combustíveis adequados para motores de alto desempenho, além de contribuir para a redução da poluição ambiental pela sensível diminuição do teor de óxidos de enxofre. Essa estratégia permitirá ampliar a participação de derivados de maior valor na matriz de refinados, garantindo melhor remuneração para a companhia.

Química e Derivados: Petrobrás: petro01. Cabe ressaltar que os investimentos não contemplam acréscimo na capacidade instalada de destilação de óleo cru, mas poderá permitir o uso total das instalações. “Algumas refinarias não podem operar à plena carga por não contar com unidades para tratamento de resíduos, como o coque”, explicou o gerente geral de planejamento e gestão da área de abastecimento, Paulo Maurício Cavalcanti Gonçalves. O exemplo típico é a Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), de Canoas-RS, que só ocupa 61% da capacidade de destilação por falta de instalações para coque e para hidrotratamento de derivados pesados. “Com a conclusão do investimento em curso, será possível aproveitar mais 10 mil m³ de capacidade nominal.” A Refap é operada em parceria entre a Petrobrás e a Repsol/YPF.

A ampliação da capacidade de destilação de óleo cru da Petrobrás foi impedida pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), em face da posição dominante da empresa no mercado de petróleo e derivados no País. “Também a regulamentação da atividade, instituída com a lei 9.478/97, tem por objetivo atrair novos players para o mercado nacional”, considerou Manso. “A Petrobrás pode até entrar como parceira, de modo a facilitar essa atração”. Segundo explicou, para a Petrobrás seria muito interessante contar com a presença de concorrentes locais. Isso permitiria comprovar a eficiência da companhia perante o consumidor nacional, além de ampliar o consumo da matéria-prima. “Afinal, somos fornecedores de petróleo”, disse, ressaltando a importância da concorrência para aprimorar o negócio.

Química e Derivados: Petrobrás: petro02.Derivados importados – Enquanto os investimentos da Petrobrás e a chegada de outros investidores não se efetivam, a estatal amplia a importação de derivados, estimada em 200 mil bpd (dos quais 15 mil só de nafta petroquímica) para este ano, representando despesa da ordem de US$ 2 bilhões. A empresa prevê crescimento anual médio da demanda doméstica de derivados de 3,5% ao ano entre 2001 e 2010, com pressão evidente na balança comercial. “O Brasil precisa investir imediatamente na construção de duas novas refinarias de cerca de 220 mil bpd cada uma para evitar um ‘apagão de combustíveis’”, disse Maurício Alvarenga, diretor da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), uma organização não-governamental que congrega associações representativas de todos os elos da cadeia de produção de petróleo e gás natural no Brasil, além da própria Petrobrás, órgãos governamentais e agências de fomento, com objetivo de ampliar a competitividade nacional no setor.

Especialista em petróleo, com vivência de mais de 40 anos na atividade, a maioria dos quais na Petrobrás, na qual aposentou-se depois de ter dirigido vários departamentos, Alvarenga calcula que a conta da importação de derivados vai crescer para US$ 3,5 bilhões a US$ 4 bilhões por ano até 2006. O intervalo de quatro anos é o tempo necessário para a construção das novas refinarias, uma das quais deveria ser instalada em Guararema-SP, por onde passará um oleoduto para 500 mil bpd de óleo da Bacia de Campos. A outra refinaria deve ser alocada no Nordeste, no eixo Pernambuco-Ceará. O investimento total nesses projetos beira os US$ 4 bilhões.

Dados da ANP apontam uma demanda brasileira atual por derivados de petróleo de 1,84 milhão de barris/dia, suprida pela produção local acrescida da importação de 143 mil bpd. Isso significa cobertura de demanda da ordem de 92,2%. A média considerada ideal no mundo se situa entre 80% e 90%, dada a rentabilidade de novos investimentos. Considerando uma evolução moderada na demanda, o déficit na produção local de derivados pode chegar a 822 mil bpd, com impacto de US$ 5 bilhões por ano na balança comercial. A ANP considera ideal que sejam investidos em refino de US$ 13,5 bilhões a US$ 15 bilhões nos próximos dez anos, exigindo a definição de um plano de incentivos.

