Novas unidades

Esse investimento não será suficiente para livrar o país de um excedente de petróleo bruto – que deve chegar a 300 mil barris em 2011. Para dar um salto substancial, a Petrobras teria duas opções: ampliar a capacidade de refino ou vender o petróleo no mercado internacional. Como optou pela primeira alternativa, terá que construir ou adquirir novas refinarias – já que novos revamps em unidades antigas já não são mais viáveis.

A companhia procura um bom negócio na Europa, Ásia ou EUA – onde já possui 50% da Refinaria de Pasadena, adquirida no ano passado. Trata-se de uma estratégia interessante: capturar ganhos de escala. “Onde já vendemos petróleo bruto, vamos agregar valor e vender derivados”, conta o diretor.

E mesmo que não apareça um bom negócio, a Petrobras construirá mais três unidades. A primeira delas já começa a destilar petróleo em 2010: a Refinaria Abreu e Lima (PE), com capacidade para processar 200 mil barris diários. “Já estamos fazendo as Requisições de Materiais para as compras dos equipamentos críticos. A licitação para a terraplanagem já está em andamento, e devemos receber as licenças por parte do Estado e a doação de parte do terreno até o dia 15 do próximo mês”. O investimento – orçado em US$ 4,5 bilhões – faz parte de um conjunto de projetos de parceria entre a Petrobras e a venezuelana PDVSA.

A segunda refinaria tem perfil petroquímico – o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro vai processar petróleo pesado com o objetivo de gerar matérias-primas petroquímicas. Orçado em US$ 8,5 bilhões, a Petrobras pretende colocar em operação a primeira unidade – unidade petroquímica básica – em operação em 2012.

Outro projeto ainda está em desenvolvimento conceitual: a idéia é ter uma refinaria para processar 500 mil barris por dia, e um perfil voltado para a produção de diesel – mas a companhia quer vê-la em operação em 2014. Paulo Roberto Costa não arrisca um número quando questionado sobre o valor do investimento, mas consta no Plano Nacional de Energia 2030, que uma refinaria desse porte, dispondo de unidades de coqueamento, hidrocraqueamento e craqueamento catalítico, hidrotratamentos e demais facilidades, demandaria um investimento de US$ 9,4 bilhões.

Até mesmo a Refinaria de Pasadena receberá investimento de US$ 370 milhões em conversão. O upgrade, ainda em fase de projeto conceitual, adaptar a refinaria – que tem capacidade de 100 mil barris diários – para processar 70 mil barris de óleo pesado.

Ultra pura

Mas de nada adiantaria todo esse investimento se a Petrobras não reduzir o teor de enxofre do diesel e da gasolina. A construção de unidades de hidrotratamento é pré-requisito para atender à legislação ambiental brasileira – como também a internacional – que, a partir de 2009, somente permitirá a comercialização de gasolina com índice máximo de 50 ppm de enxofre – no caso do diesel, o limite é de 500 ppm.

Nos próximos cinco anos, a Petrobras coloca em operação 17 novas HDTs – oito para limpar a gasolina e nove para o diesel – o que significa um investimento de US$ 4,4 bilhões em tratamento, sendo US$ 2,7 bilhões para a gasolina e US$ 1,7 bilhão para o diesel. “Isso é fundamental para a companhia, importante para o país e importante para o meio ambiente”, conta Paulo Roberto Costa.

Importante para o país porque o excedente de gasolina poderá ser exportado* para os EUA – o principal mercado para a gasolina, que chegou a responder por 90% das exportações da Petrobras, mas que hoje limita o teor de enxofre a 80 ppm.

O excedente de gasolina no mercado interno se dá pela retração na demanda interna país, motivada pelo crescimento da frota de veículos movidos a GNV e bi-combustíveis.

O principal condicionante dos projetos de tratamento é o aumento do processamento de petróleo nacional – que tem maior quantidade de compostos nitrogenados, que dificultam a retirada do enxofre.

Todo novo investimento em refinarias traz ainda uma adequação nos sistemas de controle e nas instalações de offsite e SMS por ele impactadas. Além disso, segundo o planejamento plurianual, são alocados cerca de US$ 200 milhões por ano, para manutenção da infra-estrutura do parque de refino existente.

O programa “Liderança em SMS no Abastecimento”, com duração de 2006 até 2009, contempla ações de excelência em gestão acrescidas de uma previsão de investimentos da ordem de US$ 100 milhões/ano, para adequação em instalações existentes na área de SMS.

