Shale gas recoloca os EUA na trilha dos investimentos

O crescimento da produção do shale gas nos Estados Unidos pode representar um ponto de inflexão nas estratégias petroquímicas mundiais. A magnitude dessa nova fonte de gás natural e o alto teor de etano nele contido derrubaram as cotações do hidrocarboneto na região do Henry Hub, o principal parâmetro internacional dos preços do gás, para a faixa entre US$ 3,0 a US$ 4,0 por milhão de BTUs. Essa cotação, certamente influenciada pela crise econômica atual, situa-se abaixo dos valores cobrados nas regiões produtoras do Oriente Médio.

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Chegada dos gases de refinaria conclui ampliação da Braskem em Santo André-SP (ex-PqU)

A descoberta de nova fonte de gás natural em um país politicamente estável estimula a imaginação dos planejadores da atividade econômica mundial. Mas também representa uma ameaça para produtores petroquímicos abastecidos com matérias-primas de alto custo, como é o caso do Brasil, onde o gás natural é vendido pela Petrobras na faixa de US$ 11 a US$ 14 por milhão de BTUs.

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Costamilan: EUA dispõem de gás natural barato, com muito etano

O consultor e sócio da Energia do Rio, Luís Carlos Costamilan, explicou que o shale gas (ou gás de xisto) é retirado dos folhelhos oleosos dos velhos campos de petróleo americanos em terra, já esgotados. Um folhelho é uma rocha lamelar, também chamada de “rocha podre”. “Eles descobriram que era possível fraturar essa rocha fazendo perfurações rasas e injetando líquidos sob altíssima pressão, fazendo desprender uma quantidade de gás pelas rachaduras”, comentou.

Um problema: o volume de gás obtido em cada furo é relativamente pequeno, exigindo fazer perfurações simultâneas a curtas distâncias (50 metros). E a liberação de gás começa forte, mas em poucos dias perde vazão, exigindo deslocar os poços para mais adiante. “Os americanos já exploram esse gás de xisto há uns quinze anos, mas só recentemente conseguiram melhorar para esse fim as técnicas de perfuração horizontal e de fraturamento de poços, permitindo acelerar a exploração”, explicou Costamilan. “É uma verdadeira quebra de paradigmas.”

O especialista, porém, adverte: o fenômeno do shale gas exige uma conjunção de fatores que só poderia acontecer mesmo nos Estados Unidos. “Em nenhum outro país se consegue alinhar cem conjuntos de perfuração e injeção de líquido, sob o comando de profissionais especializados”, comentou. Além disso, o gás capturado precisa encontrar uma rede de escoamento próxima. As regiões petrolíferas maduras dos EUA são cheias de dutos, quase totalmente amortizados, cujo aproveitamento reduz o custo total de produção.

O fato é que essa reserva de gás natural está disponível. Sua magnitude é assustadora. Apenas o campo de Marcellus, sobre a Filadélfia, pode conter 600 trilhões de pés cúbicos de gás (TCF). “Nesse campo, o teor de etano passa de 11% e é considerado problemático por atrapalhar a movimentação do gás por compressores, sofrendo uma depreciação”, disse Costamilan. Para se ter uma ideia, o consumo anual de gás natural no Brasil é de 0,8 TCF. Nos EUA, chega a 23 TCFs por ano. As reservas provadas brasileiras de gás natural (sem o pré-sal) montam a 15 TCFs, contra os 240 TCFs dos Estados Unidos, sem incluir grande parte do shale gas.

O potencial de mercado dessa nova fonte de gás é tão grande que os analistas internacionais já apontam os EUA como supridores do hidrocarboneto para outras regiões, como a sempre carente Europa, hoje dependente do gás russo (reservas de 1.500 TCFs) ou de remessas de gás liquefeito, oriundas do Qatar (mais de 900 TCFs). Aliás, os EUA eram até recentemente apontados como um grande comprador mundial de gás natural, principalmente do Canadá. “Espera-se que o panorama do gás natural no mundo mude significativamente a partir de 2015, quando a produção de shale gas estiver plenamente ativada, representando 30% do suprimento de gás naquele país”, comentou. Por enquanto, os prognósticos do shale gas já foram suficientes para frear investimentos em terminais de regaseificação de GNL nos EUA. Existem alguns temores quanto a possíveis danos ambientais causados pelo fraturamento da camada de xisto, com a possibilidade de contaminação de lençóis freáticos, um assunto ainda em aberto.

