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Transcrição

APRESENTAÇÃO
A melhoria da competitividade da indústria química é uma questão central e permanente das
empresas brasileiras associadas da Abiquim. Dentre os principais fatores de competitividade, o
suprimento das matérias-primas petroquímicas tem recebido atenção especial da Comissão de
Economia da Abiquim.
Este documento atualiza as projeções da demanda de petroquímicos básicos no País, tendo 2020
como horizonte, e discute o atendimento à demanda das cadeias de resinas termoplásticas,
elastômeros e fibras sintéticas. Foram revisados e atualizados os dados sobre disponibilidade de
nafta petroquímica e de condensado, de gás natural, de hidrocarbonetos leves de refinaria e de
frações pesadas, além de ser introduzida, pela primeira vez, a possibilidade de utilização de
matérias-primas alternativas, como a biomassa.
O estudo contou com a participação de praticamente todos os interessados no desenvolvimento
da indústria petroquímica no Brasil. O trabalho foi realizado, sem que as conclusões possam
significar comprometimento formal para qualquer das partes, por empresários do setor,
representantes das centrais petroquímicas, da Petrobras/Petroquisa, investidora e provedora de
matérias-primas, do BNDES, financiador e agente de política industrial, da ANP, a agência
reguladora setorial, e por técnicos da Abiquim. A coordenação geral do estudo coube ao
Conselheiro e membro da Comissão de Economia da Abiquim, Engº Otto Vicente Perrone.
De uma maneira sintética, a conclusão é a de que, a partir da análise das informações
disponíveis atualmente, a disponibilidade de matérias-primas petroquímicas no Brasil, no
período 2008-2020, será limitada e as expansões de produção deverão se apoiar em fontes
diversificadas. No caso da nafta, a oferta deverá crescer, mas não o suficiente para atender
totalmente a demanda petroquímica, apesar dos acréscimos na capacidade de refino. A
contribuição do gás natural e do gás de refinaria para o atendimento da demanda futura poderá
ser significativa, mas o País não deverá ter novas instalações de eteno, de grande porte, com
base nessas matérias-primas. Com a incorporação de novas tecnologias, as frações pesadas
passam a ser um segmento importante entre as fontes alternativas de matérias-primas, bem
como a biomassa. Existe um significativo potencial de redução de custos no aproveitamento
integral da biomassa, em melhoramentos tecnológicos e no aumento da escala de produção.
Por fim, cabe assinalar que, após a conclusão e aprovação desse estudo pela Comissão de
Economia, a Petrobras anunciou a descoberta de um megacampo de óleo e gás no off shore
nacional. O estágio do seu conhecimento e do tempo para sua efetiva exploração não permitem
nenhuma outra avaliação que aquelas aqui dispostas, mas, certamente, esse anúncio gera novas e
otimistas perspectivas para o futuro do setor.
A Abiquim espera que este documento possa servir de base para proveitosa troca de idéias entre
os agentes que atuam nessa indústria no Brasil e que as questões aqui levantadas tenham um
tratamento adequado, a fim de atender às expectativas de crescimento deste importante
segmento da indústria brasileira.
São Paulo, novembro de 2007
Carlos Mariani Bittencourt
Presidente do Conselho Diretor
José de F. Mascarenhas
Vice-Presidente do Conselho Diretor
Coordenador da Comissão de Economia
Data de fechamento deste trabalho: Novembro/2007
Comissão de Economia - GT - Matérias-Primas:
Otto Vicente Perrone – Coordenador
Carlos Alberto da Silva Lopes – Prosint
Eduardo Fernandes – BNDES
Gabriel Lourenço Gomes – BNDES
Hardi Luiz Schuck – Copesul
Hermes Potiguara Novazzi – PQU
Jaqueline Borges Caldeira Masuchette – PQU
Lídia Barreto – Petrobras
Luis Eduardo Duque Dutra – ANP
Luiz Fernando Rodrigues Pinheiro – Petrobras
Manuel Quintela – Riopol
Ricardo Di Pietro Nóbrega – Petrobras
Rodrigo Ludwig Schneider – Petrobras
Silvio Carvalho – Braskem
Tales Lazari da Silva – Copesul
Terezinha S. Miranda – Braskem
Valéria Delgado Bastos – BNDES
Fátima Giovanna Coviello Ferreira – ABIQUIM
ÍNDICE
1. Introdução
1
2. Panorama mundial
2
3. Mercado
10
3.1 Matérias-primas para resinas termoplásticas
10
3.2 Matérias-primas para fibras sintéticas e resinas PET
19
3.3 Matérias-primas para elastômeros
27
4. Gás natural
33
5. Hidrocarbonetos leves de refinaria (HLR)
43
6. Nafta petroquímica e condensados
46
7. Frações pesadas
52
8. Matérias-primas alternativas
57
9. Comentários finais e conclusões
66
Demanda de Matérias-Primas Petroquímicas e Provável Origem até 2020
1. INTRODUÇÃO
Em 2002, diante de um quadro de incertezas em relação à disponibilidade futura de
matérias-primas para a indústria petroquímica, a Comissão de Economia da Abiquim
criou um Grupo de Trabalho para estudar as necessidades setoriais até o ano de 2010 e
prováveis fontes de matérias-primas.
