Petrobras – Plano aperta os cintos, mas reforça investimentos de E&P

Rebocador conduz a P-56 para o campo de Marlim, na Bacia de Campos(julho 2011)

O cobertor ficou curto. A revisão do plano de negócios da Petrobras para o quinquênio 2011-2015 apresentou um corte de investimentos de R$ 30,8 bilhões em relação ao plano anterior (2010-2014), com a readequação de projetos e cronogramas para atender aos apelos de contenção de gastos feitos pelo governo federal. O tombo de R$ 419,7 bilhões para R$ 388,91 bilhões, porém, converte-se em aumento quando exposto na moeda americana: US$ 700 milhões, passando dos anteriores US$ 224 bilhões para US$ 224,7 bilhões.

O presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, explicou que, do valor de US$ 224 bilhões do PN anterior, foram retirados projetos no total de US$ 10,8 bilhões. Os remanescentes precisaram ter o valor majorado em cerca de US$ 8,5 bilhões, para compensar a variação cambial recente, com uma ligeira desvalorização do real. O valor desses projetos também aumentou US$ 6,4 bilhões pelas alterações de escopo eem mais US$ 1,5 bilhão por mudanças nos orçamentos. A reorganização dos cronogramas permitiu reduzir em US$ 23,7 bilhões o capital a investir, economizando também US$ 600 milhões com alterações no modelo de negócios. Por fim, o PN 2011-15 passou a incluir outros US$ 32,1 bilhões em novos projetos.

Em qualquer moeda, a revisão do plano de negócios evidencia a preferência pelos investimentos em exploração e produção (E&P), atividade em que a taxa interna de retorno dos projetos é maior, como explicou Gabrielli. Isso se faz necessário tanto para satisfazer o principal acionista quanto para gerar caixa para bancar o portentoso portfólio de investimentos para os próximos anos. Um caixa robusto, além de custear as atividades, também melhora os indicadores financeiros examinados pelos investidores internacionais, permitindo captar recursos lá fora mediante o pagamento de juros mais baixos. Aliás, o rating da estatal foi elevado pela agência Moody’s, de Baa1 para A3 no final do segundo trimestre de 2011.

Isso também explica por que a estatal promoverá, pela primeira vez na sua história, um plano de desinvestimentos no valor de U$ 13,6 bilhões. Isso resulta na transferência para terceiros de campos considerados menos atraentes, além de revisar projetos de baixa rentabilidade, modificando seus cronogramas.

O plano 2011-15 (integrante do planejamento da Petrobras para 2020) destinou 57% dos investimentos para E&P, ou seja, US$ 127,5 bilhões, dos quais US$ 22,8 bilhões exclusivamente para atividades exploratórias. No plano anterior, E&P ficavam com 53% do bolo, ou US$ 118,8 bilhões. O adicional de US$ 8,7 bilhões cobrirá as despesas na área da cessão onerosa (com pagamento antecipado feito à União pelo óleo a ser produzido em uma parte da região do pré-sal), que não constavam do plano anterior, para bancar a operação do campo de Lula, a montagem de estrutura operacional na nova fronteira de exploração em águas profundas, e reforçar os trabalhos de pesquisa e desenvolvimento de novas descobertas. Ao mesmo tempo, projetos que revelaram insucessos na fase exploratória serão descontinuados e alguns projetos menos rentáveis de desenvolvimento da produção serão revisados.

Menos sorte tiveram as áreas de abastecimento (logística, refino e petroquímica) e gás & energia. Os cortes foram de, respectivamente, US$ 4,3 bilhões e US$ 4,6 bilhões. Com isso, a entrada em produção do primeiro trem de operação da refinaria Premium I, no Maranhão, foi postergada de 2014 para 2016. Também ficaram fora da lista dos investimentos até 2015 os projetos ligados à logística de querosene de aviação (QAV) para Brasília e a tancagem de óleo combustível para as termelétricas da companhia, mesmo destino da primeira linha de refino da Premium II, no Ceará.