Química e Derivados, Tabela, Mapa do Shale GasNo panorama energético, os hidrocarbonetos serão dominantes na matriz mundial de demanda por muito tempo. As estimativas apontam que eles responderão por quase 80% do total a ser consumido em 2035, nas projeções da Agência Internacional de Energia (EIA, 2009). A diferença é que os EUA seguem importando petróleo, mas contam com novo fôlego em gás natural. Tanto assim que, antes da eclosão da crise financeira atual, em 2008, as cotações médias do gás no Henry Hub chegavam a US$ 13,74/milhão de BTU. Em abril de 2009, no auge da recessão, não passou de US$ 3,4, cotação da qual não se afastou mais.

Costamilan explica que os preços do gás e os do petróleo caminhavam emparelhados. “Desde 2005, com o crescimento do shale gas, as curvas de preço se descolaram, hoje o petróleo gira em torno de US$ 80 por barril, mas o gás continua abaixo de US$ 4 por milhão de BTU”, comentou.

Esse novo suprimento de gás afeta os mercados consumidores. A geração de eletricidade nos EUA, que depende muito do carvão mineral – o país conta com uma das maiores reservas mundiais –, começa a usar cada vez mais gás, aproveitando seu baixo custo e a vantagem de queimar melhor, emitindo menos poluentes.

No mundo, o shale gas preocupa principalmente a Rússia e o Qatar. Este investiu pesadamente nos últimos anos para montar uma estrutura para liquefação e exportação, contando com cotações mundiais ao redor de US$ 7 por milhão de BTU. “Esse negócio ainda pode ser viável, mas a rentabilidade será menor que a projetada”, avaliou.

No caso do Brasil, a queda das cotações mundiais de gás natural pode trazer problemas para o equacionamento econômico dos projetos do pré-sal. “A alternativa de liquefazer o gás do pré-sal para exportação não é mais viável”, disse Costamilan. Isso obrigará a Petrobras a ser mais criativa para encontrar mercados. Para o especialista, a solução passa pela definição de preços diferenciados para petróleo e gás, hoje atrelados. Como a disponibilidade de gás no pré-sal será grande, é possível imaginar o aumento de vendas para geração termelétrica, o incentivo à produção de fertilizantes nitrogenados, o reincentivo ao aumento da frota de veículos movidos a gás e, além disso, a adoção de tecnologias de obtenção de líquidos provenientes de gás (gas to liquids, ou GTL).

Impacto petroquímico

O shale gas agrava a competitividade internacional da petroquímica brasileira, exigindo implementar medidas para baratear o insumo para consumo na cadeia produtiva. Esse é um pleito antigo e recorrente do setor. “O gás natural do Brasil é muito caro, perto de US$ 12 por milhão de BTU, contra US$ 4 ou US$ 5 nos Estados Unidos, até a Ásia conta com gás a US$ 1 por milhão de BTU”, apontou Marc Slezynger, diretor do grupo Unigel, o segundo maior player nacional do setor, atrás apenas da gigante Braskem. “As resinas nacionais ficarão menos competitivas em relação às importadas.”

Produtor de estirênicos e derivados metacrílicos, o grupo ampliou sua capacidade de produção por meio de aquisições nos últimos anos. A compra da Estireno do Nordeste (EDN), antiga fabricante de monômero de estireno em Camaçari-BA, que estava em poder da Dow, agregou 120 mil t/ano de capacidade ao grupo. “Até janeiro concluiremos os investimentos em modernização tecnológica e ampliação para 180 mil t/ano nessa unidade”, afirmou Slezynger, salientando que os suprimentos de benzeno e eteno estão devidamente contratados com a Braskem. A unidade de monômero de Cubatão-SP segue sem a ampliação nem modificações de processo, como haviam sido anunciadas. “Tivemos a oportunidade de comprar a planta da EDN e isso inibiu os investimentos que estavam previstos para Cubatão”, explicou.