O Grupo concluiu seus estudos e apresentou um Relatório, em dezembro de 2002, que
dimensionava a demanda de matérias-primas e indicava as fontes de atendimento. A
principal conclusão do Relatório foi o reconhecimento da necessidade imperiosa de uma
diversificação das fontes de matérias-primas, pela incapacidade de se atender a demanda
prevista com o uso exclusivo, ou predominante, de apenas uma delas.
Em 2005, a ABIQUIM considerou oportuno realizar uma atualização do Relatório
elaborado em 2002 criando, para isso, um novo Grupo de Trabalho com a incumbência
de fazer uma reavaliação do assunto, tendo como meta o ano de 2015. O GT procedeu a
uma atualização das projeções da oferta e da demanda dos principais petroquímicos
básicos até 2015 e fez uma análise individual das diversas matérias-primas disponíveis e
da viabilidade de sua utilização no período considerado.
Após dois anos, fez-se necessária a atualização dessas informações, com a ampliação do
escopo de possíveis matérias-primas a serem utilizadas, tendo como horizonte o ano de
2020. Para essa atualização, o GT foi ampliado e contou com a importante colaboração
da ANP, do BNDES e da Petrobras.
Este Relatório apresenta os resultados do levantamento realizado e as conclusões do
GT.
ABIQUIM - GT – Matérias-Primas – Comissão de Economia
1
2. PANORAMA MUNDIAL
Este capítulo aborda a evolução e as perspectivas do mercado petroquímico mundial e
examina as principais mudanças no cenário. Algumas dessas mudanças são drásticas e
poderão tornar-se definitivas, o que influenciará substancialmente as estratégias das
empresas para os próximos anos. As mudanças nos mercados petroquímicos constituem
um pano de fundo para a análise do suprimento de matérias-primas para o setor.
Somente entendendo o ambiente no qual as empresas estão inseridas e a sua dinâmica,
será possível encontrar respostas definitivas para as questões de suprimento de matériasprimas.
2.1 Mudanças nos Mercados Petroquímicos
Os comentários a seguir têm como base relatórios e apresentações dos consultores
Nexant, SRI Consulting e CMAI, divulgados em eventos realizados durante 2006. A
partir dessas fontes, foi possível mapear as principais mudanças que estão ocorrendo no
mercado de petroquímicos:
2.1.1 Mudanças na Oferta de Produtos Petroquímicos
A maior parte dos novos projetos de polietilenos (PE) e de polipropileno (PP) está
sendo implantada no Oriente Médio, principalmente pela enorme vantagem de custo das
matérias-primas etano e propano, separadas do gás natural associado ao petróleo. Essa
vantagem é reforçada pelas dificuldades de transporte e comercialização dessas
matérias-primas no mercado internacional. Essa situação, que favorece a produção de
polietileno e de polipropileno no Oriente Médio, não ocorre em relação aos
petroquímicos derivados de frações líquidas, como os aromáticos, principalmente o
ácido tereftálico (PTA), utilizado na fabricação de tereftalato de polietileno (PET) e de
fios e fibras de poliéster, pela facilidade de comercialização das matérias-primas
líquidas derivadas do petróleo no mercado internacional. Dessa forma, o custo de
2
oportunidade é o preço no mercado internacional, mesmo para projetos localizados em
áreas produtoras de petróleo.
O quadro a seguir lista os projetos de eteno previstos pela consultoria CMAI para os
próximos anos. Note-se que 47% dos projetos localizam-se no Oriente Médio. Apenas a
China também se destaca no quadro, com 26% da adição prevista de capacidade.
Eteno – Adição de Capacidade por País
(1.000 toneladas/ano)
Previsto
2011
Total
20072011
% sobre
total
1.033
1.150
8.109
23%
100
-
-
200
1%
279
2.501
3.269
1.930
9.147
26%
56
-
400
400
1.000
1.856
5%
616
371
146
-
-
1.133
3%
-
-
-
1.050
350
1.400
4%
70
150
200
600
110
1.130
3%
1.575
1.600
500
795
964
5.434
15%
-
425
425
-
-
850
2%
Países Baixos
60
-
-
-
-
60
0%
Qatar
100
95
975
325
-
1.495
4%
Tailândia
99
81
300
1.200
450
2.130
6%
Taiwan
700
500
-
-
-
1.200
3%
Outros
628
418
(28)
68
90
1.176
3%
5.447
5.644
9.445
8.740
6.044
35.320
-
Estimado
2007
2008
2009
2010
375
1.625
3.926
Brasil
-
100
China
1.168
Cingapura
Coréia do Sul
País
Arábia Saudita
Emirados Árabes
Índia
Irã
Kuwait
Total
Fonte: CMAI (outubro/2007).
A comparação dos custos de produção dos fabricantes localizados nos EUA e na Europa
com os produtores no Oriente Médio pode ser observada no quadro a seguir:
1200
US$/t de Eteno
1000
800
600
400
200
0
Or. Médio Etano
EUA Etano
EUA Nafta
Europa Nafta
Ásia
Custos Variáveis + Fixos
Nota: A projeção tem como base uma estimativa de petróleo ao redor de US$ 75,0/barril.