Petróleo & Energia, José Sérgio Gabrielli, Presidente da Petrobras, Petrobras - Plano aperta os cintos, mas reforça investimentos de E&P
Gabrielli: metas de petróleo e gás foram mantidas

Entrou com destaque no rol de projetos dessa revi são dos investimentos da estatal a fábrica de óleos básicos da futura refinaria do Comperj, que tem partida prevista para 2013 – a unidade para 400 mil m³/ano de óleo básico parafínico grupo dois ficará pronta apenas em2016. Aadequação da Revap e a implantação de monoboiasem São Franciscodo Sul-SC também estrearam na lista.

Especificamente para 2011, o volume de investimentos da estatal caiu de R$ 93 bilhões para R$ 84,7 bilhões. “Mesmo assim, esse valor supera em 11% o valor dos investimentos realizados em 2010, de R$ 76,4 bilhões”, informou Gabrielli. A meta de produção de óleo e gás da companhia, incluindo as operações internacionais, foi mantida em 2.772 mil boed.

O plano para os próximos cinco anos, no entanto, aponta para um significativo aumento da produção total esperada da companhia, chegando a 3.993 mil boed em 2015, dos quais 3.070 mil bpd referentes a óleo e condensados no Brasil (543 mil boed vindos do pré-sal). Ampliando o horizonte para2020, aexpectativa é ainda mais ambiciosa: 6.418 mil boed, contra 5.382 mil da versão anterior, justificada pela entrada em produção de vários projetos no pré-sal, até mesmo na área de concessão onerosa.

E&P irrigado – As torneiras do caixa da estatal vertem de maneira abundante para a área de exploração e produção (E&P), que ficará com o total de US$ 127,5 bilhões de investimentos até 2015. Desse total, US$ 117,7 bilhões serão aplicados no país, divididos em 65% para desenvolvimento da produção, 18% na exploração e 17% para infraestrutura. A região do pré-sal receberá 45,4% desses investimentos, com a promessa de responder por 40,5% de toda a produção nacional de petróleo em 2020 – atualmente não passa de 2%. “As curvas de produção obtidas nos testes de longa duração indicam que os campos do pré-sal são mais produtivos, oferecendo maior retorno financeiro, motivo pelo qual recebem mais investimentos”, explicou Gabrielli. Como exemplo, ele citou o primeiro poço comercial do pré-sal, no campo de Lula, que já é o mais produtivo da estatal.

A companhia também pretende investir pesado nos projetos dos campos ligados à cessão onerosa. Nesse caso, como o valor da participação governamental já foi antecipadamente recolhido, espera-se obter uma remuneração final maior. Saliente-se, porém, que se a produção alcançada for superior à adquirida pela estatal, será necessário remunerar a União pela diferença. O ajuste se dará no sentido inverso, caso esses campos produzam menos do que o esperado.

Nos blocos da cessão onerosa, a Petrobras deve perfurar dez poços exploratórios, o mínimo previsto no contrato, com a entrada em produção de um FPSO em 2015, com capacidade para 150 mil boed. A empresa também pretende mapear todas as oportunidades de exploração situadas próximas da infraestrutura existente, por meio do Projeto Varredura, iniciado em 2009. Apenas nas Bacias do Espírito Santo e de Campos, a Petrobras mapeou 284 prospectos, com expectativa de produção futura de 2.235 milhões de barris de óleo.

A companhia também investe em novas tecnologias para ampliar a produção em campos em início de declínio, além de buscar melhores índices de custos e desempenho ambiental. Desse modo, estão sendo desenvolvidos sistemas submarinos de bombeio e de separação de gás e água. Dessa forma, instalações colocadas no fundo do mar permitem bombear para as plataformas na superfície apenas o óleo e o gás natural que a empresa pretenda aproveitar. A água e o gás excedentes podem ser imediatamente reinjetados nos poços, sem que a plataforma precise lidar com eles. Alguns desses dispositivos estão em operação, outros devem ser aplicados nos próximos anos.

 

Os resultados da aplicação dos conhecimentos desenvolvidos pela Petrobras permitiram reduzir em 15% o número de perfurações para estabelecer a produção nos campos em relação ao previsto no PN anterior. Comparado aos índices de 2006/2007, o tempo médio necessário para perfurar um poço foi reduzido em 44%. Ao todo, a execução das atividades de E&P previstas no Plano Nacional do Pré-Sal (Plansal), de 2008, puderam ser reduzidas em 45% mediante o aproveitamento da tecnologia desenvolvida nessa área.