A saída da Dow do mercado local de estirênicos – vendeu a EDN e fechou sua polimerização no Guarujá-SP – deixou a situação mais equilibrada entre os três players nacionais: Unigel, Innova (Petrobras) e Videolar (em Manaus-AM). “O mercado estava superofertado, agora podemos rodar cheios, de forma mais econômica”, explicou o diretor. Em 2009, o grupo Unigel comprou a unidade de polimerização da Basf, em São José dos Campos-SP, sua tradicional cliente de monômero, aproximando-se da ponta da cadeia. Ele salientou ser o mercado global dos estirênicos muito volátil em preços, porém registrando há alguns meses bons resultados.

“É um ciclo: o negócio fica desinteressante e deixam de ser feitos investimentos em novas plantas; depois de alguns anos a demanda cresce, falta produto e os preços sobem, atraindo novos investimentos”, comentou. No caso do Brasil, o poliestireno (em seus vários tipos) não costuma sofrer concorrência direta com os importados. O mesmo não se dá com resinas de engenharia, como o ABS (acrilonitrila-butadieno-estireno), nas quais a concorrência é mais intensa.

Na linha dos acrílicos, o grupo Unigel foi encontrar no México um caminho para ampliar sua capacidade de produção e também uma porta de entrada para o mercado norte-americano. “Fizemos um acordo com a Pemex para melhorar e reativar unidades produtivas, e estamos encontrando um bom ambiente para negócios, apesar da crise econômica nos Estados Unidos, o maior comprador desses produtos”, comentou Slezynger. O grupo produz acrilonitrila em Morelos (em parceria com a Pemex), com a qual faz metacrilato de metila, ácido sulfúrico e sulfato de amônio em Cosoleacaque. No Brasil, mantém linha de produção similar em Camaçari-BA. Em ambos os casos, segundo o diretor, o suprimento de propeno está equacionado e garantido.A expectativa de novos investimentos petroquímicos do grupo Unigel para os próximos anos, porém, é muito baixa. “Investimos muito nos últimos anos, principalmente na compra de empresas, e agora precisamos digerir isso tudo para preparar movimentos futuros”, afirmou.

A Innova também registrou bons números em 2010, mas mantém na gaveta seus planos de expansão. “Estamos rodando praticamente cheias as nossas linhas de monômero e polímeros de estireno e temos um projeto de ampliação de capacidades pronto, esperando o melhor momento para ser ativado”, comentou Fábio Barbosa, presidente da companhia, pertencente à Petrobras.

Passos do gigante

A Braskem mantém uma carteira de projetos de investimentos em todo o continente americano. “O shale gas está mudando o jogo petroquímico, quem for investir em unidades alimentadas a gás precisará refazer os cálculos comparando com a oferta de gás nos EUA, tomando a mesma base de preços”, recomendou Roberto Ramos, vice-presidente de negócios internacionais da companhia.

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Ramos: shale gas afeta estudos para e exploração do pré-sal

Ele citou dados do Cambridge Energy Research Associates (Cera) que indicam reservas de 900 TCFs de shale gas nos Estados Unidos, volume próximo ao do Irã. “Sem dúvida, isso vai mexer com o preço do gás e seus derivados em toda a região do Atlântico”, avaliou. Ramos salientou alguns problemas a serem vencidos por essa fonte de suprimento, entre eles, o alto teor de gás carbônico, a falta de comprovação de todas as reservas e a instabilidade do teor de etano presente no gás ao longo do tempo.

A produção de petróleo do pré-sal, a ser efetivada até 2020, aumentará a oferta de gás natural. Segundo Ramos, essa região conta com óleo leve de boa qualidade, porém associado a grande volume de gás, na relação de 35 m³ por barril de óleo produzido. Na Bacia de Campos-RJ, essa relação varia entre 7 e 10 m³/barril. “Para se produzir 1,8 milhão de barris de óleo por dia, como se espera para 2020, serão obtidos 600 milhões de m³/dia de gás”, calculou. Isso é duas vezes a produção atual da estatal.

O gás do pré-sal é rico em etano, porém carrega alto teor dos gases sulfídrico e carbônico, além de exigir um esforço logístico descomunal. “Nessas condições, esse gás não poderia custar menos de US$ 4,5 por milhão de BTU, sem a incidência de tributos, ou seja, esse gás será caro em relação aos concorrentes”, avaliou.