Química e Derivados: Petrobrás: petro03.O diretor da Onip não acredita que as grandes companhias internacionais de petróleo venham investir em refino de petróleo no Brasil nesse período. “Há excedentes mundiais de derivados, que tornam a atividade de refino pouco rentável no momento”, explicou. “As grandes multinacionais já detêm 38% da distribuição brasileira de derivados, elas poderiam facilmente importar diretamente esses produtos, bastando investir um pouco em terminais portuários.” Ele informou que há mais de dez anos não se constróem refinarias para exportação de derivados. Apenas há projetos em andamento na Índia e na China, ambos voltados para abastecimento local. “A ociosidade na indústria mundial de refino era de 20%, mas já caiu para os atuais 8%.”

Alvarenga explica que o investimento em uma refinaria nova pode ser estimado em US$ 9 mil por barril de capacidade nominal, com tempo mínimo de construção de 3,5 anos. Já as revamps (ampliações de refinarias existentes) são feitas mediante a aplicação de US$ 3,5 mil a US$ 4 mil por barril adicionado à capacidade, com prazos de implantação de dois a dois anos e meio. O diretor Rogério Manso concorda com a existência de oferta abundante de derivados no mundo, fazendo com que as companhias vendam produtos a preços muito baixos para manter ocupadas as capacidades de processamento e diluir custos fixos. No entanto, ele discorda sobre a atratividade do mercado nacional. “O Brasil tem características singulares que sinalizam para investimentos estrangeiros na área de refino”, afirmou.

Química e Derivados: Petrobrás: Manso - US$ 4,9 bilhões desencadeiam corrida ao refino.
Manso – US$ 4,9 bilhões desencadeiam corrida ao refino.

Ele caracterizou a situação brasileira em quatro pontos. Inicialmente, é preciso considerar que o País representa grande mercado para derivados de petróleo e gás natural, com área territorial ampla, sem restrições internas ao tráfego de produtos. Esse mercado apresenta taxas de crescimento muito superiores à média mundial, só superadas pela Índia e China. É preciso considerar que a produção nacional de petróleo, feita principalmente pela Petrobrás, mas também por mais de 41 empresas internacionais que participaram dos leilões de blocos de exploração promovidos pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), apontam para a auto-suficiência em 2005. “Saliento que a maior parte dessa produção está na região Sudeste, também a principal área consumidora de derivados, contando com logística muito favorável”, afirmou. O último aspecto que diferencia a situação brasileira é a localização geográfica, distante das regiões mundiais exportadoras de derivados, como o Golfo do México. “O custo do frete acaba compensando a falta de proteção alfandegária”, explicou.

Manso ressalta que, por força dos acordos firmados no âmbito do Mercosul, desde janeiro deste ano todas as importações de derivados de petróleo, inclusive gasolina e diesel, tiveram zeradas as alíquotas do imposto de importação.

Tendo por meta a obtenção de resultados, é preciso conciliar o investimento em novas capacidades de refino com os preços internacionais dos derivados. “Ao longo da década, deve haver alguma melhora nas margens de lucro da atividade de refino, que hoje ficam abaixo de US$ 1 por barril”, comentou Manso.

Química e Derivados: Petrobrás: petro04.Outros estímulos já se apresentam, como a redução de tributos oferecida pelos Estados do Rio de Janeiro e do Ceará para novas instalações de refino. O diretor de abastecimento informa que o governo federal também estuda incentivos para a atividade.

A importação de derivados por parte da Petrobrás deve chegar a US$ 2 bilhões neste ano. Segundo o diretor, não há risco de desabastecimento, pois as muitas refinarias existentes estão fazendo, aos poucos, desengargalamentos (DBNs), aumentando gradualmente a oferta mundial de derivados. As previsões da estatal garantem que o abastecimento de derivados será tranqüilo pelo menos por mais dez anos. “Pode acontecer que sejam construídas refinarias na Venezuela ou em algum país do Caribe, com volume capaz de refrear investimentos no Brasil”, considerou. Apesar disso, o diretor reafirma a existência de boa oportunidade para construir nova capacidade em refino de petróleo no Brasil, com reflexos positivos para a exportação de derivados e no estímulo aos investimentos a jusante.

A previsão da Petrobrás não inclui as importações de nafta realizadas pelas centrais petroquímicas, que correspondem a quase um terço do material consumido no Brasil. Copene e Copesul já realizam essas operações, possuindo instalações próprias para descarga e transporte do porto até os fornos de pirólise. As duas centrais e também a Petroquímica União foram autorizadas pela ANP para comercializar livremente as correntes obtidas, entre as quais constam gasolina automotiva e GLP. “O mercado está aberto, o que é muito bom para todos”, comentou Manso.