Fonte: CMAI – 2007.
3
O quadro anterior busca comparar os custos fixos e variáveis (dos quais a matéria-prima
representa 90%) entre unidades no Oriente Médio, nos EUA e Europa. Nesse cenário, a
vantagem de custo de produção de eteno no Oriente Médio chega a US$ 700/tonelada
em relação aos produtores europeus e americanos. Note-se que os produtores
localizados nos EUA, que utilizam o gás como matéria-prima, têm sofrido com o
aumento do preço do gás naquela região, que vem sendo impulsionado pelo
deslocamento deste insumo para a geração termelétrica de energia.
Ressalte-se, no entanto, que mesmo a entrada de mais de 35 milhões de toneladas de
eteno no mercado mundial, previstas para o período 2007 a 2011, não deverá significar
uma queda substancial nos preços praticados pela indústria. A maior parte da indústria,
que tem capacidade total de produção de cerca de 125 milhões de toneladas, possui um
custo de produção próximo a US$ 600/tonelada. Portanto, a entrada dos novos projetos
acarretará apenas um ajuste, com a inviabilidade daqueles produtores de maior custo.
Assim, haverá uma tendência para os novos projetos serem localizados no Oriente
Médio ou próximos ao mercado consumidor quando voltados para a fabricação de
produtos que não são produzidos a partir do gás natural.
2.1.2 Mudanças na Demanda de Produtos Petroquímicos
O crescimento da demanda de petroquímicos na China continua em ritmo intenso. A
previsão da Reliance-2006 é de um crescimento de 34% no consumo de polímeros em
quatro anos, até 2010. Apesar disso, a dependência da China de importações de
petroquímicos irá diminuir, devido à grande quantidade de projetos que deverão ser
implantados no período, passando de 38% de importações em 2006, para 34% em 2010.
O quadro seguinte detalha essas informações:
4
Demanda e Importação de Poliolefinas e PVC da China
(milhões de toneladas)
Fonte: Reliance-2006.
Apesar do forte investimento e da redução das importações para atender a demanda
interna de polímeros, a participação chinesa no mercado mundial de petroquímicos
permanecerá praticamente inalterada, em torno de 32% sobre toda a comercialização
internacional de polímeros.
2.2 Balanço de OFERTA X DEMANDA Mundial
O gráfico abaixo mostra o balanço entre a oferta e a demanda de petroquímicos ao
longo do tempo, de acordo com os projetos anunciados (ajustados de acordo com a
percepção do consultor) e as projeções de crescimento econômico da CMAI-2007.
Balanço Oferta x Demanda Mundial
Fonte: CMAI-2007.
5
Os novos projetos no Oriente Médio deverão causar uma mudança substancial dos
padrões no comércio mundial de polietileno e polipropileno. Os mercados de
petroquímicos eram basicamente regionais, com um certo balanço entre oferta e
demanda locais. Com o aumento da produção competitiva do Oriente Médio, o fluxo de
comércio deverá aumentar substancialmente. Os EUA, de exportadores, passarão a
importar esses produtos, o Oriente Médio se tornará o principal exportador e a Ásia
(China) permanecerá sendo o principal comprador, conforme se pode observar nas duas
figuras a seguir, que envolvem o comércio internacional de polietilenos e polipropileno,
de 2008 a 2011.
Para 2012, existe o projeto de um cracker de etano para produção de 1,3 milhão de
toneladas de eteno, 1,1 milhão de toneladas de polietilenos e outros produtos de 2ª
geração, com investimento estimado em US$ 2,5 bilhões, no Complexo de Jose,
Venezuela, em parceria igualitária Braskem/Pequiven. O início de operação das plantas
previstas neste projeto, que utilizará etano de gás natural a ser fornecido pela PDVSA,
deverá ocorrer no final do primeiro semestre de 2012. A produção, que será destinada
basicamente a atender o mercado venezuelano de resinas, fornecerá uma base
competitiva de exportação para a América do Norte, Europa e costa oeste da América
do Sul.
Comércio Internacional de Polietilenos 2008-2011
(em mil toneladas)
11.078
9.296
8.327
289
1.363
5.375
614 948
999
40
1.3121.647
6.495 6.292
6.948
7.654
532 725 9251.097
2008
2009
2010
2011
6
Comércio Internacional de Polipropileno 2008-2011
(em mil toneladas)
3.654
649
849
3.153
155
32 7
150 195
2.058
865
1.120
1.687
1.884
2.096
2.523
69
215
185
2 42
2008
2009
2010
2011
2.3 Outras Mudanças no Mercado de Produtos Petroquímicos
a) Elevação do patamar de preços do petróleo
A elevação dos preços do petróleo é a principal mudança a que o mercado petroquímico
deverá se adaptar. Patamar de preços altos parece ser um novo padrão da indústria, que
deverá perpetuar-se devido a diversas causas. Entre elas destacam-se: a) a instabilidade
política no Oriente Médio, principal região produtora; b) custos mais elevados e
ascendentes de exploração e produção em outras regiões; c) tendência de queda do grau
API médio da produção mundial de petróleo e maiores investimentos em refino para
processar petróleos não convencionais; d) aumento das restrições ambientais locais e
globais, que aumentam o custo de conversão do petróleo em derivados; e e) maior
incerteza causada pela especulação nos mercados de futuros e opções.
