Refino : Transição energética abre caminho para rever conceitos

E redesenhar operações globais

As mudanças climáticas cada vez mais perceptíveis impõem a transição energética, buscando a descarbonização da atividade econômica mundial.

Isso afeta diretamente o futuro da indústria do petróleo, à medida que os carros elétricos substituírem os veículos com motores a combustão interna.

Da mesma forma, a geração termelétrica alimentada com combustíveis de origem fóssil deverá se adequar a novas regulamentações mais exigentes quanto às emissões de gases de efeito estufa.

A transição energética já é um fator relevante dentro do planejamento de longo prazo das petroleiras, todas elas com metas anunciadas de redução de emissões em seus processos.

Ela acontecerá, isso é uma certeza no setor. A incógnita é o tempo necessário para que essa transição se efetive.

A Agência Internacional de Energia (IEA), em seu relatório anual Oil 2021, com prognósticos elaborados até 2026, registra que a pandemia da Covid-19 derrubou a demanda global por petróleo de 99,7 milhões de barris por dia (bpd) em 2019 para 91 milhões de bpd em 2020.

A expectativa da IEA para 2021 é de recuperação, porém ainda 3,2% abaixo da demanda anterior, ficando em 96,5 milhões de bpd.

A demanda global por petróleo e derivados só superaria a marca de 2019 em 2023, quando deverá alcançar 101,2 milhões de bpd. Até 2026, o consumo ainda crescerá, chegando a 104,1 milhões de bpd.

Os analistas da IEA apontam que o mercado do setor não voltará mais ao “antigo normal”, uma vez que os hábitos foram alterados, em particular pela adoção do trabalho remoto, o popular home office, e pela substituição das viagens aéreas frequentes de executivos pelas videoconferências.

Além disso, governos de vários países anunciaram a disposição de incentivar a retomada econômica de forma sustentável, ou seja, com menor uso de combustíveis fósseis.

Relatórios anteriores da IEA já previam um pico global de demanda por petróleo e derivados a ser atingido entre 2035 e 2040.

A partir desse pico, haveria um platô com duração de 10 a 15 anos, para iniciar uma tendência de queda lenta a partir de 2050.

O relatório de 2021 sinaliza que o pico de demanda será atingindo antes do que era esperado, sem estipular novos prazos.

Química e Derivados - Refino - Transição energética abre caminho para rever conceitos ©QD Foto: Divulgação/Petrobras

Essa sinalização, ainda vaga e imprecisa, reflete a visão das petroleiras e dos grandes consumidores globais.

Apesar disso, ela justifica uma redução de investimentos no setor, com efeitos geopolíticos importantes. Isso, como ressalta o relatório, pode levar a um quadro de escassez de suprimentos no futuro.

O derivado que será mais afetado até 2026 é a gasolina, que deverá perder 0,4% de demanda entre 2019 e 2026, ou seja, 700 mil bpd a menos.

Em contrapartida, a procura por nafta e etano/GLP, matérias-primas petroquímicas, deve crescer 2,5% e 1,9% no período, respectivamente.

Segundo a IEA, esses dois grupos responderão por 70% do incremento de demanda por derivados de petróleo até 2026.

Com isso, a atividade petroquímica mundial terá relevância crescente para a indústria do petróleo, justificando integração de negócios a jusante, como vem fazendo a Saudi Aramco com a Sabic, por exemplo.

A expectativa da IEA, considerando a retração de mercado no longo prazo e a inauguração de novas refinarias de escala elevada, é de fechamento de capacidades instaladas.

O relatório aponta que unidades representando o total de 3,6 milhões de bpd já tiveram anunciado o fechamento, mas os analistas preveem que seja necessário extinguir o total de 6 milhões de bpd para que o setor opere com ocupação em torno de 80% em todo o mundo.

Química e Derivados - Refino - Transição energética abre caminho para rever conceitos ©QD Foto: Divulgação/Petrobras

Esse fenômeno não é novo no setor. Na primeira metade da década de 1980, foram desativadas capacidades globais de 12 milhões de bpd, metade delas situada na Europa.