O diretor comentou que a nafta petroquímica representa para a Petrobrás um derivado de baixo valor. Existem alternativas mais rentáveis para a companhia colocar no mercado esses hidrocarbonetos, que podem ser incluídos na gasolina, no diesel e no querojato (querosene de aviação). “Não podemos nos esquecer que o Brasil conta com parque petroquímico já instalado e que precisa ser internacionalmente competitivo”, afirmou. “Acredito que o preço da nafta chegará a um ponto de equilíbrio, satisfatório para todos.”

As recentes elevações do preço do GLP ao consumidor provocaram reações populares, particularmente importantes quando se considera a proximidade das eleições. “O GLP subiu por um fator circunstancial, ligado à retirada de um subsídio, de modo a dar mais transparência ao mercado de combustíveis”, explicou. A ANP decidiu que vigiará os preços do gás, de modo a estipular um teto de preços. Manso acredita na ocorrência de algum tipo de intervenção, seja na produção ou na distribuição do produto, mas não espera mudanças estruturais no setor. “Mudanças mais fortes significariam um retorno ao modelo antigo, com hiperregulação em todos os elos da cadeia produtiva”, disse. “Isso é muito complexo, com grande possibilidade de introduzir distorções indesejáveis, como o desvio de produtos para fins não autorizados.”

Adequação do refino – As refinarias maiores da Petrobrás foram construídas nas décadas de 70 e 80, e foram projetadas para processar os óleos mais comuns da época. A descoberta de óleo em águas profundas na Bacia de Campos ampliou a oferta de tipos mais viscosos de óleo. O parque instalado pode refinar a maior parte da produção nacional, misturando os tipos pesados com outros mais leves, até um limite técnico. “Já estamos nesse limite, por isso exportamos uma parte do óleo aqui produzido e importamos tipos mais leves”, informou Manso.

Com base nos dados de prospecção dos novos poços da Bacia de Campos, a empresa prevê o aumento da produção de óleos ainda mais pesados, com até 16º API, a partir de 2004. A viscosidade média atual dos óleos refinados no Brasil é de 24,8º API, devendo cair para 23,8º API até 2006. “Além disso, os novos óleos nacionais apresentam elevados teores de acidez naftênica, capaz de corroer equipamentos”, explicou o diretor.

Os planos de conversão das refinarias para operar com óleo nacional, de oferta crescente, também precisam ser conjugados com as tendências de consumo dos derivados. Os óleos combustíveis participaram com 17% do perfil da produção de derivados da Petrobrás em 2000, embora sua fatia no perfil da demanda local tenha sido de 11%. Para 2005, as projeções da companhia indicam que o mercado consumirá volume equivalente a 7% de todos os derivados. As adaptações em curso pela Petrobrás visam reduzir a produção de óleos combustíveis para 11% do total de refinados em cinco anos. “O maior uso do gás natural tira quase 10% ao ano do mercado dos óleos combustíveis”, comentou Manso.

Química e Derivados: Petrobrás: Gonçalves - meta é ocupação total das refinarias.
Gonçalves – meta é ocupação total das refinarias.

Derivados de qualidade – Os investimentos planejados, da ordem de US$ 4,9 bilhões até 2006, introduzirão mudanças de conversão de processos e de qualidade de produtos em todas as maiores refinarias da Petrobrás, e também em algumas das de menor porte. Unidades novas de coque estão previstas para a Reduc (Duque de Caxias-RJ), Replan (Paulínia-SP) e Refap (Canoas-RS). Também serão instalados novos RFCC (craqueamento catalítico fluido de resíduos), HDT (hidrotratamento de derivados) e HCC (hidrocraqueamento catalítico), que convertem resíduos pesados em correntes mais leves e limpas.

Paulo Maurício Cavalcanti Gonçalves, gerente geral de planejamento e gestão da área, explica que o RFCC e as unidades de coque serão construídas com tecnologia desenvolvida pelo centro de pesquisas da companhia (Cenpes), contando com catalisadores produzidos pela Fábrica Carioca de Catalisadores. Segundo explicou, o RFCC gera produtos leves e mais nobres a partir de resíduos produzidos pelas etapas de destilação anteriores. No entanto, esse processo não promove a dessulfurização dessas correntes. O HDT permite tratar cada corrente isolada, de modo a retirar contaminantes, entre os quais os principais são os compostos de enxofre.