b) Maior influência das questões ambientais
No caso específico da cadeia do petróleo, as especificações mais restritas dos
combustíveis, principalmente com exigência de percentuais cada vez menores de
enxofre, têm demandado enormes investimentos em conversão nas refinarias instaladas
em todo o mundo. Nos últimos anos, para se adequar às novas exigências ambientais,
principalmente no que se refere a emissões de SO2, NOx e particulados, e para processar
petróleos cada vez mais pesados, muitas refinarias investiram em seus processos de
conversão e tratamento, através da instalação de novos equipamentos, da utilização de
novos catalisadores e de melhorias operacionais (Perisse et al, 2004). Dentre as
modificações verificadas, destaca-se a instalação de unidades de hidrocraqueamento
(HCC) e de craqueamento catalítico de resíduos (RFCC).
7
Além disso, em nível global, toda a cadeia do petróleo, desde a exploração e produção,
passando pelo refino e petroquímica, até o consumo final de combustíveis, deverá
adaptar-se para reduzir as emissões de CO2 e diminuir o impacto das suas atividades
sobre o aquecimento global.
A produção de petroquímicos e o refino de petróleo, por serem processos intensivos em
energia, deverão ajustar seus processos aos compromissos de redução de emissões nos
países desenvolvidos, estabelecidos no protocolo de Kioto.
A utilização de processos de refino mais complexos visando atender às especificações
ambientais locais e nacionais aumenta as emissões de CO2 nas refinarias. O consumo de
energia em uma refinaria com alta conversão pode até dobrar comparativamente a uma
refinaria simples. Em compensação, devido ao aumento da conversão em produtos de
alta qualidade, que irão emitir menos na sua utilização, existe a possibilidade de geração
de créditos de carbono pela menor emissão na cadeia. No Brasil, por exemplo, a
redução de enxofre estipulada para o diesel e para a gasolina, entre 2002 e 2009, deverá
aumentar o consumo de energia pelo parque de refino nacional em cerca de 30%, com
efeitos sobre a emissão de CO2 (Szklo e Roberto Schaeffer, 2006).
Portanto, se as especificações de produtos mais restritas estimulam os processos mais
complexos, as restrições sobre as emissões de CO2 atuam no sentido inverso. De
qualquer modo, a integração entre as operações de refino e a produção de petroquímicos
pode contribuir para o aproveitamento das correntes de unidades mais complexas ou
para a otimização energética em busca de uma emissão menor de gases de efeito estufa
em unidades mais simples.
c) Biocombustíveis e biomateriais
A terceira mudança destacada é a maior competitividade de rotas derivadas da
biomassa. O preço mais elevado do petróleo e as restrições ambientais mais severas
contribuíram para uma maior competitividade dessas rotas.
O álcool é o principal bio-combustível alternativo e a sua utilização para a produção de
eteno e outros produtos vem sendo analisada por diversos agentes no Brasil. Diversos
países também aumentaram a produção de biodiesel e existem novos processos de
utilização de óleos naturais em refinarias para a produção de combustíveis com melhor
especificação, como o H-BIO.
2.4 Comentários Adicionais
As transformações identificadas no mercado mundial de petroquímicos e no ambiente
externo, relacionadas com a entrada do Oriente Médio como produtor de baixo custo,
com os preços elevados de hidrocarbonetos e com as questões ambientais, deverão
causar mudanças substanciais na indústria petroquímica em todo o mundo. A posição da
América Latina nesse novo cenário ainda não está definida, porém vale a pena ressaltar
alguns aspectos da competitividade da indústria na região.
A indústria brasileira e a argentina, que concentram as principais unidades instaladas na
região, possuem um nível de escala e eficiência de custos fixos adequados, podendo
8
competir no mercado regional. A distância do Oriente Médio e a existência de tarifas
diminuem o valor “netback” das exportações daquela região e contribuem para
amenizar a sua ameaça à produção local. A América Latina possui, também, mercados
com grande potencial de crescimento, que poderão ser o impulso de demanda necessário
à realização de novos projetos petroquímicos.
Certamente, no futuro próximo, as empresas sofrerão uma competição internacional
muito mais acentuada, com quantidade maior de produtos disponíveis no mercado
internacional e produção de baixo custo do Oriente Médio.
No caso específico do Brasil, a escassez de nafta petroquímica, matéria-prima
convencional, e o aproveitamento total das alternativas ao longo dos próximos anos,
exigem uma análise completa e criteriosa das opções de matérias-primas alternativas
para a indústria petroquímica, que é o objetivo maior deste estudo.
9
3. MERCADO
3.1 MATÉRIAS-PRIMAS PARA RESINAS TERMOPLÁSTICAS
3.1.1 Introdução
Este capítulo aborda uma análise do mercado de petroquímicos básicos, principal
matéria-prima para a produção de resinas termoplásticas, além de outros derivados.
Dentre as resinas termoplásticas destacam-se o polietileno de baixa densidade (PEBD),
o polietileno de baixa densidade linear (PEBDL) e o polietileno de alta densidade
(PEAD), derivados do eteno, e o polipropileno (PP), derivado do propeno. Estes
produtos têm diversas aplicações, tais como embalagens plásticas, eletroeletrônico,
recipientes para líquidos, peças automotivas, entre outras.