Todo o esforço exploratório a ser empreendido pela estatal se traduz em números grandiosos. O número de sondas de perfuração, por exemplo, precisará ser duplicado até 2015. Segundo Gabrielli, em dezembro de2010, acompanhia operava 15 sondas especiais (próprias ou contratadas) para perfurar em águas profundas (mais de2.000 mde lâmina de água). Até 2015, esse número deve subir para 37. E, em 2020, serão 65 dessas sondas em operação no país, apenas da Petrobras.

Isso também exigirá aumentar a estrutura de produção. As plataformas flutuantes passarão de 44, em dezembro de 2010, para 94, em 2020 (61 até 2015). Os tipos fixos de jaqueta e TLWP, que hoje são 78, chegarão a 83 em 2020. Esse avanço também repercute em toda a frota de apoio. Grande parte dos contratos já está em execução, explicando o forte movimento dos estaleiros nacionais.

Além de prover uma estrutura física robusta, a Petrobras também precisa ampliar seus quadros profissionais em todos os níveis, especialmente na área de E&P. Atualmente, a companhia conta com o total de 85.417 funcionários (na controladora e subsidiárias controladas), dos quais 46% têm mais de 20 anos de serviços prestados e 51% não completaram dez anos na companhia. A previsão da estatal é chegar a 2015 com um quadro de 103.300 empregados em todo o sistema. Desse total, mais de 30 mil pessoas estarão atuando em E&P.

Abastecimento refinado – Os planos da Petrobras para produzir mais de seis milhões de barris de óleo equivalentes por dia (boed) a partir de 2020 implicam a necessidade de investir em uma robusta estrutura logística, bem como em um parque refinador, pelo menos na quantidade suficiente para abastecer o mercado interno, que atualmente compra no exterior um volume complementar de derivados (gasolina e óleo diesel).

“Vamos ampliar em 395 mil barris por dia a capacidade de refino no Brasil até 2015 e, entre 2016 e 2020, fazer nova ampliação, dessa vez de 1.065 mil bpd”, afirmou Paulo Roberto Costa, diretor de abastecimento da Petrobras. Para tanto, o PN 2011-15 reservou US$ 35,4 bilhões. Além de aumentar a capacidade de refino em um ritmo de matar as saudades da década de70, aestatal também pretende modernizar as instalações em operação, implantando unidades de hidrotratamento (HDT) de gasolina e diesel, além de investir em unidades de coqueamento retardado para processar materiais mais pesados, que custarão outros US$ 16,9 bilhões. Por sua vez, as atividades logísticas receberão investimentos de US$ 17,6 bilhões até 2015.

Petróleo & Energia, Paulo Roberto Costa, Diretor de abastecimento da Petrobras, Petrobras - Plano aperta os cintos, mas reforça investimentos de E&P
Costa: produção das Premium I e II ficará no mercado interno

Ao mesmo tempo, outros projetos de dowstream serão igualmente desenvolvidos, como a atividade petroquímica nas áreas de Suape-PE e do Comperj,em Itaboraí-RJ. Háa expectativa até de investir em biopolímeros, segundo Costa. Essas atividades devem receber perto de US$ 3,8 bilhões no período. No total, a área do abastecimento ficou com US$ 74,4 bilhões para investir até 2015.

O PN atual foi elaborado considerando o crescimento médio anual de 3,8% no volume de derivados de petróleo vendido no Brasil entre 2010 e 2015. No período mais amplo, de2010 a2020, o aumento anual chegará a 4,5%, segundo as previsões da estatal. “O consumo de derivados vem subindo continuamente, acompanhando e até superando o crescimento do PIB”, afirmou Costa.