“O HCC já é um processo de conversão que gera correntes leves, principalmente na faixa do diesel, e, ao mesmo tempo, promove a retirada dos contaminantes”, explicou. A tecnologia para a construção dessas unidades está sendo negociada com o Instituto Francês do Petróleo (IFP). Refinarias que já contam com RFCC devem ganhar unidades de HDT. Novas linhas de conversão possivelmente adotarão o HCC.

Convertidas e adaptadas aos requisitos técnicos de operação com óleos mais pesados e com alta acidez naftênica, as refinarias apresentarão outra vantagem. A menor produção de correntes viscosas significa menor ocupação dos dutos de transporte, facilitando transferências de produtos.

Química e Derivados: Petrobrás: petro05.Uma ressalva é feita em relação à Refinaria de Manaus (Reman), que processa óleo do campo de Urucu. “Estamos reavaliando o caso, pois o óleo de Urucu é muito leve, adequado para aproveitamento petroquímico”, explicou Manso. Pela posição geográfica, é mais fácil abastecer a Reman com óleos provenientes de outros países, em especial do Golfo do México.

O programa de investimentos, combinado com o aprimoramento das operações, permitirá reduzir o custo médio de refino da Petrobrás. Em 1998, eram gastos US$ 1,66 por bbl refinado, valor abatido para US$ 0,97, em 2001. A projeção atual da companhia para 2005 indica custo médio de US$ 0,85/bbl, altamente competitivo em relação aos indicadores mundiais. Também o downstream das refinarias receberá investimentos de US$ 1,3 bilhão para reduzir a produção de efluentes líquidos e abater as emissões atmosféricas, além de aumentar a segurança operacional das unidades produtivas e dos oleodutos. “Todas as refinarias da Petrobrás estão certificadas nas normas ISO 9000, ISO 14000 e ISO 18000”, comentou Manso.

Química e Derivados: Petrobrás: petro06.Além das instalações nacionais, no total de 1.931 mil bpd, a Petrobrás também controla três refinarias no exterior, com capacidade total de 90 mil bpd, dos quais 60 mil na Bolívia e 30 mil bpd na Argentina. A companhia está adquirindo mais duas refinarias argentinas, no total de 76 mil bpd adicionais. “A Petrobrás tem competência para atuar em todas as fases do setor, do poço ao posto, e queremos operar de forma integrada também nos países do Cone Sul”, explicou Manso. “Só não faremos o refino pelo refino, mas investiremos onde for preciso para integrar a cadeia de valor.”

Produção crescente – O anúncio oficial da contratação do estaleiro Jurong para executar a conversão do navio petroleiro (um VLCC, de very large crude carrier) Felipe Camarão em plataforma do tipo FPSO (floating, production, storage and offloading), a ser denominada P-50, divulgado em 6 de agosto, pelo valor de US$ 244 milhões, é apenas um dos projetos de expansão da produção de petróleo no Brasil. A P-50, quando pronta, será instalada no promissor campo de Albacora Leste. No início de agosto, a companhia encontrou novo campo gigante de petróleo (com reservas de mais de 600 milhões de barris de óleo) no litoral do Espírito Santo. Com o nome de Jubarte, a nova área oferece óleo com 17ºAPI.

A Petrobrás pretende aplicar aproximadamente US$ 20 bilhões na área de exploração e produção de petróleo no País até 2007, segundo dados da Onip. Além disso, no mesmo período, as mais de 40 empresas estrangeiras que operam no segmento devem aplicar outros US$ 4 bilhões. “Uma previsão realista indica investimentos totais de US$ 100 bilhões em petróleo no Brasil nos próximos dez anos”, afirmou Maurício Alvarenga.

Química e Derivados: Petrobrás: petro07Outras licitações de envergadura serão feitas para a compra das plataformas semi-submersíveis P-51 e P-52, para os campos de Marlim Sul (módulo 2) e Roncador (módulo 1A). Os investimentos previstos montam em US$ 1,4 bilhão e US$ 1,6 bilhão. Nesses casos, o uso de unidades de completação seca ou de petroleiros convertidos não foram aprovados técnica e economicamente, dado o alto volume de óleo e gás a ser processado (na faixa de 200 mil bpd cada), número de risers a acoplar (89 e 71, respectivamente) e lâmina d’água (1.255 m e 1.800 m). Pesou contra as alternativas a falta de experiência internacional nessas condições, o que implicaria risco muito elevado para a sua adoção.

