Petróleo & Energia (gás, refino e gasolina)

Petrobras – Plano aperta os cintos, mas reforça investimentos de E&P

Marcelo Fairbanks
15 de outubro de 2011
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    No caso do óleo diesel a situação é semelhante. Entre janeiro de 2009 e janeiro de 2011, o consumo interno do combustível aumentou em 11,1%. Para Costa, essa ampliação foi determinada em grande parte pela demanda do setor agrícola, tanto na produção quanto no escoamento da safra. O aumento da demanda e a necessidade de oferecer aos consumidores das regiões metropolitanas um diesel de qualidade superior (com máximo de 50 ppm de enxofre, por força de lei) explicam o aumento da importação do derivado.

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    Gráfico 2: Petrobras duplicará sua produção até 2020 – Clique para ampliar

    Neste ano está sendo necessário importar gasolina para compensar a redução do teor de etanol anidro adicionado ao combustível vendido no mercado interno. “Durante o primeiro semestre importamos 2,5 bilhões de barris de gasolina, quantidade suficiente para abastecer o país por seis dias”, informou Costa. Embora pouco represente em relação à produção da estatal, esse volume criou dificuldades nos portos nacionais.

    Como a redução de oferta de etanol redundou no aumento do preço do combustível, os donos de carros com motores flexíveis passaram a preferir a gasolina, elevando a demanda desta. “Desde o ano passado, estamos fazendo um esforço nas refinarias, mexendo nos processos e alterando os catalisadores para conseguir um aumento de 42 mil bpd de gasolina na produção total”, explicou Costa.

    Aliás, o parque nacional de refino está operando cheio em 2011. Durante o primeiro semestre, a média de ocupação das unidades ficou acima de 90%. “Tivemos um pico de aproveitamento em maio, quando chegamos a 93%, um índice excelente, considerando que as melhores refinarias do mundo giram em média com 90% de ocupação”, salientou. Em 2010, esse índice foi prejudicado pelas paradas programadas de manutenção e intervenções em algumas unidades.

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    Costa: produção das Premium I e II ficará no mercado interno

    A expectativa de aumento de demanda acima do PIB fez a estatal reavaliar os investimentos nas refinarias Premium I (Maranhão) e II (Ceará). Segundo Costa, o plano inicial era destinar a maior parte dos derivados nelas produzidos para o mercado internacional. A nova perspectiva da demanda interna mudou o jogo: a produção dos refinados será absorvida aqui mesmo, segundo a estatal. Isso se revelou providencial, pois a demanda externa que seria atendida pelas novas refinarias Premium – Estados Unidos e algumas regiões da Europa – minguou com a crise econômica atual.

    Em 2010, a importação de derivados de petróleo supriu as necessidades de 5% da demanda brasileira de combustíveis líquidos. Nos Estados Unidos, essa importação fica perto de 3%. A estatal projetou que se não forem feitos investimentos em refino, em 2020 a importação representará 40% do total consumido, uma situação de dependência absurda. “Esse volume gigantesco de importações criaria um sério problema logístico, com custos muito elevados”, considerou Costa. “Há 32 anos que não se constrói uma refinaria de grande porte no Brasil, a última foi a Revap, de São José dos Campos-SP”, ressaltou, embora admita que tenham sido feitas ampliações e desengargalamentos que supriram a demanda local no período, marcado por profundas crises econômicas. Até a inauguração de uma das refinarias em construção, a importação de derivados deverá ficar entre 5% e 10% da demanda nacional.

    O atual plano de negócios aponta para uma capacidade efetiva de refino nacional de 3,2 milhões de barris por dia em 2020, muito próxima da demanda estimada para este ano pela estatal, de 3,3 milhões de bpd. Costa garante que os investimentos estão caminhando dentro dos cronogramas. “A Rnest, de Suape-PE, está com 40% das obras prontas; o Comperj, com 20%; e a Premium I concluiu a terraplanagem”, assegurou.

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    Projetos para ampliar a produção nacional – Clique para ampliar

    A Rnest, oficialmente denominada Refinaria Abreu e Lima, está no meio de um imbróglio típico de ópera-bufa. Projetada para processar 230 mil bpd em dois trens de produção – um alimentado com óleo brasileiro e outro com os extrapesados venezuelanos –, a unidade resultaria de uma sociedade entre a Petrobras (60%) e a Petróleos de Venezuela (PDVSA, com 40%). Assim, a divisão do capital se repetiria na partilha dos investimentos. Porém, a participação da PDVSA seria bancada por um financiamento do BNDES, mediante a apresentação de garantias, que não tinham sido apresentadas até o dia 20 de agosto. “Se as garantias não forem apresentadas oportunamente, nós tocaremos o projeto sozinhos e, assim, o investimento será menor, por não incluir os equipamentos necessários para processar óleo tão pesado”, comentou Costa. Poucas semanas depois, sob protestos, a PDVSA apresentou as garantias ao BNDES.

    O Comperj passou por uma redefinição de escopo. Inicialmente planejado para ser uma “refinaria petroquímica” capaz de transformar o óleo pesado de Campos em insumos básicos, como eteno, propeno e aromáticos, o projeto assumiu a feição atual de refinaria convencional com produção de diesel maximizada, com dois trens de 165 mil bpd, usando o óleo mais leve oriundo do pré-sal. O primeiro trem deve iniciar a produção em 2013.

    As refinarias Premium são um caso à parte. As críticas começaram na escolha dos locais de instalação, Maranhão e Ceará, que atenderiam mais às necessidades de aliados políticos do governo federal do que o crescimento do mercado. “Verificamos que a demanda das regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste cresce mais que a das regiões Sul e Sudeste, nas quais está instalada a maior parte da nossa capacidade de refino”, explicou Paulo Roberto Costa. “Daí a escolha desses locais para abrigar os novos projetos, o mesmo caso da Rnest.” Sua afirmação foi acompanhada por um mapa decorado com números que a confirmam. A demanda consolidada das regiões Centro-Oeste, Norte e Nordeste deve passar dos atuais 763 mil bpd para 968 bpd em 2015, enquanto a capacidade de refino só crescerá de 299 mil para 552 mil bpd. Ou seja, mesmo com o PN 2011-15, essas regiões ainda serão deficitárias, situação que só deverá melhorar em 2020, com a conclusão de todos os projetos.



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