Segundo ele, a demanda pelo QAV cresce mais que o PIB, pelo fato de a aviação comercial no Brasil ter saído de um quadro de demanda reprimida por décadas, ao absorver todo o contingente de passageiros que passou a preferir os aviões aos ônibus nos deslocamentos de longa distância. “No primeiro semestre de 2011, em comparação com o primeiro semestre de 2010, o consumo de QAV manteve ritmo forte de crescimento, e olhe que o período de comparação já foi de consumo muito alto”, aduziu. Essa demanda deve ficar ainda maior nos próximos anos, com a realização da Copa do Mundo de 2014 e da Olimpíada de 2016, eventos que ampliarão o tráfego aéreo.

No caso do óleo diesel a situação é semelhante. Entre janeiro de 2009 e janeiro de 2011, o consumo interno do combustível aumentou em 11,1%. Para Costa, essa ampliação foi determinada em grande parte pela demanda do setor agrícola, tanto na produção quanto no escoamento da safra. O aumento da demanda e a necessidade de oferecer aos consumidores das regiões metropolitanas um diesel de qualidade superior (com máximo de 50 ppm de enxofre, por força de lei) explicam o aumento da importação do derivado.

Neste ano está sendo necessário importar gasolina para compensar a redução do teor de etanol anidro adicionado ao combustível vendido no mercado interno. “Durante o primeiro semestre importamos 2,5 bilhões de barris de gasolina, quantidade suficiente para abastecer o país por seis dias”, informou Costa. Embora pouco represente em relação à produção da estatal, esse volume criou dificuldades nos portos nacionais.

Como a redução de oferta de etanol redundou no aumento do preço do combustível, os donos de carros com motores flexíveis passaram a preferir a gasolina, elevando a demanda desta. “Desde o ano passado, estamos fazendo um esforço nas refinarias, mexendo nos processos e alterando os catalisadores para conseguir um aumento de 42 mil bpd de gasolina na produção total”, explicou Costa.

Aliás, o parque nacional de refino está operando cheio em 2011. Durante o primeiro semestre, a média de ocupação das unidades ficou acima de 90%. “Tivemos um pico de aproveitamento em maio, quando chegamos a 93%, um índice excelente, considerando que as melhores refinarias do mundo giram em média com 90% de ocupação”, salientou. Em 2010, esse índice foi prejudicado pelas paradas programadas de manutenção e intervenções em algumas unidades.

A expectativa de aumento de demanda acima do PIB fez a estatal reavaliar os investimentos nas refinarias Premium I (Maranhão) e II (Ceará). Segundo Costa, o plano inicial era destinar a maior parte dos derivados nelas produzidos para o mercado internacional. A nova perspectiva da demanda interna mudou o jogo: a produção dos refinados será absorvida aqui mesmo, segundo a estatal. Isso se revelou providencial, pois a demanda externa que seria atendida pelas novas refinarias Premium – Estados Unidos e algumas regiões da Europa – minguou com a crise econômica atual.

Em 2010, a importação de derivados de petróleo supriu as necessidades de 5% da demanda brasileira de combustíveis líquidos. Nos Estados Unidos, essa importação fica perto de 3%. A estatal projetou que se não forem feitos investimentos em refino, em 2020 a importação representará 40% do total consumido, uma situação de dependência absurda. “Esse volume gigantesco de importações criaria um sério problema logístico, com custos muito elevados”, considerou Costa. “Há 32 anos que não se constrói uma refinaria de grande porte no Brasil, a última foi a Revap, de São José dos Campos-SP”, ressaltou, embora admita que tenham sido feitas ampliações e desengargalamentos que supriram a demanda local no período, marcado por profundas crises econômicas. Até a inauguração de uma das refinarias em construção, a importação de derivados deverá ficar entre 5% e 10% da demanda nacional.

O atual plano de negócios aponta para uma capacidade efetiva de refino nacional de 3,2 milhões de barris por dia em 2020, muito próxima da demanda estimada para este ano pela estatal, de 3,3 milhões de bpd. Costa garante que os investimentos estão caminhando dentro dos cronogramas. “A Rnest, de Suape-PE, está com 40% das obras prontas; o Comperj, com 20%; e a Premium I concluiu a terraplanagem”, assegurou.