A figura abaixo resume a estrutura básica da cadeia petroquímica:
3.1.2 Projeção da Demanda por Petroquímicos Básicos no Brasil
No Brasil, a demanda de resinas possui grande potencial de crescimento, uma vez que o
seu consumo per capita é inferior ao observado em outros países da América Latina,
como Chile e México. Este potencial encontra-se exemplificado no gráfico a seguir, que
apresenta a situação dos polietilenos em diferentes países.
10
Consumo per capita de Polietilenos vs. PIB per capita
Fontes: CMAI e FMI.
Para se obter uma perspectiva consistente da demanda doméstica por petroquímicos
básicos é necessário analisar o desempenho da cadeia petroquímica como um todo,
partindo de cenários de mercado dos produtos finais (3ª e 4ª gerações da cadeia
petroquímica). Esta análise foi feita pela consultoria LCA e também pela Maxiquim,
passando pela análise crítica deste Grupo de Trabalho da ABIQUIM.
3.1.2.1 Cenário Macroeconômico
As premissas básicas para o cenário macroeconômico brasileiro consideram as
estimativas elaboradas pelo Santander, em julho de 2007:
Cenário Macroeconômico
Indicador
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Variação do PIB (%)
4,3
4,3
4,0
4,0
4,1
4,2
4,3
4,4
4,5
4,5
4,6
4,6
4,7
4,7
Juros Nominais (%)
10,7
9,9
8,7
8,5
8,0
8,0
7,9
7,9
7,1
7,1
7,1
7,1
7,1
7,1
Câmbio (R$/US$)
2,0
1,9
2,0
2,0
2,1
2,2
2,3
2,4
2,4
2,5
2,5
2,6
2,6
2,7
IPCA (%)
3,4
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
Fonte: Santander (julho 2007).
Analisando-se o histórico de crescimento econômico do Brasil, que nos últimos anos
tem se mostrado abaixo da média dos países em desenvolvimento, pode-se dizer que o
cenário considerado para este estudo é otimista. A variação média do PIB projetada até
2020, cerca de 4,4% a.a., está bem acima da média das últimas 3 décadas.
3.1.2.2 Projeção da Demanda por Derivados
Com base nas premissas do item 3.1.2.1 e considerando as diversas aplicações de cada
tipo de resina nos diferentes setores da economia, é possível encontrar uma projeção
para a taxa de crescimento da demanda no mercado brasileiro. Para este estudo,
considera-se o conceito de “demanda por derivados” como sendo o consumo aparente
nacional (CAN) dos mesmos (Produção + Importação – Exportação). Os números de
2007 são estimativas, realizadas com base nos dados disponibilizados pela COPLAST –
Comissão Setorial de Resinas Termoplásticas, da ABIQUIM, em setembro de 2007:
11
Projeção de Crescimento da Demanda (CAN) por Derivados
Resina
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2,8
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
% a.a.
PEBD
EVA
PELBD
PEAD
PP
PVC
PS
PET
TOTAL
E
0,7
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
% a.a.
13,4
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0,8
E
3,3
0,8
0,9
0,9
0,9
0,9
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
% a.a.
-0,4
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
E
-0,1
1,8
2,0
2,0
1,9
1,9
1,9
1,8
1,8
1,8
1,7
1,7
1,7
1,7
% a.a.
-4,5
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
E
-1,1
1,4
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
1,3
1,3
% a.a.
6,3
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
E
1,6
1,8
2,0
2,0
1,9
1,9
1,8
1,8
1,8
1,8
1,7
1,7
1,7
1,7
% a.a.
3,0
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
E
0,8
1,5
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
% a.a.
10,3
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
6,1
1,3
E
2,6
1,4
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
1,3
% a.a.
6,3
5,0
6,2
6,2
6,2
6,2
6,3
6,3
6,3
6,3
6,4
6,4
6,4
6,4
E
1,6
1,1
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
% a.a.
3,2
6,2
6,3
6,3
6,4
6,4
6,4
6,4
6,5
6,5
6,5
6,5
6,6
6,6
E
0,8
1,4
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
Fontes: LCA e Maxiquim.
Considerando-se essas taxas de crescimento, pode-se estimar a necessidade de cada
derivado no período 2008-2020. Utilizando-se o coeficiente técnico de cada produto, é
possível encontrar a quantidade de monômero equivalente consumida.
Projeção da Demanda por Derivados
Resina
PEBD
EVA
PELBD
PEAD
PVC
PS
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
t
542
557
575
594
614
634
655
677
699
722
746
771
796
822
850
t e.eq.
528
550
568
586
606
626
646
668
690
713
736
760
785
811
838
t
52
58
61
63
65
67
70
72
75
78
80
83
86
89
93
t e.eq.
42
47
49
51
53
55
57
59
61
63
65
67
70
72
75
t
514
513
554
598
646
697
753
813
878
949
1.025
1.107
1.195
1.291
1.394
t e.eq.
484
482
520
562
607
655
708
765
826
892
963
1.040
1.123
1.213
1.310
t
776
741
786
834
885
939
996
1.057
1.122
1.190
1.263
1.340
1.422
1.508
1.600
t e.eq.