O segundo choque do petróleo, em 1979, provocou queda de mais de 6 milhões de bpd na demanda mundial, impulsionando o uso de gás natural e energia nuclear na geração de eletricidade.

Ao longo do restante da década, o aumento do consumo foi suprido pela maior ocupação das capacidades remanescentes.

Mais tarde, como decorrência da crise financeira de 2008, outras 7 milhões de bpd de capacidade de refino foram fechadas.

Assim, o atual momento de superoferta de derivados derrubou o índice de ocupação global de refino para 73%.

A agência ressalta que as refinarias de menor porte devem apresentar mais casos de fechamento, pela inviabilidade de ampliação e de instalação de unidades voltadas para a produção de insumos petroquímicos.

Desde 2012, o tamanho médio das plantas fechadas ficou em torno de 100 mil bpd.

Como decorrência, a escala média do parque de refino global subiu para 154 mil bpd. As refinarias previstas para entrar em operação nos próximos cinco anos têm, em média, 185 mil bpd de capacidade nominal.

A tendência atual aponta para o deslocamento do parque de refino da região do Atlântico para a Ásia, região que será preponderante na produção de derivados. Isso exigirá suprimento adicional de 27 milhões de bpd de óleo cru para lá, a ser fornecido por países produtores, em especial do Oriente Médio, onde também o refino está em expansão.

Química e Derivados - Refino - Transição energética abre caminho para rever conceitos ©QD Foto: Divulgação/Petrobras

Longe de serem catastrofistas para a indústria, os analistas da IEA consideram que a transição energética demorará alguns anos, exigindo que os investimentos em exploração e produção sigam adiante, evitando rupturas de abastecimento e a volatilidade excessiva dos preços.

Mesmo com o avanço da eletrificação dos veículos leves e pesados – este ainda mais difícil –, segmentos consumidores como a aviação, navegação marítima e petroquímica ainda permanecerão dependentes do petróleo por muito tempo.

Há uma lição de casa a ser feita pela cadeia produtiva, na direção da sustentabilidade.

A redução das emissões de gases de efeito estufa, metano, principalmente, é fundamental e urgente.

Além disso, é possível e desejável investir em unidades de captura, armazenamento e aproveitamento de CO2, produção de hidrogênio, biocombustíveis e energias de fontes limpas, como a eólica, auxiliando a descarbonizar o setor.

No campo dos biocombustíveis, merece destaque a produção de óleos vegetais hidrotratados (HVO) em refinarias, gerando óleo diesel, querosene de aviação e outros itens (GLP e nafta) com melhor desempenho ambiental.

A IEA informou que em torno de 345 mil bpd de capacidade de refino global foram convertidos para biorefinarias, e há planos para duplicar esse número.

O refino em si é um grande consumidor de hidrogênio, produzido pela reforma de hidrocarbonetos disponíveis.

Tendo em vista o desempenho ambiental, muitas indústrias estão investindo na geração de hidrogênio azul (oriundo de gás natural com captura de carbono) ou verde (por eletrólise).

Para tanto, é preciso buscar fontes alternativas de eletricidade.

Reflexos no refino – O panorama apresentado pela IEA é um dos cenários possíveis, com boa possibilidade de se comprovar no futuro, embora ainda persistam algumas indefinições.

Química e Derivados - Refino - Transição energética abre caminho para rever conceitos ©QD Foto: Divulgação/Petrobras“A tendência, sem dúvida, é de chegar a um pico na produção de petróleo e, por consequência, do refino, mas não se sabe ao certo qual será a intensidade da transição energética, nem a sua velocidade”, avaliou Luiz Fernando Marinho Nunes, engenheiro químico que fez longa carreira na Petrobras e empresas petroquímicas, atualmente consultor da Chem Vision.

Ele concedeu entrevista à Química e Derivados refletindo a sua visão pessoal sobre o tema.

Na avaliação de Marinho, as empresas do setor de petróleo já se movimentam para se adaptar aos novos tempos. Uma das estratégias é a aproximação com o mercado químico e petroquímico, incluindo a integração vertical de atividades.