Para a petroquímica nacional, são mais interessantes as produções de nafta nas refinarias premium do Nordeste, no Ceará e no Maranhão. “Elas representam um aporte de sete milhões de t/ano de nafta petroquímica, que serão muito bem-vindas”, disse Ramos. Os resultados atuais mostram que os operadores de crackers de cargas líquidas estão alcançando melhores índices de rentabilidade que os crackers meramente olefínicos, alimentados a etano. Isso se explica pela variedade de produtos e subprodutos gerados, atualmente valorizados pela baixa oferta mundial.

No caso específico dos investimentos da Braskem no país, o presidente Bernardo Gradin ressaltou que a companhia espera novas definições por parte da Petrobras para definir suas participações no conjunto petroquímico de Suape-PE e também no Comperj. “Algumas dessas definições sairão até o fim do ano, outras só em 2011”, disse, reafirmando o interesse em participar de ambos os projetos.

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Gradin: petroquímica mundial ficará de cabeça para baixo

O Comperj teve seu escopo alterado desde que foi aberta a possibilidade de contar com óleos leves do pré-sal que deveriam ser aproveitados em vez dos extrapesados de Campos. “A Petrobras vai montar duas linhas de refino, cada uma para 150 mil barris diários, priorizando a produção de combustíveis, especialmente a de querosene de aviação”, disse Roberto Ramos. “Essa configuração não favorece muito a atividade petroquímica”, disse.

O advento do shale gas colocou as perspectivas petroquímicas globais de cabeça para baixo. “Há uns dez anos, se alguém sugerisse instalar novas capacidades para produção de polietileno nos Estados Unidos seria chamado de louco, mas isso vai acontecer em breve”, comentou Gradin. Da mesma forma, com eteno barato, o polietileno poderá “dar o troco” no polipropileno, recuperando algumas aplicações nas quais foi destronado nas últimas décadas. “Como não há mais correntes C3 de refino disponíveis, o propeno está ficando caro, situação diametralmente oposta à de dez anos.”Ao mesmo tempo, Gradin comemora o investimento feito há alguns anos na compra da antiga divisão petroquímica da Sunoco (hoje Braskem America), que trouxe para a companhia capacidades produtivas de propeno e polipropileno (mais de 800 mil t/ano), com sede na Filadélfia. “Estamos exatamente em cima da área de Marcellus, a maior reserva de shale gas”, disse. “Talvez possamos aproveitar essa situação.”

Resultados firmes – Maior empresa petroquímica das Américas e oitava colocada no ranking mundial, a Braskem tem resultados contrários aos de suas concorrentes. “O cenário global é de baixa, por conta da crise, mas o mercado brasileiro continua crescendo rapidamente”, explicou Gradin. Nos nove primeiros meses de 2010, a companhia acumulou lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda ou Lajida) de R$ 2,98 bilhões, 24% acima do registrado no mesmo período de 2009. O resultado foi gerado com aumento no volume de vendas e recuperação de preços.

O mercado brasileiro de termoplásticos vive seu melhor momento, consumindo mais de 3,7 milhões de toneladas de PE e PP entre janeiro e setembro. As vendas de PE cresceram 22% no terceiro trimestre do ano, enquanto o PP registrou apenas 14%, por força das paradas programadas nas suas linhas. O PVC acumula demanda de 375 mil toneladas nos nove primeiros meses do ano, 11% acima do verificado em igual período de 2009.

A importação de termoplásticos chegou a 346 mil t no terceiro trimestre do ano, equivalentes a 25,9% do mercado brasileiro. Os ingressos de resinas são mais evidentes no PVC, atestando a necessidade de ampliação de capacidade.

O quarto trimestre deverá apresentar uma variação a menor, justificada pela parada de manutenção em um dos crackers de nafta de Camaçari-BA. No terceiro trimestre, todos os crackers da companhia rodaram com índices de ocupação acima de 90%. “O bom desempenho econômico também se deve aos resultados dos aromáticos, com aumento de vendas no mercado interno e externo”, comentou Gradin.

De modo geral, a Braskem melhora seus indicadores de produtividade e consegue compensar os efeitos da valorização do real perante o dólar. Ao mesmo tempo em que barateia as importações de resinas, o real forte também reduz o valor em reais a ser pago pela nafta e pelo gás natural que consome, ambos precificados com base nas cotações internacionais. “Como esses preços também caíram em dólar, as margens foram melhoradas neste ano”, explicou o presidente da companhia. Durante o terceiro trimestre, a cotação média da nafta no norte da Europa (ARA) ficou em US$ 658/t, porém esse valor passou dos US$ 800/t em dezembro.

