Os novos padrões de qualidade de combustíveis, em vigor no país desde 1º de janeiro deste ano, reduziu os limites de enxofre na gasolina para 50 mg/kg – ou 50 ppm. Para o diesel comercializado nas regiões metropolitanas o teor de enxofre foi limitado a 10 ppm. Para atendê-los, a Petrobras investiu na construção de 26 unidades de conversão e hidrotratamento em suas refinarias nos últimos anos. Também ampliou a produção de gasolina – para 491 mil barris por dia – e diesel – para 850 mil barris diários. Ainda assim, precisou importar em média 32 mil barris de gasolina e 174 mil barris de diesel por dia para atender à demanda interna – que no ano passado foi de 545 mil barris de gasolina e mais de 1 milhão de barris de diesel por dia.

O que se passa com a Petrobras e com o mercado brasileiro é uma amostra do que ocorre no mundo: o petróleo ainda é a principal fonte da matriz energética – e não há nenhum sinal de que seu consumo pare de crescer nas próximas duas décadas. As projeções mais conservadoras do World Energy Outlook, da Agência Internacional de Energia, apontam que o consumo avança num ritmo de 1,1% ao ano até 2020 e 0,4% a partir de 2021– alcançando 101,4 milhões de barris por dia em 2035. A consultoria Hart Energy estima que a demanda em 2035 alcance 118,4 milhões de barris por dia – um crescimento médio de 1,2% ao ano – enquanto a Global Data prevê que a demanda cresça entre 1,2% e 1,4% até 2017.

Seis em cada dez barris extraídos serão consumidos pelo setor de transportes – sobretudo nas economias emergentes.

Esses mercados tem atraído o maior volume de investimentos – não apenas em capacidade de destilação, mas também em hidrorrefino – para converter o petróleo cada vez mais pesado e ácido em combustíveis com baixo teor de enxofre.

Até 2017 os investimentos já anunciadas ampliam a capacidade de destilação em 7,96 milhões de barris por dia. No mesmo período, as novas unidades de coqueamento, FCC e hidrocraqueamento adicionam 5,26 milhões de barris, de acordo com as projeções da Global Data.

As unidades de hidrocraqueamento representam 37% de todo investimento em conversão previstos entre 2013 e 2017 e estão concentrados no Oriente Médio, Rússia e EUA, enquanto as unidades de FCC, construídas para maximizar a produção de gasolina, são 33% dos projetos e serão erguidos no Oriente Médio e China. As unidades de coqueamento representam os 30% dos investimentos em processo de conversão nos próximos quatro anos.

Mesmo na Europa, onde os especialistas preveem o fechamento de refinarias, investimentos em hidrorrefino serão necessários. Na Rússia, a rentabilidade fomentada pelos incentivos fiscais está estimulando upgrades para atendimento ao mercado interno e exportações para a Europa.

Nos EUA, o acesso ao tight oil das áreas de Eagle Ford e de Bakken – que tem preços menores do que os petróleos de boa qualidade – tem elevado os ganhos das refinarias de média e baixa complexidade – como a refinaria de Pasadena. As unidades mais complexas têm apresentado bons resultados com o suprimento de petróleo importado do Canadá. O nível de utilização da capacidade saltou para 89% em 2013. Superavitário, o mercado acaba escoando a produção excedente para os países da América Latina – não apontam novos investimentos.

“O mercado americano de gasolina está se saturando, com uma tendência de baixa, refletindo medidas de eficiência energética, a penetração dos biocombustíveis e o envelhecimento da população, que passa a usar menos o automóvel – e esse talvez seja o fator estrutural mais importante, porque ele não deriva de políticas energéticas, que podem se alterar, mas de uma mudança do perfil de um consumidor”, destaca o professor Alexande Szklo, do Programa de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ.

Ampliação da capacidade prevista até 2017



Os maiores investimentos estão concentrados na Ásia e Oriente Médio, impulsionados pelo consumo de China e Índia. O Oriente Médio, com um petróleo que varia de leve a mediano azedo, investirá em hidrotratamento para atender ao mercado chinês – que está especificando o derivado em níveis europeus. Na China, o processamento de petróleos mais pesados aponta o revamp nas refinarias em operação, com a instalação de unidades de coqueamento, FCC e HDT.

Ainda assim, o upgrade do parque existente e a construção de novas refinarias – e o fechamento de plantas obsoletas – não serão suficientes para atender à demanda, abrindo espaço para a importação de combustíveis e insumos petroquímicos.