“É uma saída natural, por exemplo, a Saudi Aramco está colocando quase 70% dos seus investimentos em petroquímica”, disse.

Outra possibilidade que pode ser explorada pelos refinadores é atuar na reciclagem química dos plásticos pós-consumo, aproveitando a estrutura existente para converter polímeros em derivados de interesse comercial.

Marinho, porém, observa que o tamanho global da petroquímica é muito menor do que o dos combustíveis.

“A diferença é grande: no mercado de derivados, os petroquímicos respondem por 14%, enquanto os combustíveis ficam entre 50% e 60%”, salientou.

Portanto, se a transição energética for rápida, não haverá meios para transferir o volume destinado atualmente para combustíveis para a produção petroquímica.

No curto prazo, pouco vai mudar no refino global, como aponta o relatório da IEA. No médio prazo, com a redução da demanda, será preciso fechar capacidades de refino e reduzir a carga processada nas demais.

O fechamento de refinarias terá impacto em todas as atividades humanas.

“Há casos emblemáticos, como o de Portugal, que ficará sem refinarias, ou mesmo da Austrália e da Noruega que reduziram sua capacidade refinadora”, comentou.

Química e Derivados - Refino - Transição energética abre caminho para rever conceitos ©QD Foto: Divulgação/Petrobras

“No fim das contas, permanecerão em atividade as plantas mais eficientes”, disse, salientando que o fator de escala é fundamental no setor, ou seja, refinarias de grande porte tendem a ser mais eficientes do que as pequenas.

Marinho também comentou que cada tipo de petróleo tem uma necessidade de parque de refino.

É a disponibilidade do cru e o perfil da demanda a ser atendida que determinam o tipo de refinaria, suas unidades e capacidades.

Pensando no aumento da integração com a petroquímica, ele entende que algumas unidades dentro das refinarias ganharão relevância.

“O craqueamento catalítico, por exemplo, contribuirá para gerar mais propeno, importante matéria-prima petroquímica; as unidades de reforma também merecerão destaque porque dão origem aos aromáticos”, avaliou.

No caso dos aromáticos de reforma, ele entende ser importante contar com melhores cortes nas cargas e promover a correta separação de benzeno, tolueno e xileno.

“Há algum tempo se discute a viabilidade de uma refinaria petroquímica, ou seja, que maximize a produção de derivados de uso químico ou petroquímico”, informou.

“É possível fazer isso com as correntes mais pesadas, mas é difícil tornar viável a operação, não acredito que o Brasil vá nessa direção.”

Marinho comentou que a Exxon opera há anos uma unidade de craqueamento direto de óleo cru em Singapura (para cerca de 80 mil barris por dia) para gerar insumos de uso petroquímico.

O fator determinante para essa transformação é a velocidade de introdução dos carros elétricos na frota nacional.

“O etanol pode resolver o problema climático da frota, mas será preciso aumentar a produção; vejo que a Empresa de Pesquisa Energética fala pouco na eletrificação automotiva, talvez esteja pensando mais no etanol e outros biocombustíveis”, considerou, alertando para a possibilidade de a adoção de carros elétricos acontecer de forma mais rápida que o esperado por aqui.

Química e Derivados - Refino - Transição energética abre caminho para rever conceitos ©QD Foto: Divulgação/Petrobras

“As montadoras seguem as linhas estratégicas determinadas nas suas matrizes; se a estratégia delas caminha numa direção, todas as regiões seguirão o mesmo rumo”, salientou.

Como informou, o mundo trabalha com um prazo de 30 a 40 anos para converter a frota automotiva para a eletricidade.

“Não parece, mas isso é muito rápido; a exploração do petróleo começou em 1860, mas ele só superou o uso de carvão na geração de energia em 1960”, comparou.

A geração de eletricidade para suprir a demanda automotiva também é um problema em aberto.