Em escala global, as incertezas da crise econômica foram capazes de atrasar o ritmo dos novos projetos. Como o mercado americano voltou a dar sinais de recuperação, embora tímidos, as taxas de ocupação das fábricas petroquímicas mundiais já passam de 80%. É preciso considerar que várias unidades foram desligadas temporariamente ou definitivamente desde 2008. “Isso nos permite imaginar que as margens serão ainda melhores em 2011”, disse Gradin.

A Braskem obteve sinal verde dos órgãos fiscalizadores da defesa da concorrência pertencentes ao Ministério da Fazenda (Seae) e da Secretaria de Direito Econômico (SDE) para a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) para a incorporação da Quattor. A decisão do Cade é esperada para o primeiro semestre do próximo ano, permitindo a unificação definitiva das operações, com fortes sinergias.

A Quattor, por sinal, apresenta rápida evolução. “O cracker do Rio de Janeiro e sua produção de polietilenos [a antiga RioPol] formam a unidade que oferece a melhor margem de lucro dentro da companhia”, disse Gradin. E essa operação ainda não conseguiu suprimento regular de gás, que deve ser alcançado apenas em 2011. “A Petrobras tem apoiado e envidado esforços para isso”, afirmou.

No polo petroquímico paulista, finalmente a ampliação do cracker surtiu efeito, com a chegada regular das correntes gasosas oriundas da refinaria de São José dos Campos-SP. “Com isso, a planta nova, com tecnologia Chevron, está rodando cheia, colocando mais polietileno no mercado”, salientou.

A situação do propeno também é confortável. O preço cobrado pela Petrobras também obedece a uma fórmula de preços com base em indicadores internacionais, ainda deprimidos pela crise. As unidades de Paulínia-SP e Mauá-SP são alimentadas total ou parcialmente por C3 de refino. As de Triunfo-RS e Camaçari-BA recebem a olefina dos crackers da Braskem.

No caso do PVC, a Braskem vai investir US$ 470 milhões para ampliar em 200 mil t/ano sua capacidade produtiva em Alagoas, praticamente duplicando sua produção. A ampliação deverá entrar em operação no começo de 2012.

A importação de resinas causa algum desconforto nos planos da Braskem. “O que nos incomoda são as operações especiais promovidas por alguns portos brasileiros que incentivam a entrada de mercadorias, oferecendo descontos de quase 9% no ICMS, como é o caso de Itajaí-SC”, criticou Gradin. Com isso, as resinas importadas por esses portos pagam menos impostos que as feitas no Brasil. Quanto às práticas de dumping, ele entende como eficazes os instrumentos de proteção existentes.

Ele também afirma ser a Braskem capaz de atender a toda a demanda nacional, sem a necessidade de importações, pelo menos no caso de PE e PP. “Temos como fazer desgargalamentos e também usar o eteno de etanol para aumentar a produção, além de reduzir drasticamente as exportações”, calculou.América Latina

Contratempos empacam os projetos da Braskem na Bolívia e na Venezuela. A situação é muito melhor no México, onde firmou parceria com o grupo local Idesa (35%) para erguer um cracker de gás e três unidades de polietilenos, sob as bênçãos da Pemex, a estatal que lhes fornecerá 66 mil barris por dia de etano pelos próximos vinte anos.

Mediante investimento estimado em US$ 2,5 bilhões, o Projeto Etileno XXI, a ser instalado em Coatzacoalcos, no estado de Veracruz, está em fase de detalhamento de engenharia, com previsão de partida para janeiro de 2015, segundo Roberto Bischoff, que lidera os trabalhos de construção por parte da Braskem. “Para tanto, devemos começar a quebrar o chão nos últimos meses de 2011”, afirmou. A demanda mexicana por polietilenos chega a 1,8 milhão de t/ano, dos quais 70% são supridos por importações. O projeto contará com duas linhas para polietileno de alta densidade, com capacidade combinada de 750 mil t/ano. Além delas, será erguida uma linha de 350 mil t/ano de polietileno de baixa densidade convencional (alta pressão).