Química e Derivados: Petrobrás: Alvarenga - faltam duas refinarias no Brasil.
Alvarenga – faltam duas refinarias no Brasil.

O fornecedor dos cascos escolhido foi a norueguesa Aker, uma das poucas companhias do mundo habilitada a tal empreitada. A maior parte dos projetos será feita pela Petrobrás, cabendo a ela iniciar o processo licitatório, normalmente demorado.

O caso mais urgente é o de Marlim Sul. A plataforma lá instalada teve a capacidade de processamento esgotada com a interligação de apenas um terço dos poços previstos.  Geralmente, a engenharia de reservatório é precisa e acerta o volume estimado da produção”, afirmou Maurício Alvarenga. “Mas Marlim Sul apresentou resultados surpreendentes, com poços produzindo 40 mil bpd.”

As licitações feitas pela Petrobrás despertam sentimentos fortes entre os fornecedores locais e estrangeiros. Historicamente, a estatal sempre apoiou a indústria nacional de bens e serviços, tendo sido responsável por boa parte do avanço técnico e qualitativo de vários produtos. Porém, desde que a empresa fortaleceu sua faceta privada (formalmente, é uma empresa de economia mista), o compromisso com a rentabilidade a levou a buscar novas fontes de suprimentos, orientadas para a redução de custos.

Alvarenga mantém opinião pessoal sobre a questão do índice de nacionalização mínimo dos projetos. “A Petrobrás, como qualquer companhia, precisa ser competitiva mundialmente e deve buscar sempre as melhores condições econômico-financeiras”, disse. “Porém, como em qualquer empresa do mundo, o sócio majoritário pode promover algumas exigências.” Dessa forma, no entender do especialista, a estipulação de índices mínimos de nacionalização das encomendas deveria ser feita pelo Estado brasileiro, representado pelo governo federal. Aliás, o País já ofereceu uma cota de sacrifício, por meio de várias formas de renúncia fiscal, necessárias para estimular o setor.

A encomenda da P-50, por exemplo, não exigia conteúdo nacional nenhum no edital. As negociações se estenderam por um ano e meio, e atingiram um clímax com o cancelamento do primeiro certame, vencido pela Bluewater. Nova licitação foi feita, com outras regras, permitindo melhores condições de competitividade aos fornecedores nacionais. Mesmo assim, o estaleiro Jurong venceu a disputa, contra a proposta do consórcio Fels-Setal/Technip, esta com maior conteúdo nacional. Com isso, o índice de nacionalização da P-50 chegará a apenas 48% do valor total.

Em junho, durante o processo de seleção, a Assembléia Legislativa do Estado do Rio de Janeiro aprovou a cobrança de ICMS (18%) sobre toda e qualquer importação de equipamentos com destino à produção de petróleo e gás. “Essa lei tinha por objetivo incentivar os fornecimentos locais, mas acabou por encarecer todos os investimentos, de qualquer origem”, comentou o diretor.

Guerra de impostos – A tributação sobre bens de capital e serviços para o setor de petróleo também despertou muitas discussões. Para atrair as empresas estrangeiras, foi adotado o regime de importação temporária, pelo qual se presume que os equipamentos usados na atividade sejam devolvidos à origem após o uso. “Isso é cabível quando se fala em sondas de perfuração, mas não para plataformas e equipamentos de produção, que permanecem em uso por quase trinta anos”, criticou Alvarenga. Como os fabricantes locais ficavam em absurda desvantagem, foi criado um regime tributário especial para a atividade petroleira, o Repetro. A idéia era conceder isenção total de impostos para fabricantes nacionais, permitindo isonomia com os estrangeiros. “O setor conseguiu isenções federais e municipais, mas não a do ICMS, por falta de unanimidade no Confaz”, explicou Alvarenga.

Dessa forma, os fornecedores locais, apesar do Repetro, enfrentam duas grandes dificuldades para competir: as diferenças tributárias e o custo de obtenção de recursos financeiros, fortemente influenciados pelas elevadíssimas taxas de juros.