A má notícia é que o mercado americano volta a se deparar com os altos preços da gasolina. A boa notícia é que o mercado americano já vê surgirem novos projetos de refinarias – apenas projetos, que seguem a passos lentos, devido aos altos custos que cercam a indústria do petróleo.

Nos últimos anos, o refino se tornou um negócio pouco rentável* – e as companhias pisaram no freio, restringindo os investimentos a upgrades. “Por algum tempo as refinarias existentes ficaram com uma sobrecapacidade em relação à capacidade de refino – e nesse período os investimentos foram muito raros. Essa ‘sobra’ já acabou, e isso está levando várias empresas projetarem novas refinarias”, conta Paulo Roberto Costa.

Além do aumento na demanda, algumas unidades já se tornaram obsoletas, outras param a operação para manutenção com mais freqüência. Resultado: as refinarias americanas trabalham com sua menor capacidade ociosa das últimas décadas. Isso tem levado o refino se tornar um negócio lucrativo – e com perspectivas de aumento na capacidade mundial.

A própria Agência Internacional de Energia mostrou preocupação com a baixa capacidade de refino do mercado.

A questão do biocombustíveis leva os players do setor a repensarem seus investimentos?
Isso é relativo. Hoje, no mundo, os biocombustíveis participam em torno de 3% da matriz energética. A previsão é de que, em 2020, essa participação suba para 9%. Em termos de quantidade, vai triplicar. Mesmo assim, em termos de volume global, ainda vai ser muito pequena. Obviamente que os refinadores estão observando isso, mas não é isso que vai segurar a necessidade de novas refinarias.

De que forma o biodiesel ou o H-bio podem reduzir as emissões?
Tanto o biodiesel quanto o H-bio, tem percentual de enxofre zero porque têm origem vegetal. Então a perspectiva de redução de emissões é bastante significativa – e de acordo com o percentual que vamos usar. Aqui no Brasil, ainda nesse ano o processo é autorizativo, de 2%, mas a partir de 1º de janeiro de 2008 vai ser obrigatório – e o Governo está avaliando a possibilidade de antecipar de 2013 para 2010 a obrigatoriedade para 5%. A adição de 5% no diesel reduz 5% das emissões.
Mas não é só isso: também estamos com um programa de investimentos extremamente pesado de melhoria da qualidade do diesel. Hoje temos dois tipos de diesel no Brasil: o diesel metropolitano, com 500 ppm de enxofre, e o diesel interior, com 2000 ppm. Em 2010 vamos ter um upgrade da qualidade: o metropolitano vai passar a ter 50 ppm de enxofre, e o interior 500 ppm – no diesel metropolitano uma redução de dez vezes o teor de enxofre, e no diesel interior uma redução de quatro vezes. Com uma redução substancial da quantidade de enxofre no diesel mineral, e 5% de adição de biodiesel, teremos uma redução fabulosa nas emissões.

No mundo, pelo menos há 30 anos não vemos investimentos em refino. Por que isso aconteceu?
Nas décadas de 80 e 90, antes de ocorrer o crescimento de demanda na Índia e na China, as refinarias existentes ficaram com uma sobra de capacidade – e nesse período os investimentos foram muito raros. Também nesse período algumas refinarias ficaram obsoletas. Nos próximos anos, devamos ter um aumento na capacidade mundial – e um refino mais atualizado em termos de tecnologia, e principalmente em termos do petróleo que vai ser processado nessas refinarias.

O diesel é o produto que vai gerar riquezas para a Petrobras?
O diesel é o produto mais consumido no Brasil e no mundo todo – porque em torno de 52% da demanda de derivados de petróleo é para transportes, o que tem um peso grande do diesel e da gasolina.

Qual a projeção da Petrobras, de crescimento da demanda?
Fazemos uma projeção de demanda baseado no crescimento do PIB: considerando o PIB crescendo 4% ao ano, a demanda de derivados cresce, em média, 3%.

O grupo de estudos formado pelos novos donos da Refinaria Ipiranga já definiu o futuro da refinaria?
Só vamos ter o estudo concluído daqui a 45 dias. A refinaria continua processando a nafta e esse grupo vai verificar a possibilidade de outras alternativas que agregue valor na refinaria.

Um dos pontos que você tem citado é a antecipação da operação da Refinaria Abreu Lima. Mas um dos pontos que está atrasado no Plano de Aceleração do Crescimento é a construção de uma nova unidade na Reduc. Enquanto uma construção está atrasada é possível adiantar outra?
São coisas diferentes: o que está sofrendo atraso na Reduc, devido a uma greve do empregados do sindicato das empreiteiras, é a unidade de Coque. Em Pernambuco, estamos falando da entrada da unidade de destilação da refinaria.

