Flávio Bosco

A Petrobras passou quase três décadas sem erguer uma única refinaria no Brasil. Agora prepara a construção de quatro mega unidades e a transformação de um pólo de tratamento de óleo em uma refinaria – isso sem contar com o plano de modernização das unidades existentes em curso. Até 2014, quando o petróleo da camada pré-sal estiver jorrando, a capacidade de processamento terá aumentado 1,25 milhão de barris por dia – e a companhia sabe melhor do que ninguém que privilegiar a exportação de derivados contem uma lógica econômica mais adequada do que simplesmente garantir uma posição de destaque entre os grandes exportadores de petróleo crú. “Queremos agregar valor e gerar emprego e renda no País”, diz o diretor da Área de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa.

É bem verdade que, desde a inauguração da Refinaria Henrique Lage, em 1980, a Petrobras investiu em ampliações o equivalente a quatro refinarias – tanto que a capacidade instalada saltou de 1,1 milhão de barris para 1,9 milhão de barris por dia. Só não fez mais porque, nessas duas décadas, o excedente de capacidade de refino no mundo – e a redução das margens – não foi um convite a investimentos. O cenário começou a virar nos primeiros sinais de estrangulamento da oferta de diesel e petroquímicos – e a Petrobras resolveu construir a Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, e o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro.

Mas as descobertas da camada pré-sal entusiasmaram de vez a companhia – que já desenhou mais dois projetos exclusivos para exportação: as refinarias Premium 1, no Maranhão, e Premium 2, no Ceará. Há ainda o investimento no Rio Grande do Norte, para transformar o pólo em uma planta para a produção de gasolina e melhoria da qualidade dos demais derivados.

Somando todos os projetos, o desembolso chegará próximo dos US$ 40 bilhões – o valor está sendo calculado e deverá ser anunciado com maior afinação em setembro, quando a Petrobras anunciar o plano de investimentos programados até 2020. A direção da companhia já sabe que o aumento de preços, especialmente do aço, deve pesar no custo dos empreendimentos – especialmente do plano de modernização já em curso.

As novas plantas começam a entrar em operação em 2010. O primeiro será a Refinaria Abreu e Lima, que a Petrobras fará em parceria com a estatal venezuelana PDVSA – embora o contrato de sociedade ainda não esteja firmado, as obras de terraplanagem no porto de Suape estão a pleno vapor. O projeto prevê investimento de US$ 4 bilhões, com capacidade para processar 200 mil barris de petróleo por dia – com maximização na produção de diesel para atender ao mercado local. Para isso, a refinaria terá duas unidades de destilação atmosférica com capacidade de 100 mil barris, duas unidades de coqueamento retardado de 10 mil m³– que processará o resíduo proveniente da destilação – e unidades para hidrotratamento do diesel, da nafta e do coque.

Dois anos mais tarde começa a operar a Unidade Petroquímica Básica do Comperj – um misto de refinaria com central petroquímica que, além de uma unidade de destilação e coqueamento retardado, também terá um FCC petroquímico e uma pirólixe para transformar o petróleo pesado da Bacia de Campos em diesel, GLP, eteno e propeno.

Também em 2010 a refinaria de Guamaré, no Rio Grande do Norte, estará produzindo gasolina. Fruto de um investimento de US$ 190 milhões, o complexo de Guamaré, que hoje processa o óleo retirado da Bacia do Rio Grande do Norte e produz QAV, diesel e GLP, terá uma nova planta para a produção de gasolina e melhoria da qualidade dos demais derivados – ampliando a capacidade dos atuais 30 mil barris para 80 mil barris por dia.

As duas refinarias Premium serão construídas em fases, para disponibilizar instalações com maior rapidez possível. A Premium I, do Maranhão, terá capacidade para 600 mil barris por dia no final de 2015 – embora em 2013 esteja pronta para processar metade dessa capacidade. O mesmo acontece com a Premium II, do Ceará, que ao final de 2014 poderá processar 150 mil barris, embora sua capacidade total – de 300 mil barris – fique pronta em 2016. As duas irão processar um mix de petróleo pesado da Bacia de Campos e óleo leve do pré-sal.

“A localização das refinarias no Maranhão e no Ceará tem a ver, essencialmente, com acesso aos mercados europeu e americano”, disse à Petro & Química o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, lembrando que, por serem projetos greenfield, as unidades terão um grau maior de conversão e qualidade de produtos.

Pelas contas de Paulo Roberto Costa, a refinaria Premium II deverá custar US$ 11 bilhões. O diesel representará aproximadamente 60% da produção – o que deixa claro a estratégia exportadora, já que, sem substitutos competitivos, o derivado continuará bem cotado no mercado internacional. QAV, GLP e nafta completam o mix da refinaria – a produção de gasolina está descartada. O projeto da Premium I ainda não tem definido o valor a ser investido – embora a configuração semelhante com o projeto do Ceará dê pistas do investimento necessário.