O uso de fontes naturais renováveis reduz a demanda por insumos fósseis, mas a captura de carbono pode contribuir para manter geração térmica com combustíveis fósseis dentro dos parâmetros aceitáveis de emissão de CO2.

A geração nuclear tem previsão de aumento no mundo, não gera emissões gasosas, mas tem riscos.

“Cada alternativa tem suas vantagens e consequências, há muitas pressões sendo aplicadas em uma ou outra direção”, considerou.

“O óleo e o gás, com certeza, estão na lista dos perdedores no longo prazo.”

No caso do refino brasileiro, Marinho considera que o parque está subutilizado e tem potencial para avançar.

“As refinarias do Brasil podem ser ampliadas com investimento baixo, relativamente à construção de novas instalações”, afirmou.

A Refinaria Abreu e Lima (Rnest), a mais recente do parque, ficou pela metade da capacidade prevista no projeto e seria estratégica para atender a demanda crescente da atual fronteira agrícola – região denominada pelo acrônimo Mapitoba, de Maranhão, Piauí, Tocantins e Bahia –, contando com excelente estrutura portuária, em Suape-PE.

“Esse projeto da Rnest começou a ser desenvolvido ainda no governo Sarney, veja só”, comentou.

Na atual situação, com a Petrobras colocando refinarias à venda para atender compromisso firmado com o Cade/SDE, Marinho acha difícil para a companhia planejar investimentos no refino.

“É melhor focar no pré-sal”, disse.

Na sua avalição pessoal, ele não vê necessidade de mudanças drásticas no perfil de refino do Brasil.

“Se for preciso, é possível ampliar a produção de nafta e de propeno, atendendo os clientes petroquímicos próximos das refinarias”, comentou, salientando que ampliar a oferta de nafta é a primeira solução para uma queda no consumo de gasolina.

Já em relação ao diesel, a situação é mais crítica. “Vai demorar para reduzir o consumo do diesel, ainda não há eletrificação em larga escala dos veículos pesados”, salientou.

O especialista considera que Estados Unidos e Europa possuem uma grande rede de indústrias petroquímicas que podem se valer do aumento da disponibilidade de matérias-primas.

No Brasil, existem os polos petroquímicos estabelecidos, todos próximos a refinarias, facilitando a absorção dos produtos.

“Porém, será que a relação de preços entre etano de gás natural e nafta petroquímica vai permanecer no patamar atual? Como ficará?”, indagou, pensando na competitividade dessas alternativas.

Brasil em redefinição – A partir do Termo de Cessação de Conduta, firmado pela Petrobras com o Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência (Cade), da Secretaria de Defesa Econômica (SDE), a estatal reorintou sua estratégia em relação ao parque de refino.

Pelo compromisso, a companhia se comprometeu a vender oito de suas refinarias instaladas no Brasil, representando a metade da sua capacidade operacional (veja tabela). Concluído o processo, a Petrobras concentrará sua atividade refinadora na região Sudeste.

Além do refino, ela vendeu seu braço de distribuição de derivados, a BR Distribuidora, hoje denominada Vibra Energia, sendo a maior importadora de combustíveis do país.

Essa reorientação se refletiu no Plano Estratégico 2021-2025, que prevê investimentos de US$ 55 bilhões nos período, dos quais 84% ficarão com as atividades de exploração e produção (E&P) e modestos 7% (ou US$ 3,7 bilhões) em refino.

O montante destinado à área industrial privilegiará ganhos de eficiência operacional (35% dos US$ 3,7 bilhões), e os maiores investimentos serão alocados para aumentar a produção de diesel S-10 (com máximo de 10 ppm de enxofre, padrão internacional) mediante a adaptação de unidades de hidrotratamento (HDT) na Reduc e na Revap, e da instalação de um novo HDT na Replan.

Outro projeto prevê a instalação de um hidrocraqueamento catalítico (HCC) em Itaboraí-RJ, na Gaslub, visando a produção de óleo lubrificante avançado.