A Rnest, oficialmente denominada Refinaria Abreu e Lima, está no meio de um imbróglio típico de ópera-bufa. Projetada para processar 230 mil bpd em dois trens de produção – um alimentado com óleo brasileiro e outro com os extrapesados venezuelanos –, a unidade resultaria de uma sociedade entre a Petrobras (60%) e a Petróleos de Venezuela (PDVSA, com 40%). Assim, a divisão do capital se repetiria na partilha dos investimentos. Porém, a participação da PDVSA seria bancada por um financiamento do BNDES, mediante a apresentação de garantias, que não tinham sido apresentadas até o dia 20 de agosto. “Se as garantias não forem apresentadas oportunamente, nós tocaremos o projeto sozinhos e, assim, o investimento será menor, por não incluir os equipamentos necessários para processar óleo tão pesado”, comentou Costa. Poucas semanas depois, sob protestos, a PDVSA apresentou as garantias ao BNDES.

O Comperj passou por uma redefinição de escopo. Inicialmente planejado para ser uma “refinaria petroquímica” capaz de transformar o óleo pesado de Campos em insumos básicos, como eteno, propeno e aromáticos, o projeto assumiu a feição atual de refinaria convencional com produção de diesel maximizada, com dois trens de 165 mil bpd, usando o óleo mais leve oriundo do pré-sal. O primeiro trem deve iniciar a produção em 2013.

As refinarias Premium são um caso à parte. As críticas começaram na escolha dos locais de instalação, Maranhão e Ceará, que atenderiam mais às necessidades de aliados políticos do governo federal do que o crescimento do mercado. “Verificamos que a demanda das regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste cresce mais que a das regiões Sul e Sudeste, nas quais está instalada a maior parte da nossa capacidade de refino”, explicou Paulo Roberto Costa. “Daí a escolha desses locais para abrigar os novos projetos, o mesmo caso da Rnest.” Sua afirmação foi acompanhada por um mapa decorado com números que a confirmam. A demanda consolidada das regiões Centro-Oeste, Norte e Nordeste deve passar dos atuais 763 mil bpd para 968 bpd em 2015, enquanto a capacidade de refino só crescerá de 299 mil para 552 mil bpd. Ou seja, mesmo com o PN 2011-15, essas regiões ainda serão deficitárias, situação que só deverá melhorar em 2020, com a conclusão de todos os projetos.

As regiões Sul e Sudeste, hoje superavitárias em derivados, com a demanda de 1.384 mil bpd suprida por uma capacidade de 1.466 mil bpd, chegarão em 2015 com um ligeiro déficit, pois sua demanda crescerá para 1.675 mil contra a capacidade esperada de 1.652 mil bpd.

Esses números só não explicam por que os estados de Mato Grosso do Sul, Goiás e Rondônia, para não dizer toda a região Centro-Oeste, foram adicionados à demanda a ser atendida pelas refinarias nordestinas, contrariando a geografia nacional e as dificuldades logísticas a ela inerentes.

Além disso, o conceito de refino a ser implementado nas refinarias Premium também suscitou alguma polêmica por ser inédito no país. “Buscamos o design mais competitivo para obter a melhor relação US$ por barril processado, motivo que nos levou a escolher a UOP, divisão da Honeywell, para realizar todo o projeto conceitual e a engenharia básica delas”, explicou Costa. Aliás, o projeto será um só, duplicado para o segundo trem maranhense e replicado na Premium II. “Estamos adotando o conceito de copy and paste que permite ganhar tempo e reduzir custos”, salientou. A Premium I terá dois trens de 300 mil bpd cada, enquanto a Premium II terá, por enquanto, apenas um trem de produção idêntico.

A solicitação feita pela estatal à UOP tinha por objetivo aumentar ao máximo a produção de diesel. Para tanto, a empresa norte-americana adotou o hidrocraqueamento catalítico (HCC) do gasóleo de vácuo (resíduo da destilação a vácuo), no lugar do tradicional craqueamento catalítico fluido (FCC). O HCC prevê a quebra das moléculas pesadas com a adição de hidrogênio. Contando com várias opções de catalisadores específicos, esse processo apresenta uma seletividade maior que a oferecida pelo FCC.