Alvarenga comenta que o maior investimento do mundo em exploração e produção de petróleo, no valor de US$ 2,5 bilhões, está sendo feito no campo de Barracuda/Caratinga. Para conduzi-lo foi constituída uma empresa de propósito específico (SPC), com sede na Holanda. Um contrato do tipo EPC (engineering, procurement and construction) foi firmado com a Kellog Brown Root (KBR), selecionada mediante concorrência internacional. A KBR é uma grande corporação, detentora de marcas como Dresser, Masoneillan e outras, cobrindo todas as necessidades do projeto. “Eles nem sequer consultavam os fornecedores nacionais, embora existisse lei que exigisse isonomia”, afirmou Alvarenga. Nesse caso, a Onip protestou junto à ANP, que acabou acatando o argumento da instituição sobre a responsabilidade subsidiária da cessionária quanto às obrigações legais da cedente, e passou a exigir que a KBR também cotasse fornecedores nacionais para a execução do projeto. “Quando o projeto foi contratado, apenas US$ 360 milhões seriam comprados no Brasil”, recorda-se. “No final, foram adquiridos no País cerca de US$ 750 milhões.”

De forma geral, a Petrobrás preserva a rede de fornecedores locais que ajudou a montar durante décadas. “Para 2002, das compras totais de US$ 1,8 bilhão previstas pela companhia, 82% serão obtidos junto a empresas locais”, informou.

Frota nacional – A Onip, com a dupla missão de apoiar a atração de investimentos externos na área petroleira do Brasil e maximizar a participação nacional no fornecimento de bens de capital e serviços, aos três anos de existência já tem motivos para comemorar. A ONG participou ativamente da reativação do setor de construção naval fluminense, que estava praticamente parado havia 12 anos. “Apoiamos a Secretaria de Estado da Indústria Naval do Rio Janeiro (Seinpe) e o resultado foi a reabertura de 15 estaleiros, além de mais um que logo voltará à ativa”, comemorou.

A indústria naval é fundamental para a exploração de petróleo no Brasil, pois 85% das reservas provadas e 82% da produção estão localizados no Oceano Atlântico. A demanda é crescente por plataformas, navios-tanque e barcos de apoio, além de contratos de conversão, como o da P-50. “A Petrobrás trabalha com 120 navios de apoio à produção no mar, dos quais 80 são de bandeira estrangeira”, informou o diretor da Onip. A contratação de fretes representa um custo anual da ordem de US$ 400 milhões. Pelos registros da entidade, a companhia já teria contratado a construção de 22 navios junto aos estaleiros nacionais, iniciando um plano de nacionalização da frota de apoio em dez anos. “Cada navio desses custa entre US$ 15 milhões e US$ 22 milhões”, comentou.

Além dos projetos em curso no Brasil, a Petrobrás também investe no exterior para diversificar portfólio, gerar caixa em moeda forte, reduzir custos de capital e melhorar a rentabilidade da companhia. A atuação em vários mercados também reduz riscos, facilitando a captação de recursos internacionais. A meta da companhia para 2005 é obter 300 mil boe por dia fora do Brasil, incluindo projetos de exploração e produção na América Latina (Colômbia, Argentina e México), e nas bacias marítima do Oeste da África (Nigéria e Angola). Os investimentos internacionais receberam reforço recente, com a compra da Petrolera Santa Fe, da Argentina, por US$ 89,5 milhões, detentora de reservas provadas de 84,7 milhões de barris de petróleo, antes controlada pela Devon Energy Corp. A companhia brasileira também finaliza o processo de aquisição da Perez Companc, um dos maiores grupos empresariais do país vizinho, negócio da ordem de US$ 1 bilhão, ainda em fase de verificação de ativos e de aprovação pelo órgão argentino de defesa da concorrência.

Esforços variados – Além de atuar junto aos fornecedores locais de equipamentos e serviços, a Onip desenvolve trabalhos voltados para analisar a estrutura do setor e também a formação de profissionais adequados para as novas exigências profissionais. Recentemente, a entidade apoiou a formação de um convênio entre a Universidade de Essex (na Inglaterra, uma referência mundial do setor) com a Universidade Federal da Bahia para transferir tecnologia na definição de parâmetros que permitam a elaboração de estudos comparativos entre empresas mundiais de petróleo e gás. “A idéia é elaborar estudos de benchmarking setorial aqui no País, de modo a estimular o desenvolvimento da atividade”, explicou Alvarenga.