O próprio plano de modernização das unidades existentes prevê um aumento na capacidade – embora o foco seja adaptá-las para processar o pesado com o óleo pesado nacional e produzir derivados com mais qualidade. O atual plano prevê revamps nas unidades de coqueamento da Refinaria de Araucária – Repar e da Refinaria de Paulínia.

As intervenções vão aumentar a carga processada em 100 mil barris/dia e elevar o volume de petróleo nacional processado em 250 mil barris/dia (de 80% para 90% da carga processada).

A maior parte do investimento - que pelo plano atual deve consumir US$ 8,6 bilhões – será consumida pela construção de unidades de hidrotratamento para derivados. Porque a legislação ambiental só permitirá a comercialização de gasolina com índice máximo de 50 ppm de enxofre a partir de 2009 – no caso do diesel, o limite será de 500 ppm.

O Plano Nacional de Energia – PNE 2030, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética, indica que o país precisará construir pelo menos mais sete grandes refinarias até 2030, para atender ao crescimento do consumo interno de derivados. Tomando como base o crescimento da economia em 4,1% ao ano, o estudo indica que o consumo de óleo diesel passará de 40,4 bilhões de litros anuais para 97,8 bilhões, enquanto o de gasolina crescerá dos atuais 17,7 bilhões para 42,2 bilhões/ano. Isso significa que, mesmo com as unidades da Petrobras, ainda há espaço para novos empreendimentos.

Com um bom cenário de consumo desenhado, a primeira pergunta que qualquer observador faria é: onde estão os investimentos privados? Dos cinco pedidos autorizados pela Agência Nacional do Petróleo, dois foram feitos pela Petrobras – o Comperj e a Refinaria Abreu e Lima, que tem uma participação de 40% da PDVSA.

Os outros três pedidos já autorizados pela ANP foram feitos pela Vibrapar e pela Dax – que já possuem pequenas operações no setor – e pelo grupo inglês South Atlantic Refining Company – Sarc.

O presidente do Conselho de Administração do Grupo Vibrapar, Alexis Stepanenko, diz que é possível atuar nesse setor e ser rentável – mesmo sendo uma rotisserie cercada de hipermercados. “O mercado demanda produtos em quantidade que para uma empresa do tamanho da Petrobras não é interessante fazer”.

Stepanenko toma por base um estudo feito por dois pesquisadores da CC Gás Systems e apresentado na Rio Oil & Gas de 1998, que mostra a viabilidade econômica de construir uma unidade de 10 mil barris – com capex de US$ 30 milhões – ante uma refinaria de 100 mil barris – com custo de US$ 1 bilhão. Tanto que a Vibrapar já iniciou a expansão de sua unidade de Itupeva e entrou com pedido na ANP para instalar uma refinaria de 60 mil barris diários em Recife / PE.

A Dax Oil Refino S/A irá investir para adequar de suas instalações que hoje trabalham com solventes para a atividade de refino de óleo leve. Em Sergipe, a Refinaria Atlântico Sul de Sergipe S/A, foi autorizada a construir uma refinaria com capacidade de processamento de 200 mil barris por dia – que pretende direcionar à exportação.

Manguinhos e Ipiranga, ao contrario, buscam até hoje alternativas para encontrar espaço num ambiente de monopólio virtual. A segunda teve até mais sorte ao ser adquirida pela Petrobras – em parceria com a Braskem e o Grupo Ultra – mas a Refinaria de Manguinhos continua com as operações paralisadas desde agosto de 2005 por conta do descompasso entre os preços da matéria-prima e dos produtos vendidos. A Refinaria de Manguinhos chegou a arrendar suas instalações para a Ponti di Ferro produzir biodiesel – como forma de manter as instalações em operação. Já a Refinaria Ipiranga vem produzindo bunker e nafta enquanto os novos controladores decidem adotar as recomendações feitas pelo grupo de trabalho formado por representantes das três empresas.

O professor Alexandre Szklo, do Programa de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ, lembra que o fator de escala da ordem de 67% favorece a construção de refinarias acima de 150 mil barris diários. “Em linhas gerais, podemos dizer que a engenharia de processo favorece a escala. Contudo refinarias pequenas podem co-existir se encontrarem um nicho de mercado ultra-especificado, que lhes confira alta margem”.

O mercado norte-americano, explica o professor, é um bom exemplo: as refinarias mais simples – tipo hydroskimming – e que processavam menos de 70 mil barris foram fechadas, embora o processamento tenha crescido por revamps e aumento do fator de utilização. “Há na Califórnia refinarias de menor porte, como a Big West of Califórnia, da Chevron de 66 mil barris/dia, que são ultra-complexas e operam num nicho de mercado, com produtos ultra-especificados, com altas margens”.

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