Segundo a UOP, o diesel é o derivado de petróleo com maior previsão de aumento de consumo, estimada em 60%, nos próximos vinte anos. Isso se deve ao aumento da frota de veículos alimentados por esse combustível. A companhia desenvolveu o processo Unicracking para HCC, que será combinado com o seu Unionfining para hidrotratamento (HDT) dos derivados saídos das unidades de destilação, promovendo-os a uma faixa mais elevada de qualidade (baixo enxofre). Além disso, o desenho pretende aplicar a tecnologia de campo seletivo em coqueamento retardado (Sydecsm), desenvolvido pela Foster Wheeler para converter resíduos pesados em derivados na faixa do diesel. As linhas de destilação serão desenhadas pela Process Consulting Services, em parceria com a UOP, responsável geral pelo projeto.

Catálise importada – Uma das críticas que se faz ao modelo a ser adotado nas novas refinarias da Petrobras – e que poderá se tornar dominante no futuro, considerando que a Premium I completa será a maior refinaria da estatal – está diretamente ligada ao domínio tecnológico do processo, em especial dos catalisadores. O desenho tradicional, com FCC, já é dominado pela Petrobras, também sócia (50%) da Albemarle na Fábrica Carioca de Catalisadores S.A. (FCC S.A.),em Santa Cruz-RJ. Esse domínio tecnológico ainda está distante nas linhas de HDT e HCC, exigindo importações.

“A UOP é a fornecedora líder mundial das tecnologias de HCC e HDT, bem como dos catalisadores para HCC, reforma e isomerização. Também oferecemos a tecnologia e os catalisadores de HDT para destilados por meio de uma aliança com a Albemarle e temos uma parceria bem estabelecida com a Petrobras durante os últimos dois anos para o suprimento de tecnologia e catalisadores para várias unidades de hidrotratamento de gasolina”, explicou David Low, diretor de vendas para a América Latina da Honeywell UOP.

Segundo o executivo, a UOP tem uma participação muito ativa no segmento brasileiro de refino, reforma catalítica, projetos de HDT de leves e diesel. Ele também informou que a companhia não fornece catalisadores para FCC, embora elabore projetos dessas unidades com tecnologia própria, além de fornecer equipamentos especializados para essas linhas, como distribuidores de alimentação, dispositivos de retirada de catalisadores gastos, resfriadores e separadores de terceiro estágio. “Fazemos a avaliação de catalisadores de qualquer fornecedor em uso nos FCCs com tecnologia UOP e gostaríamos de apoiar a Petrobras na avaliação de desempenho dos seus catalisadores de FCC para atender aos requisitos atuais”, comentou Low.

Atento à expansão de refino na América do Sul, o diretor de vendas considerou que a possibilidade de instalar uma unidade de produção de catalisadores para esse setor no Brasil merece ser bem estudada pela UOP. “Estamos sempre procurando estratégias de negócios que ofereçam as melhores respostas às necessidades dos nossos clientes e contar com produção local poderia contribuir com vantagens econômicas para os refinadores de petróleo tanto no Brasil como em toda a região”, afirmou Low.

Combustíveis menos sujos – Depois da construção de novas refinarias (50,1%), a maior fatia do orçamento de US$ 70,6 bilhões da área de abastecimento até 2015 será destinada aos projetos para melhorar a qualidade dos combustíveis produzidos no Brasil (23,9%, ou US$ 16,9 bilhões), em especial a gasolina e o diesel. Dessa forma será possível atender aos requisitos legais vigentes no Brasil. Embora a queima de combustíveis sempre resulte na emissão de poluentes, a remoção do enxofre permitirá melhorar a qualidade do ar nas cidades e reduzir a ocorrência de chuvas ácidas.

Atualmente, a capacidade de hidrotratamento da Petrobras atende apenas 23% da sua capacidade total de refino, um percentual muito abaixo das congêneres internacionais. A Exxon tem 86%; a Valero, 95%; a Shell e a ConocoPhillips, 70%, por exemplo. “Até 2015, chegaremos a 59% da capacidade total e pretendemos aumentar para 74% até 2020 esse indicador”, afirmou Costa, atribuindo esse atraso às administrações anteriores que investiram pouco na qualidade dos combustíveis.