776
741
786
834
885
939
996
1.057
1.122
1.190
1.263
1.340
1.422
1.508
1.600
t
752
775
824
876
931
989
1.052
1.118
1.189
1.263
1.343
1.428
1.518
1.613
1.715
t e.eq.
369
380
404
429
456
485
515
548
582
619
658
700
744
790
840
t
322
355
376
399
424
449
477
506
537
570
604
641
680
722
766
t e.eq.
86
95
100
107
113
120
127
135
143
152
161
171
181
193
204
t
448
476
500
531
564
599
636
676
718
764
812
864
919
977
1.040
t e.eq.
94
100
105
112
119
126
134
142
151
161
171
182
193
206
219
Outros* t e.eq.
261
270
278
286
295
305
315
325
336
347
359
371
384
397
411
PET
TOTAL t e. eq.
2.640
2.664
2.810
2.967
3.134
3.311
3.499
3.698
3.911
4.136
4.376
4.631
4.902
5.191
5.498
t
1.117
1.187
1.281
1.382
1.491
1.609
1.736
1.873
2.021
2.181
2.353
2.539
2.740
2.956
3.190
t p.eq.
1.114
1.203
1.298
1.401
1.512
1.631
1.760
1.899
2.049
2.211
2.385
2.574
2.777
2.997
3.233
Outros** t p.eq.
488
513
541
569
600
632
666
703
741
781
824
870
918
969
1.024
TOTAL t p.eq.
1.602
1.717
1.839
1.970
2.112
2.263
2.426
2.601
2.790
2.992
3.210
3.444
3.695
3.966
4.257
PP
t e.eq. = toneladas de eteno equivalente; t p. eq. = toneladas de propeno equivalente
*Outros derivados de Estireno e de Etilenoglicol, VAM, EPDM e Eteno para PP.
**Outros derivados de Propeno.
12
3.1.2.3 Distribuição do Mercado de Eteno, Propeno e Benzeno
As distribuições da demanda nacional por derivados de eteno, de propeno e de benzeno,
abordadas na análise, são apresentadas nos gráficos abaixo:
Distribuição da Demanda de Eteno - 2006
Acetato de
Vinila
0,4%
Etilbenzeno
3,5%
Outros
7,0%
PEBD
22,1%
Dicloroetano
5,4%
EVA
1,9%
Óxido de
Etileno
8,5%
PELBD
19,3%
PEAD
32,0%
Fonte: Maxiquim.
Distribuição da Demanda de Propeno em 2006
Cumeno
4,0%
Octanol
3,0%
Outros
7,0%
Óxido de
Propeno
10,0%
Acrilonitrila
5,0%
PP
71,0%
Fonte: Maxiquim.
Distribuição da Demanda de Benzeno em 2006
Alquilbenzeno
10,0%
Ciclohexano
10,0%
Outros
5,0%
Etilbenzeno
52,0%
Cumeno
23,0%
Fonte: Maxiquim.
13
3.1.2.4 Projeção da Demanda dos Monômeros no Brasil
Considerando-se o que foi exposto, é possível projetar a demanda nacional por cada
monômero entre 2008-2020, conforme apresentado nas tabelas abaixo. Para os três
produtos principais (eteno, propeno e benzeno) foi considerada como premissa a
manutenção da importação de seus derivados na proporção observada atualmente.
Assumiu-se também que a produção brasileira dos derivados destes monômeros
continuará apresentando um percentual destinado à exportação. Sendo assim, foi
mantida uma fatia da necessidade doméstica futura de produto para atender às
exportações da segunda geração petroquímica, equivalente a 20% para o eteno, 10%
para o propeno e 5% para o benzeno.
Projeção 2008 – 2020 para Eteno em mil toneladas/ano
Necessidade
Importação de
Exportação de
Necessidade
Ano
Doméstica de
Eteno via
Eteno via
Doméstica +
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Eteno Equivalente
2.640
2.664
2.810
2.967
3.134
3.311
3.499
3.698
3.911
4.136
4.376
4.631
4.902
5.191
5.498
Derivados
328
325
338
353
373
394
416
440
465
492
520
551
583
617
654
Derivados
808
751
747
742
783
828
875
925
978
1.034
1.094
1.158
1.226
1.298
1.375
Exportação
3.448
3.415
3.558
3.709
3.917
4.138
4.373
4.623
4.888
5.170
5.470
5.789
6.128
6.489
6.873
% a.a. 08-20
5,7%
Elast. 08-20
1,3
Projeção 2008 – 2020 para Propeno em mil toneladas/ano
14
Necessidade
Importação de
Exportação de
Necessidade
Ano
Doméstica de
Propeno via
Propeno via
Doméstica +
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Propeno Equivalente
1.602
1.717
1.839
1.970
2.112
2.263
2.426
2.601
2.790
2.992
3.210
3.444
3.695
3.966
4.257
Derivados
191
199
208
218
234
250
269
288
309
331
355
381
409
439
471
Derivados
316
279
251
219
235
251
270
289
310
332
357
383
411
441
473
Exportação
1.918
1.996
2.090
2.189
2.346
2.515
2.696
2.891
3.100
3.325
3.566
3.826
4.106
4.407
4.730
% a.a. 08-20
7,2%
Elast. 08-20
1,7
Projeção 2008 – 2020 para Benzeno em mil toneladas/ano
Consumo Aparente
Importação de
Exportação de
Consumo
Ano
de Benzeno
Benzeno via
Benzeno via
Aparente c/
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Equivalente
721
760
795
832
870
911
954
1.000
1.048
1.099
1.152
1.209
1.269
1.333
1.400
Derivados
185
199
208
218
228
239
250
262
275
288
302
317
333
349
367
Derivados
22
40
42
44
46
48
50
53
55
58
61
64
67
70
74
Exportação
743
800
837
876
916
959
1.004
1.052
1.103
1.157
1.213
1.273
1.336
1.403
1.474
% a.a. 08-20
4,8%
Elast. 08-20
1,1
3.1.3 Projeção da Oferta de Petroquímicos Básicos no Brasil
Para a projeção da oferta de petroquímicos básicos, foram consideradas as capacidades
atuais somadas aos projetos de ampliação e novas unidades já anunciados para o
período. As próximas tabelas apresentam os valores considerados.