O cenário brasileiro indica a necessidade de novas unidades de destilação, coqueamento retardado e hidrorrefino – particularmente a rota HCC, que apresenta maior rendimento em diesel. Inédito no país, o hidrocraqueamento já está programado para o Comperj – o que motivou a Fábrica Carioca de Catalisadores investir na produção de catalisadores para hidroprocessamento. As projeções da Wood Mackenzie para o mercado brasileiro apontam um aumento de 1,7% ao ano na demanda entre 2013 e 2016 – apenas para a mistura gasolina / etanol, a previsão é de crescimento médio de 3,7% ao ano.

“No curto prazo, nossas projeções indicam um crescimento da demanda na faixa de 6% para combustível ciclo Otto (gasolina e etanol) e 4% para o diesel entre 2013 e 2020. No longo prazo, a taxa de crescimento do ciclo otto cai para 3% e a partir de 2035 para 2% até 2050, com a
entrada de uma plataforma veicular mais eficiente, que são os veículos híbridos, e a demanda por passageiro / km, que é outro fenômeno importante”, aponta o professor Alexandre Szklo.

Um negócio pouco atrativo

Mesmo deficitário e promissor, o segmento de refino não consegue atrair os players internacionais. Nem mesmo as refinarias privadas conseguem operar de forma rentável.
A principal queixa está na defasagem dos preços praticados no mercado interno.

A única refinaria privada a operar a plena carga é a Riograndense, que possui acordo com a Petrobras para processar o petróleo quando as margens são desfavoráveis.
O ex-diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa, chegou a propor à companhia uma parceria para a REF Brasil – criada por sua consultoria Costa Global com a Energio. O projeto era construir quatro mini refinarias, com capacidade de 5 mil a 10 mil barris, em estados produtores de petróleo – Sergipe, Alagoas, Ceará e Espírito Santo – o que reduziria os custos logísticos. O projeto não despertou o interesse da Petrobras. E acabou sendo colocado em segundo plano após a prisão de Paulo Roberto Costa, acusado pela Justiça Federal de lavagem de dinheiro.

Petrobras amplia produção sem construir novas unidades

Quando a Petrobras começou a construir a Refinaria Abreu e Lima, em 2010, suas doze refinarias juntas produziam 1.832 mil barris de derivados por dia. Em março deste ano, bateram a marca de 2.151 mil barris por dia – um aumento maior do que a capacidade de produção na Rnest. Pouco mais de 100 mil barris refletem os investimentos em modernização – com a construção de unidades de conversão e tratamento de derivados. Com a substituição de equipamentos, adoção de tecnologias mais eficientes e a otimização da logística de escoamento, a Petrobras conseguiu, nos últimos dois anos, ampliar a produção em mais 80 mil barris de diesel e QAV e 40 mil barris por dia de gasolina. Esse último salto é fruto do Programa de Produção de Médios e Gasolina – Promega, criado para eliminar gargalos que limitam a produção e a eficiência das unidades de processo. A meta é, até 2016, elevar em 165 mil barris por dia a produção de diesel, querosene e gasolina. Apenas nos três primeiros meses deste ano, a Petrobras importou 424 mil barris de derivados por dia.

Uma medida inicial, que provocou impacto nos resultados, foi a adequação dos tipos de petróleo processados em cada refinaria. A própria Rnest é um bom exemplo: a avaliação realizada pela área de Engenharia Básica do Centro de Pesquisas levou a refinaria, originalmente projetada para processar petróleos pesados, adotar um elenco de petróleos mais leves – incluindo o extraído no pré-sal – e ampliar a capacidade em 30 mil barris diários sem necessidade de novos investimentos.

O trabalho foi tocado pelas áreas de Refino, Logística e Marketing e Comercialização – para que cada refinaria recebesse o petróleo mais adequado. A visão integrada das unidades de processamento, de conversão e de tratamento de cada refinaria permite a troca de produtos intermediários entre algumas delas – nesse caso, eleva-se ao máximo o processamento de uma unidade de destilação, mesmo que as outras unidades não tenham capacidade para absorver toda a corrente, e o excedente é direcionado a outra refinaria que tenha capacidade ociosa. A estratégia está sendo adotada especialmente nas refinarias instaladas em São Paulo, que são interligadas por dutos.

A missão dos pesquisadores do Cenpes foi definir a adoção de tecnologias novas e de maior eficiência – foram trocados internos de torres, feixes de permutadores de calor, novos tipos de catalisadores e distribuidores de carga em reatores das unidades de craqueamento catalítico e de hidrotratamento de diesel.