Com isso, depois de 2014, toda a gasolina refinada pela Petrobras terá o máximo de 50 ppm de enxofre. No caso do diesel, a mudança será mais complexa. Atualmente há três níveis de qualidade desse derivado no país. O melhor deles, o S-50 (50 ppm de enxofre), é destinado apenas à frota de ônibus das regiões metropolitanas. O S-500 é o diesel vendido nos postos de abastecimento das regiões metropolitanas. O S-1800 é comercializado fora das regiões metropolitanas. “Depois da conclusão dos investimentos em 26 unidades de conversão, em 2014, só teremos o S-10 e o S-500 no mercado nacional”, explicou Costas.

Petróleo & Energia, Maria das Graças Foster, Diretora de gás e energia, Petrobras - Plano aperta os cintos, mas reforça investimentos de E&P
Foster: gás do pré-sal terá duto para chegar ao Comperj

A mudança da qualidade do diesel precisa ser acompanhada por uma evolução nos motores a diesel, que precisam adotar o padrão de emissão Euro V, que será obrigatório a partir de 2012.

No rol dos derivados importados, chama a atenção o caso dos óleos básicos lubrificantes, cuja importação vem crescendo nos últimos anos. Em 2010, foram trazidos do exterior 654 mil m³ desses óleos, contra uma capacidade de produção de 840 mil m³/ano. O projeto do Comperj abriga uma unidade de óleos básicos do grupo II, indicados para a produção de modernos lubrificantes automotivos, agregando 400 mil m³/ano à capacidade nacional instalada. Essa fábrica tem inauguração prevista para 2016.

Além disso, a área de abastecimento da Petrobras também vai investir cerca de US$ 4,8 bilhões na ampliação de sua frota naval para óleo cru e derivados (operada pela Transpetro), dentro dos programas Promef I e II. Até 2015 serão adicionados 49 navios de transporte de diversos portes, com destaque para 14 Suezmax (150 mil toneladas de porte bruto cada), com o total de 15 milhões de barris a mais na capacidade de carga.

A estatal também investirá na construção e ampliação da infraestrutura logística necessária para receber óleo cru e também exportá-lo, um dos objetivos da exploração do pré-sal. Os investimentos logísticos também abrangerão a construção de um duto entre Jataí- GO e Paulínia-SP para escoamento de etanol, projeto do qual a estatal detém apenas 20% do capital. Álcool oriundo de Presidente Epitácio-SP chegará a Anhembi-SP pela Hidrovia Tietê-Paraná, seguindo de lá por duto até Paulínia, de onde sai um etanolduto para o Terminal de Ilha d’Água, no Rio de Janeiro, para exportação. Outro duto está sendo construído entre Paulínia e Caraguatatuba-SP.

Para a área petroquímica, a Petrobras reservou investimentos de R$ 3,8 bilhões a serem divididos principalmente entre o Comperj e o polo de Suape. Neste último, aliás, aguarda-se para o final do ano a conclusão da fábrica para 700 mil t/ano de ácido tereftálico purificado, que alimentará a produção de poliéster (PET) para o setor têxtil e para a produção de embalagens (garrafas). O Comperj tem horizonte mais dilatado e ainda depende de determinação das empresas que atuarão na produção de resinas termoplásticas e de outros projetos a jusante.

Novidade no gás – A novidade da área de gás e energia da Petrobras, anunciada com o Plano de Negócios 2011-15, foi a decisão de construir um duto para transportar o gás natural extraído do pré-sal diretamente para a região do Comperj. Lá o etano alimentará um cracker para produzir eteno. Com isso, a estatal suspendeu o plano de operar uma unidade flutuante de operação e armazenamento (FSO) para os campos de gás do pré-sal.

“A decisão de construir o duto foi tomada porque o Comperj quer o etano do pré-sal para uso petroquímico; e se fosse adotado o FSO grande parte do etano seria perdida”, explicou Maria das Graças Foster, diretora de gás e energia. Ela confirma que a estatal recebeu três propostas comerciais para a construção da unidade de separação de gás FSO, que depois comprimiria o gás (metano) para viabilizar seu transporte por navios gaseiros. “É uma alternativa que poderá ser adotada no futuro, a qualquer momento”, comentou.