Projeção da Oferta de Eteno, em mil toneladas/ano
Capacidade
PQU
BRASKEM
COPESUL
RIOPOL
COMPERJ
Localização Mauá (SP) Camaçarí (BA) Triunfo (RS) D. de Caxias (RJ) Itaboraí (RJ)
Capacidade Total
2006
500
1.280
1.135
520
3.435
2007
500
1.280
1.135
520
3.435
2008
700
1.280
1.135
520
3.635
2009
700
1.280
1.135
520
3.635
2010
700
1.355
1.135
520
3.710
2011
700
1.355
1.135
520
3.710
2012
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
2013
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
2014
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
2015
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
2016
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
2017
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
2018
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
2019
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
2020
700
1.355
1.135
520
1.300
5.010
Legenda:
Capacidade Atual
Ampliações de Capacidade em Andamento
15
Projeção da Oferta de Propeno, em mil toneladas/ano
Capacidade
PQU
BRASKEM
COPESUL
RIOPOL
COMPERJ
Petrobras
Capacidade
Total
Localização Mauá (SP) Camaçarí (BA) Triunfo (RS) D. de Caxias (RJ) Itaboraí (RJ) Atual/Andamento
2006
250
584
581
75
425
1.915
2007
250
584
581
75
425
1.915
2008
285
584
581
75
920
2.445
2009
285
584
581
75
920
2.445
2010
285
622
581
75
920
2.483
2011
285
622
581
75
920
2.483
2012
285
622
581
75
881
920
3.364
2013
285
622
581
75
881
920
3.364
2014
285
622
581
75
881
920
3.364
2015
285
622
581
75
881
920
3.364
2016
285
622
581
75
881
920
3.364
2017
285
622
581
75
881
920
3.364
2018
285
622
581
75
881
920
3.364
2019
285
622
581
75
881
920
3.364
2020
285
622
581
75
881
920
3.364
Legenda:
Capacidade Atual
Projeção da Oferta de Benzeno, em mil toneladas/ano
Capacidade
PQU
BRASKEM
COPESUL
Petrobras
COMPERJ
Localização
Mauá (SP)
Camaçarí (BA)
Triunfo (RS)
Cubatão (SP)
Itaboraí (RJ)
2006
200
455
265
34
954
2007
200
455
265
34
954
2008
200
455
265
34
954
2009
200
455
265
34
954
2010
200
455
265
34
954
2011
200
455
265
34
954
2012
200
455
265
34
608
1.562
2013
200
455
265
34
608
1.562
2014
200
455
265
34
608
1.562
2015
200
455
265
34
608
1.562
2016
200
455
265
34
608
1.562
2017
200
455
265
34
608
1.562
2018
200
455
265
34
608
1.562
2019
200
455
265
34
608
1.562
2020
200
455
265
34
608
1.562
Capacidade Total
Legenda:
Capacidade Atual
16
Além dessas capacidades adicionais apresentadas, existem ainda algumas possibilidades
de projetos anunciados pelas empresas para o período de 2008–2020. Dentre eles, está a
duplicação da PQU, em 2012 (+ 500 mil toneladas/ano de eteno), a ampliação da
RIOPOL, em 2009 (+ 200 mil toneladas/ano de eteno), e o Projeto Brasil-Bolívia, da
Braskem, em 2013 (+ 600 mil toneladas/ano de eteno). Também podem ser destacados
os investimentos anunciados recentemente pelas empresas Braskem e pela Dow na rota
de produção de eteno, via álcool. Com relação ao propeno, a Petrobras anunciou, ainda,
a possibilidade de adição de cerca de 270 mil toneladas de propeno de refinaria,
mediante investimentos em algumas de suas refinarias.
3.1.4 Balanço OFERTA x DEMANDA
Com as informações relativas à oferta e à demanda é possível projetar o balanço dos
petroquímicos básicos, conforme os gráficos seguintes. Cabe salientar que a barra de
importação representa a parcela da necessidade interna que é atendida por produto
equivalente importado.