Em novembro, a Braskem assinou um contrato de licenciamento tecnológico com a Ineos, pelo qual poderá usar a sua avançada tecnologia de produção e catálise para as unidades de PEAD. “Poderemos usar a tecnologia Ineos para erguer até o limite de 4 milhões de t/ano de capacidade produtiva nas Américas, Angola e Moçambique”, comentou Roberto Ramos. As duas plantas de polietileno que estão sendo projetadas para a Venezuela também usarão a mesma tecnologia.

Ele justificou a escolha do fornecedor pela sua adequação para gerar os tipos de polímeros que são mais demandados no México, em especial os voltados para a confecção de tubos, contêineres soprados, peças injetadas, tanques rotomoldados e filmes. Além disso, ela permite operar com mais flexibilidade as unidades, reduzindo o custo de produção. Por fim, a Ineos apresentou a melhor proposta econômica para o projeto. A Braskem não usa essa tecnologia em nenhuma de suas unidades atuais.

Curiosamente, a seleção do licenciador do cracker ainda não foi definida. “Trata-se de tecnologia mais corriqueira, que pode ser contratada depois”, explicou Ramos.

O diretor comercial e de desenvolvimento de negócios da Braskem-Idesa, Cleantho Paiva Leite, saudou a escolha pela Ineos. “A tecnologia deles para produção de polietilenos em slurry em grandes loops é imbatível”, avaliou. “Com ela poderemos fazer até bimodais para injeção, sopro e extrusão de filmes.” Ele pede para não compará-la com o antigo conceito de slurry em tanque, considerado adequado apenas para a obtenção de grades especiais, mas ultrapassado para os tipos mais usados da resina. O processo da Ineos também prevê a aplicação de um solvente de processo muito leve, que é removido por efeito flash sem exigir altas temperaturas.

A terceira unidade do Projeto XXI, para PEBD convencional, ainda não teve definido seu licenciador tecnológico. “Está faltando o de baixa densidade convencional no mundo porque ninguém investiu em novas fábricas para isso há décadas”, comentou Leite. Embora seja considerado um produto tradicional, ele apresenta capacidades únicas de estiramento e adesividade, não alcançadas pelos polímeros lineares mais modernos. A planta mexicana deverá contar com um reator de alta pressão tubular, mais atualizado que as antigas linhas de autoclave, muitas das quais ainda em operação, inclusive no Brasil.

A situação dos projetos de polietileno e de polipropileno na Venezuela não é muito animadora. “Até o momento, não conseguimos contratar com a PDVSA o suprimento necessário de gás natural para fazermos o eteno”, explicou Bernardo Gradin. No PP, a situação é aparentemente mais confortável: “Retomaremos os trabalhos da Propilsur em 2011, pois o governo venezuelano já aprovou o suprimento necessário de propeno”, afirmou Roberto Ramos.

O vice-presidente de negócios internacionais explicou que nenhum equipamento para esses projetos foi ainda contratado com fornecedores. “Nunca iniciamos o procurement antes de assinarmos o contrato de fornecimento de matéria-prima, mas os projetos das plantas já estão completamente detalhados”, comentou.

Dificuldades para garantir o suprimento de gás natural também estão retardando o anúncio de projetos petroquímicos no Peru e na Bolívia. “Em ambos os casos, é preciso que eles comprovem suas reservas de gás e firmem contratos de longo prazo, mas continuamos dispostos a investir nesses países”, explicou Ramos.

Ao mesmo tempo, a companhia estuda a possibilidade de expandir suas fronteiras para o continente africano. “Angola tem muito petróleo e gás, mas já está comprometida com o suprimento de gás natural liquefeito para os Estados Unidos”, disse Ramos. Com a entrada em cena do shale gas, pode ser que esse gás fique disponível e será possível pensar em extrair dele o etano para alimentar um cracker, com o intuito de suprir o mercado africano e a região do Mediterrâneo. Em Moçambique, a ideia é aproveitar as grandes reservas de carvão para produzir metanol. “Há tecnologia para converter metanol em olefinas”, salientou.