A Onip bancou um estudo que permitiu identificar 57 diferentes perfis de profissionais necessários hoje e no futuro para atuar no setor. Esse estudo foi distribuído para mais de 300 institutos de ensino no Brasil, com a intenção de estimular a elaboração de cursos específicos, com futuro promissor, dados os investimentos anunciados. “Infelizmente, só duas instituições nos responderam, buscando mais detalhes”, lamentou.

Petroquisa quer retomar posição de operadora petroquímica

A Petroquisa quer retomar papel de relevo na petroquímica brasileira. Depois de mais de uma década afastada do cenário, a subsidiária da Petrobrás, detentora de 99,997380% do capital votante, estuda novas formas de participar do setor, descartando posições subalternas.

Química e Derivados: Petrobrás: Fontes - papel de gestor não significa controle acionário.
Fontes – papel de gestor não significa controle acionário.

“Queremos o posto de gestor, ou de co-gestor, sem necessariamente deter o controle majoritário dos empreen­dimentos”, afirmou o presidente da Petroquisa, Carlos A.M. Fontes.  Desde o início dos leilões de privatização, no governo Collor, a holding se manteve silente. A venda de seus ativos encerrou a fase hegemônica da estatal no setor. “No passado a Petroquisa funcionava como o agente do governo na petroquímica, era o fiel da balança no modelo tripartite”, comentou, descartando reinstalar o sistema.

A postura mais ativa da subsidiária é coerente com o propósito da companhia-mãe de maximizar resultados. Fontes admite que a Petrobrás ainda não definiu posição quanto a um possível movimento para integrar as atividades de refino e petroquímica. A maior dificuldade para isso consiste no fato de as refinarias da companhia serem operadas de modo integrado. Caso terceiros se associem a uma ou outra refinaria, poderiam ser criados conflitos de interesses no sistema, o que é indesejável.

Do ponto de vista técnico-econômico, a integração a jusante faz sentido. “Temos correntes sobrantes de refino muito úteis para a petroquímica e que poderiam oferecer retorno adicional”, comentou Fontes. A corrente C3, por exemplo, é a mais utilizada nesse sentido. O propeno da Rlam (Mataripe-BA) é vendido para a Dow (Aratu-BA), enquanto o da Reduc (Duque de Caxias-RJ) serve à unidade adjacente da Polibrasil, empresa cuja unidade de Mauá-SP passará a receber ainda neste ano o propeno obtido na vizinha Recap (Capuava-SP). A Revap (S.J. dos Campos-SP) fornecerá o insumo para a fabricação de ácido acrílico da Basf, ainda em projeto.

Gases de refino podem ser usados como carga para os fornos de pirólise das centrais petroquímicas. Há estudos adiantados para fornecer 120 mil t/ano de etano e eteno para ampliar a capacidade produtiva da Petroquímica União (PqU). “Estamos próximos de fechar o contrato, bastando resolver o problema do preço, inicialmente calculado com base no produto extraído em Campos, que precisou ser ajustado com a chegada do gás da Bolívia”, explicou.

Química e Derivados: Petrobrás: petro08.Portfólio atraente – O projeto de privatização previa a retirada completa da participação estatal da segunda geração petroquímica e a manutenção de posições minoritárias nas centrais de matérias-primas. A carteira acionária em poder da Petroquisa ostenta jóias, como participações com direito a voto de 15% a 17% na Copene, Copesul e PqU. Na segunda geração foram mantidos bons ativos, como 28,56% da Deten (produtora de LAB para detergentes) e 45,22% na Petroquímica Triunfo (polietileno de baixa densidade). Também merecem destaque os 49,53% da Metanor (metanol) e os 35% da Petrocoque. Além disso, a companhia participa com 16,67% do capital ordinário da Rio Polímeros, produtora de polietilenos a partir de gás natural, que está sendo construída junto com os grupos Unipar e Suzano.

Ao mesmo tempo, remanescem em carteira posições em empresas desativadas ou em hibernação permanente, como PetroRio, Alclor, Fenol e Nitroclor. “Com o tempo, os ativos serão depurados”, comentou Fontes.