Qual a situação atual da Refinaria Abreu Lima?
Devemos estar recebendo licenças por parte do Estado e a doação de 1/3 do terreno possivelmente até o dia 15 do próximo mês. A licitação da terraplanagem já está na rua. Já estamos fazendo as Requisições de Material para as compras dos equipamentos críticos.

E a Refinaria Premium?
Estamos concluindo a fase FEL 1, que é o projeto conceitual. Depois da definição do projeto conceitual, tem as várias fases de FEL 2 e FEL 3 – projeto básico e projeto de detalhamento. Mas isso está dentro do cronograma – vamos colocar essa refinaria em operação em 2014.

Os governos já têm procurado a Petrobras para oferecer incentivos?
Ainda não. E nem está na hora, porque primeiro precisamos avançar esse estudo para depois discutir e ver os locais mais adequados.

E qual a situação do Comperj?
O Comperj já está na fase de FEL 3 – projeto de detalhamento. O comperj é um pouco mais complexo: ainda não começamos as Requisições de Material. Estamos trabalhando nos relatórios de meio ambiente – EIA/Rima. Nossa intenção era concluir esses relatórios na metade do ano, mas as instruções técnicas que recebemos da Feema foram mais complexas, então devemos concluir esses relatórios em setembro ou outubro, e entregamos para a Feema analisar, e devemos ter essas licenças possivelmente em fevereiro do próximo ano. Antes disso vamos fazer as licitações, e começar a terraplanagem no primeiro semestre de 2008.
Em paralelo, estamos qualificando aproximadamente três mil pessoas na área de construção civil – carpinteiros, pedreiros e eletricistas – para a primeira fase – um convenio que assinamos com o Senai e a Firjan.
A Unidade Petroquímica Básica, que é a unidade de refino com o FCC petroquímico, tem previsão de entrada no final de 2012, e as sete ou oito plantas da segunda geração – estamos definindo ainda o número – entram no segundo semestre de 2013.
A Petrobras quer colocar o Comperj como ativo no Complexo do Sudeste?
Estamos trabalhando junto com os principais players, de modo que, como foi feito no Sul com a aquisição da Ipiranga, tenhamos também uma reorganização da parte petroquímica do Sudeste – e obviamente que o Comperj, como uma grande unidade que vai entrar em operação, não pode ficar de fora.

Mas isso é só vontade da Petrobras?
Entra em questão de escala. Ou fazemos o rearranjo societário no Sudeste, ou o Sudeste perde competitividade dentro do país e também para exportação.

O que falta?
Reunir com as empresas e procurar um acordo de fechamento é mais complexo do que o Comperj. A Suzano e a Unipar estão trabalhando entre eles, e a Petrobras está vendo esse conjunto todo e incluindo o Comperj. Imagine o Comperj separado: não tem sentido econômico nem financeiro. Isso tem que ser olhado de forma global.
É possível a Braskem estar presente nessa Petroquímica do Sudeste?
Não discutimos isso ainda. Estamos discutindo ainda como fechamos a parte societária do Sudeste como um todo.

No exterior, além do investimento em Pasadena, existe alguma verba destinada à compra de uma outra unidade?
Não trabalhamos com verba destinada a compra, trabalhamos com oportunidades de negócios. Estamos avaliando a oportunidade de novas refinarias, quer sejam nos EUA, na Europa, quer seja na Ásia. Hoje, já fornecemos petróleo para a Europa e também para a Ásia. O objetivo é refinar e vender nesses países, onde já vendemos petróleo bruto.

Já que a Petrobras acabou de se desfazer de duas refinarias na Bolívia, e dentro dessa estratégia de ser uma empresa integrada na América Latina, é possível ter novos investimentos na região?
Às vezes não tenho o negócio hoje, mas amanhã aparece um negócio novo. Estamos avaliando constantemente a oportunidade de negócios, mas o foco principal é EUA, Europa e Ásia – o que não quer dizer que não podemos ter negócios na América Latina.

Qual é o plano de exportação de derivados?
Hoje, já exportamos gasolina, óleo combustível, e importamos GLP, diesel e nafta – dentro das nossas ampliações, estamos colocando refinarias para otimizar diesel. Quando entrarem essas novas refinarias, a projeção é que vamos ter auto-suficiencia em diesel. Com a implantação do Plangás, ainda vamos ter, por volta de 2010 ou 2011, também a auto-suficiencia em GLP.
Temos dificuldade em fazer o mesmo com a nafta porque a característica do nosso petróleo não é a produção de nafta com grau de parafinicidade necessária para a industria petroquímica.

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