Os esforços para a globalização da produção da Braskem têm por objetivo aproveitar as oportunidades futuras de mercado, em melhores condições competitivas. “Em resumo, a petroquímica mundial vai se desenvolver e os Estados Unidos ficarão curtos em polímeros até 2017 e tendem a aproveitar o shale gas para implantar novas unidades. Na América do Sul, o crédito é muito caro em relação a outras regiões, como o Oriente Médio e a Ásia, portanto é preciso atuar de forma global”, concluiu Ramos.Polímeros verdes – A Braskem inaugurou há alguns meses a primeira fábrica de polietilenos obtidos de fonte natural renovável, no caso o etanol de cana-de-açúcar. A unidade de polimerização não precisou ser construída, bastando dedicar exclusivamente para isso uma das várias linhas de alta densidade existentes no antigo polo gaúcho. Foi preciso construir uma unidade de desidratação de etanol, capaz de converter o álcool em eteno verde.

A produção do polímero está totalmente vendida para vários clientes, interessados em conferir aos seus produtos – geralmente embalagens sofisticadas ou autopeças – um toque ambientalmente correto, ainda que pagando um premium price. Isso está motivando a Braskem a estudar a possibilidade de investir em ampliações.

No momento, a companhia está interessada no mercado do polipropileno verde, tendo anunciado durante a feira K, em Düsseldorf (Alemanha), em outubro, a conclusão do projeto conceitual para esse fim. Seria preciso investir cerca de US$ 100 milhões para produzir propeno verde e polimerizá-lo, obtendo, ao menos, 30 mil t/ano da resina.

Embora a localização dessas unidades não tenha sido ainda anunciada, parece provável que elas fiquem mesmo em Triunfo. “Nesse caso, usaremos o eteno de álcool para produzir o propeno, por meio de trimerização e metathesys”, explicou Edmundo Aires, vice-presidente de tecnologia e inovação da Braskem. Trocando em miúdos, trata-se de unir três moléculas de eteno em uma cadeia de seis carbonos que, na etapa seguinte, será quebrada em duas moléculas de três carbonos, o propeno. Essa olefina vai para polimerização.

Embora pareça extravagante, esse processo é comprovado e confiável. “Ele é usado para fazer propeno e também o gas to liquids no Oriente Médio há anos, sem problemas”, confirmou Aires. A Braskem poderia dispor de outras alternativas para obter o propeno verde, por exemplo, com modificações na fermentação da sacarose para aproveitar o ácido pirúvico formado quase no final desse processo. Além disso, a Quattor (em fase final de incorporação) desenvolveu um processo próprio para fazer propeno com glicerina residual de biodiesel. “Essas alternativas ainda estão sendo desenvolvidas e aprimoradas e, no caso da glicerina, há dúvidas quanto à garantia do suprimento para uma planta comercial de propeno”, avaliou. “Com certeza continuaremos esses estudos para aproveitamento futuro, mas nosso plano atual é começar com uma tecnologia mais conhecida, aproveitando ao máximo a sinergia com os ativos existentes.”

A química verde deixou de ser uma utopia, como afirma o consultor Marcos Nogueira Cesar, vice-presidente de operações na América Latina da SRI Consulting, agora pertencente ao grupo IHS. “Basicamente, os consumidores querem contar com essa alternativa, aproveitando as vantagens regulatórias e o aprimoramento tecnológico desses processos”, comentou. Ele aponta que os produtos ditos verdes representavam 1,8% das vendas mundiais em 2005 e devem ficar com uma fatia entre 22% e 28%, em 2025. “Nas especialidades químicas, essa fatia pode chegar a 50%”, advertiu.

Ele aponta para o etanol como a mais importante plataforma química verde. Dele podem ser feitos o eteno, com uso similar ao de origem petroquímica, a exemplo da Braskem. Também pode ser usado para gerar acetaldeído e, consequentemente, ácido acético e acetatos, como faz a Rhodia, em Paulínia-SP. “A produção de propeno pode ser feita diretamente com zeólitas, ou passando pela etapa de propanol”, exemplificou.

Fora essa plataforma bem conhecida dos brasileiros, aliás, os mais eficientes do mundo na produção do álcool, Nogueira cita outras plataformas viáveis para a produção química ou petroquímica: glucose/sucrose (fonte para os polilactatos), glicerina (epicloridrina e propilenoglicol, por exemplo) e até os óleos vegetais, já usados como polióis. Há outras tecnologias que devem ser viáveis no longo prazo, como o aproveitamento de compostos lignocelulósicos. “A química verde faz parte da equação de oferta e demanda, embora dependa do comportamento futuro dos preços do petróleo, da recuperação da economia global e das restrições legislativas aos produtos sintéticos”, concluiu.

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