Fato digno de nota foi a distribuição de R$ 3,9 milhões em dividendos referentes ao exercício de 2001. Embora o resultado tenha sido influenciado pela liquidação de uma antiga dívida da holding por meio da transferência de títulos do governo (NTNs) à Petrobrás, Fontes o considera como indicador de saúde financeira, abrindo espaços para novos projetos.

Segundo informou, a Petroquisa investirá US$ 500 milhões a US$ 600 milhões nos próximos dez anos em atividades produtivas. A Rio Polímeros significa aplicação de US$ 70 milhões (considerada a equivalência patrimonial), enquanto o projeto de ácido acrílico representa outros US$ 50 milhões, mas aguarda momento propício para deflagração. “Por causa do mercado mundial, o empreendimento foi adiado e sua capacidade cortada pela metade: das 120 mil t/ano originais, para 60 mil t/ano”, afirmou Fontes.

O presidente da Petroquisa considera a petroquímica como negócio atraente, que não deve ser descartado pela Petrobrás. “Basta ver que o mercado brasileiro de poliolefinas cresce 2,5 vezes mais que o PIB”, disse. “A atividade tem algumas imperfeições ‘genéticas’, mas isso está sendo resolvido pelos recentes movimentos de reorganização de capitais.”

Essa reorganização tem por paradigma a formação da Braskem, a partir dos ativos da antiga Copene e das participações dos grupos Odebrecht e Mariani na área petroquímica, efetivada por assembléia de acionistas realizada em 16 de agosto último. Como resultado da integração, a Petroquisa passou a deter 11% do capital total da nova empresa. “Formamos um bloco de minoritários importantes, junto com os fundos de pensão Previ e Petros, e participamos ativamente do processo, inclusive na etapa de ajuste do valor dos ativos incorporados”, disse Fontes. “O resultado ficou bom para todos”.

O acordo de acionistas prevê a possibilidade de a Petroquisa ampliar sua participação societária até alcançar posição paritária com os controladores (Odebrecht/Mariani). “Temos direito a exercer essa opção até abril de 2005, seja pela integração de outros ativos, ou por aporte financeiro, ou por compra de posições dos demais sócios”, explicou. O longo prazo para exercer essa opção foi explicado por Fontes como necessário para uma avaliação realista do processo de fusão. “Queremos avaliar o desempenho da nova companhia por pelo menos dois exercícios fiscais completos antes de tomar a decisão”, informou.

Essa decisão vai influenciar os rumos da atividade petroquímica nacional. Aparentemente, o setor caminha para uma bipolarização. Um dos grupos, capitaneado pela Braskem, tende a consolidar os ativos dos pólos Nordeste e Sul. O outro conglomerado terá por base o Sudeste brasileiro, liderado pelos grupos Unipar e Suzano, incorporando a PqU e a Rio Polímeros. Atualmente a Petroquisa participa do capital das maiores empresas envolvidas. “Para nós está claro que devemos participar de apenas um desses grupos, retirando-nos gradualmente do outro”, comentou Fontes. A escolha dos parceiros será fortemente influenciada pela possibilidade de participar da gestão do empreendimento. “Nossa cultura é de receber prêmios pelo desempenho operacional, mais do que coletar dividendos”, afirmou.

Fontes assegura que a saída da Petroquisa não acarretará retaliações por parte da Petrobrás ao grupo não-contemplado. “A Petroquisa pode concorrer no mercado, mas a Petrobrás manterá tratamento isonômico aos seus clientes, uma empresa é independente da outra”, garantiu.

O movimento de concentração de negócios poderia tomar um rumo inesperado, agrupando todos os ativos locais em uma só companhia. Essa é uma possibilidade apenas teórica, embora representasse a formação de empresa de porte mundial e altamente competitiva. “Seria muito difícil acomodar todos os interesses envolvidos”, avaliou o presidente da Petroquisa. “Além disso, dificilmente o Cade aprovaria a fusão total, pois eliminaria a concorrência nas resinas plásticas.” Fontes considera que a posição geográfica do Mercosul acarreta um custo de frete sobre produtos importados, uma proteção natural do setor.

A prioridade para investimentos em novos projetos é concedida para a produção de poliolefinas. A segunda opção é formada por produtos diversos, geralmente visando substituição de importações. “Uma terceira opção seriam os derivados de aromáticos, que são complementares ao refino de petróleo, especialmente como subprodutos da unidade de reforma”, comentou. Já investimentos na área da química fina estão descartados.

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