Quanto ao corte de US$ 4,6 bilhões em seus investimentos previstos, em relação ao PN anterior, a diretora de gás e energia considerou que em 2011 será encerrado um ciclo de investimentos iniciado em 2007 para a construção e interligação da malha nacional de dutos para gás. “Agora temos quase cinco mil km de gasodutos bidirecionais, além de contarmos com dois terminais de regaseificação”, afirmou. “Como a estrutura já está pronta, está na hora de fazermos resultados para a companhia.”

Com orçamento de US$ 13,2 bilhões para investir até2015, aárea de G&E inicia um ciclo de trabalho para garantir mercado para todo o gás associado ao petróleo que seja produzido no Brasil, especialmente nas áreas do pré-sal. Cerca de US$ 9 bilhões desse total serão destinados à construção ou ampliação de plantas termelétricas ou em fábricas de fertilizantes nitrogenados, ambos grandes consumidores de metano.

Petróleo & Energia, Petrobras - Plano aperta os cintos, mas reforça investimentos de E&P
Obs.: Não inclui parcela de produção internacional não consolidada

Maria das Graças Foster informou que a oferta de gás natural no Brasil já supera a demanda em 2011, considerando o suprimento oriundo da Bolívia e a produção nacional. “No primeiro semestre, diminuímos significativamente a importação de gás liquefeito, que não está valendo a pena”, afirmou. Felizmente, o consumo do gás pelo setor siderúrgico cresceu 47% no primeiro semestre deste ano em relação ao semestre anterior.

A diretora considera que o preço do energético baixou e está motivando consumidores industriais a aumentar o consumo. “Em relação ao mercado da Alemanha, o preço do gás naturalem São Pauloestá mais barato”, considerou Maria das Graças. O consumidor industrial alemão pagou no primeiro trimestre deste ano cerca de US$ 16 por milhão de BTU, enquanto o paulista recebeu gás em média a US$ 12. O preço do insumo nos Estados Unidos, porém, é bem menor (média de US$ 9, no período considerado), contando com a oferta engordada pelo shale gas. “O preço no Henry Hub não nos afeta, ele nunca serviu de referência para a Petrobras”, afirmou, embora esse indicador seja o mais importante do mundo para negócios com gás natural. “A escala de operação de gás nos Estados Unidos é muito diferente da nossa, são mercados completamente diferentes.”

A área de G&E projetou para 2011 uma demanda total de gás natural no Brasil da ordem de 96 milhões de m³/dia, a ser suprida com sobras pela oferta de 106 milhões de m³/dia. A situação se equilibra em 2015: a demanda deve subir para 151 milhões de m³/dia, um pouco acima da oferta de 149 milhões de m³/dia, considerando apenas a Petrobras. Em2020, adiferença aumenta, com a demanda chegando a 200 milhões de m³/dia, para a oferta (só Petrobras) de 173 milhões de m³/dia. “Estão chegando ao mercado novos players que dividirão os riscos e as oportunidades de mercado conosco, o que é muito saudável”, considerou a diretora.

A estatal vai construir três novas unidades de fertilizantes próprias até 2020.Em Três Lagoas-MS, está sendo construída a UFN-III, para produzir 81 mil t/ano de amônia e 1.210 mil t/ano de ureia, com previsão de partida para setembro de 2014. Em Uberaba-MG, ficará a UFN-V, para 519 mil t/ano de amônia, iniciando a produção em setembro de2015. AUFN-IV, prevista para o Espírito Santo, é uma unidade mais complexa para oferecer 763 mil t/ano de ureia, 30 mil t/ano de melamina, 200 mil t/ano de ácido acético, 25 mil t/ano de ácido fórmico, e 790 mil t/ano de metanol. “Os projetos já estão adiantados, mas essa unidade só partirá em 2017; aliás, ela passou para a carteira da área de E&P”, comentou a diretora.

A geração termelétrica da Petrobras é de oito GW, dos quais 6,1 consomem gás natural. A companhia pretende ampliar sua capacidade de geração em 1,9 GW até 2015. Em 2020, ela pretende adicionar outros 5,5 GW. As novas capacidades usarão gás como combustível, mas dependem de bons resultados nos futuros leilões oficiais de eletricidade.

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