Química e Derivados - Refino - Transição energética abre caminho para rever conceitos ©QD Foto: Divulgação/Petrobras

O processo de venda das oito refinarias conseguiu até agora compradores firmes para apenas duas unidades: Rlam (BA) e Reman (AM), mais ainda dependem de trâmites burocráticos, entre eles a aprovação do próprio Cade.

A Rlam, segunda maior refinaria brasileira, com 377 mil bpd de capacidade nominal, foi arrematada por US$ 1,65 bilhão pelo fundo saudita de investimentos Mubadala Capital, que espera assumir a operação da unidade e das estruturas logísticas associadas em janeiro de 2022.

A Refinaria Isaac Sabbá (nome do seu fundador), ou Reman (Refinaria de Manaus), e seus ativos logísticos recebeu lance vencedor de US$ 189,5 milhões dado pelo Grupo Atem, de capital nacional, ligado à distribuição regional de combustíveis.

O processo burocrático para a efetivação do negócio está em curso.

Os certames para alienação das refinarias Rnest, Repar e Refap não foram bem sucedidos. As licitações para Rnest e Repar foram desertas, ou seja, não se apresentaram interessados.

A Repar passou por uma negociação entre a companhia e o grupo Ultra, porém sem resultados positivos. A Petrobras informou que o seu programa de desinvestimentos prosseguirá como previsto inicialmente.

A retomada da economia nacional após o impacto da pandemia, que derrubou em 6,13% as vendas de gasolina no Brasil em 2020, associada às altas margens de lucro, impulsionou o índice de ocupação de capacidade das refinarias da média de 73,6% em 2020 para 85% na média do terceiro trimestre de 2021.

Vale salientar que o segundo trimestre deste ano rodou com apenas 75% de ocupação, por causa da concentração de paradas de manutenção programadas no período para seis refinarias.

A importação de gasolina A registrou elevação entre 2015 e 2019, saltando de 15,5 milhões de barris para 30,4 milhões de barris.

Em 2020, a importação recuou para 24,8 milhões de barris, refletindo a queda de demanda.

A produção nacional voltou a subir e a importação de gasolina A em 2021 foi significativamente menor: de 920 mil barris entre janeiro e agosto, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

A importação chegou a responder por aproximadamente 25% da demanda total em maio, julho e novembro de 2019, muito acima da média histórica.

De janeiro a agosto de 2021, o consumo de gasolina A aumentou 10,58% em relação a igual período de 2020. Em agosto, o volume importado voltou a subir, atendendo a 14,78% do consumo nacional.

No caso do diesel, embora a demanda tenha aumentado em 0,3% em 2020, evidenciando que o transporte de cargas e a produção agropecuária se mantiveram ativos apesar da pandemia, houve recuo das importações.

Em 2015, esse volume foi de 43,6 milhões de barris, subindo para 81,9 milhões em 2019, mas recuando 7,79%, para 75,4 milhões, em 2020.

Em novembro de 2019, segundo a ANP, a importação respondeu por mais de 40% do abastecimento de diesel no país.

Dados de 2021 apontam para a retomada dos volumes importados. De janeiro a agosto, segundo a ANP, houve alta de 15,77% em relação ao mesmo período do ano anterior.

Agosto de 2021, aliás, registrou o maior índice de participação de diesel importado na série histórica desse mês: 1,7 milhão de metros cúbicos.

O consumo interno de diesel nos primeiro oito meses deste ano foi 10,55% maior do que nos mesmos meses de 2020.

O terceiro trimestre de 2021 registrou vendas de derivados da Petrobras da ordem de 1,9 milhão de bpd, com elevação de demanda em todos os produtos, com destaque para gasolina, diesel e querosene de aviação (QAV).

Segundo a companhia, o óleo do pré-sal representou 65% de toda a carga processada em setembro, e 63% na média do trimestre.

As refinarias estão sendo adaptadas para processar esse óleo, com alto rendimento na produção de derivados de alto valor e baixo teor de enxofre.

Aliás, a produção média de óleo e gás natural da Petrobrás chegou a 2,83 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) no trimestre, dos quais 2,01 milhões foram obtidos no pré-sal.

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