Em março, o diesel foi o principal derivado produzido, com 822 mil barris por dia, seguido por gasolina, com 483 mil barris.

Com o fator de utilização na casados 96%, ampliar a carga de referência em suas unidades depende da autorização da Agencia Nacional do Petróleo. Em abril a ANP autorizou aumento em 10% da sua capacidade da Refinaria Gabriel Passos - Regap – que passa para 166 mil barris por
dia. No ano passado, o aumento de capacidade foi aprovado na Refinaria Landulpho Alves - Rlam, que passou a processar 377 mil barris por dia.

Companhia inicia o processo de licitação das refinarias Premium

A Petrobras já enviou às empresas de engenharia as primeiras cartas convites para obras das refinarias Premium I e II, que serão construídas no Maranhão e no Ceará. O objetivo é iniciar as obras da primeira refinaria no início de 2015 – para que entre em operação em 2018. Em março foram emitidos os convites para terceirização dos serviços de geração de hidrogênio das duas refinarias e de tratamento de água e efluentes da Premium I.

A refinaria a ser construída no município de Bacabeira – a 60 km de São Luis / MA – terá capacidade para processar 600 mil barris por dia – em dois trens de 300 mil barris – e produzirá principalmente diesel (30 mil m3/dia) e QAV (6 mil m3/dia). A Petrobras evita antecipar o investimento necessário para erguer essas unidades – afirma que somente após a conclusão da etapa de consulta ao mercado será possível mensurar o custo total da refinaria. O projeto pode ser erguido em parceria com a chinesa Sinopec – com a qual a Petrobras assinou um estudo de viabilidade técnica-econômica para analisar a formação de uma joint venture.

Quando a pedra fundamentalda refinaria foi lançada, há quatro anos, a previsão era colocar a refinaria Premium I em operação em 2016. Com o propósito de viabilizar a construção da unidade, a Petrobras contratou a Mustang Engineering para revisar o projeto elaborado pela UOP e enquadrá-lo em métricas internacionais.

A Premium II, no Ceará, terá um trem de 300 mil barris de capacidade – com operação prevista para 2019.

Concebido para atender ao crescimento da demanda por resinas, o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro teria uma unidade de craqueamento catalítico fluido – FCC adaptado para maior produção de petroquímicos. Essa rota, predileta para a produção de gasolina, já era dominada pela companhia – que tinha treze dessas unidades, sendo duas de craqueamento de resíduo atmosférico, em suas refinarias. Mudanças na operação e no catalisador para elevariam o rendimento em eteno e propeno. Mas a explosão no consumo de gasolina, a descoberta do pré-sal – e mais recentemente o “renascimento” da indústria petroquímica americana baseado no shale gas – ofuscaram a relevância do FCC petroquímico.

A produção de petroquímicos agora será feita a partir dos líquidos de gás natural – etano, propano e butano – e a responsabilidade do projeto está nas mãos da Braskem.

Atualmente a capacidade de produção de propeno nas refinarias da Petrobras soma 100 mil toneladas/mês. Já a produção de nafta petroquímica vem caindo, definida pela demanda de gasolina – segundo os dados da ANP, no primeiro trimestre deste ano, a Petrobras produziu 1.362 mil m³ de nafta, 17,2% menos do que nos três primeiros meses de 2013 e 20,1% abaixo do acumulado no primeiro trimestre de 2012.

O FCC petroquímico se consolidou na China, com algumas unidades desenvolvidas pela Sinopec. A Sasol colocou uma unidade em operação na África do Sul, em dezembro de 2006 com tecnologia desenvolvida pela KBR – com capacidade para converter 250 mil toneladas por ano de propeno, e uma seção de recuperação para processamento de correntes ricas em olefinas, que eleva para 525 mil toneladas por ano a capacidade. Uma unidade de demonstração comercial, com capacidade para 40 mil toneladas por ano de olefinas foi construída em uma refinaria da SK em Ulsan / Coréia do Sul, com o objetivo de demonstrar a tecnologia e o desempenho do catalisador.

A líder dessa rota é a UOP, com 17 unidades licenciadas em operação comercial – que juntas somam 1 milhão de barris por dia de capacidade, e rendimentos superiores 8% em propeno. As duas maiores têm capacidades de 201 mil e 180 mil barris por dia. Outras unidades em projeto ou em construção adicionam quase 400 mil barris de capacidade.

Rnest: operação confi rmada para novembro

RPBC: aditivo permite maior processamento de RAT

Regap: ANP autoriza
aumento de capacidade

Rlam: novas unidades para limpar derivados

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