Balanço Oferta x Demanda de Eteno no Brasil
Balanço de Eteno no Brasil
8.000
7.000
mil toneladas
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
2006
2007
2008
Capacidade Atual
2009
2010
2011
2012
2013
Ampliações em andamento
2014
2015
2016
2017
2018
Necessidade Interna
2019
2020
Importação
17
Balanço Oferta x Demanda de Propeno no Brasil
Balanço Oferta x Demanda de Benzeno no Brasil
Balanço de Benzeno no Brasil
1.800
1.600
1.400
mil toneladas
1.200
1.000
800
600
400
200
0
2006
2007
2008
Capacidade Atual
18
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Necessidade Interna
2018
2019
2020
Importação
3.2 MATÉRIAS-PRIMAS PARA FIBRAS SINTÉTICAS E RESINAS PET
3.2.1 Introdução
As fibras sintéticas constituem-se em um dos segmentos da indústria petroquímica. As
fibras sintéticas mais importantes são as de poliéster, de náilon e acrílicas. São usadas
principalmente pela indústria têxtil, mas também têm emprego na fabricação de tapetes
e carpetes, cintos de segurança e lonas para pneus, dentre outras aplicações industriais.
Os petroquímicos básicos envolvidos na produção das fibras sintéticas são: eteno,
propeno, benzeno e p-xileno.
Globalmente, as fibras de poliéster são as que tiveram maior desenvolvimento de
mercado, substituindo não só as fibras naturais, especialmente o algodão, mas também
penetrando no mercado das outras fibras sintéticas.
3.2.2 Mercado internacional
Seguindo a tendência de deslocamento da produção de manufaturados dos países
desenvolvidos, a indústria têxtil e de confecções vem se expandindo principalmente nos
países em desenvolvimento, de mão-de-obra mais barata.
A fabricação de fibras sintéticas tem apresentado um rápido crescimento na Ásia,
especialmente na China, puxado pela expansão acelerada da sua indústria de
confecções, cujos produtos são hoje, em grande parte, exportados para outras regiões do
planeta.
Segundo dados da CMAI, o mercado global de fibras de poliéster cresceu 35% de 2001
a 2006, saindo de 20 milhões para 27 milhões de toneladas, apresentando uma evolução
de 6,2% a.a. A partir de 2006 o mercado deverá crescer à taxa média de 5,9% a.a.,
chegando em 2011 a 36 milhões toneladas.
No gráfico abaixo, verifica-se a evolução do mercado global de fibras de poliéster e o
avanço do domínio da China neste segmento.
FIBRAS DE POLIÉSTER - MERCADO GLOBAL
20 MM t
27 MM t
36 MM t
120%
100%
80%
44%
12%
60%
40%
20%
34%
29%
8%
22%
54%
Resto do Mundo
Taiwan e Coréia
China
63%
34%
0%
2001
2006
2011
Fonte: CMAI.
19
Para as demais fibras sintéticas, o SRI Consulting calcula a seguinte evolução do
mercado global:
Mercado Global de Fibras Acrílicas e de Náilon (mil toneladas/ano)
Fibra / Região
2006
2011
Crescimento
médio anual
Fibra / Região
2006
2011
Crescimento
médio anual
06=>11
ACRÍLICAS
06=>11
2.367
2.654
2,3%
5.384
5.607
0,8%
Am. Norte
131
130
-0,2%
Am. Norte
2.944
3.027
0,6%
Canadá
10
9
-2,1%
Canadá
77
84
1,8%
México
57
67
3,3%
México
37
44
3,5%
2.830
2.899
0,5%
-
-
-
EUA
NÁILON
64
54
-3,3%
Am. do Sul e Central
72
79
1,9%
Am. do Sul e Central
EUA
Europa Ocidental
130
120
-1,6%
Europa Ocidental
515
479
-1,4%
Europa Oriental
55
58
1,1%
Europa Oriental
199
239
3,7%
África e Or. Médio
427
472
2,0%
África e Or. Médio
-
-
-
1.552
1.795
3,0%
Ásia
1.726
1.862
1,5%
1.240
1.450
3,2%
China
850
1.009
3,5%
Ásia
China
Japão
21
23
1,8%
Japão
125
113
-2,0%
Outros
291
322
2,0%
Outros
751
740
-0,3%
Fontes: CEH, SRI Consulting.
Constata-se a grande diferença entre o tamanho do mercado das fibras de poliéster e as
demais.
3.2.3 Mercado interno
Segundo estatísticas da Abrafas – Associação Brasileira de Produtores de Fibras
Artificiais e Sintéticas, o consumo aparente de fibras sintéticas vem se desacelerando no
Brasil, verificando-se as seguintes taxas de crescimento médio anual:
Consumo Aparente de Fibras Sintéticas
Taxas de Crescimento
Tipo de Fibra
Fibras de poliéster
Cresc. Médio anual
98=>01
01=>06
11,8%
7,2%
Fibras de náilon
-3,5%
-3,0%
Fibras acrílicas
18,9%
-6,0%
Total
8,1%
Fonte: Abrafas/MDIC, Sistema Alice.
2,5%
A desaceleração do consumo de fibras sintéticas é explicada pela crescente importação
de produtos acabados ao longo da cadeia, como tecidos e confecções, oriundos
principalmente da Ásia.
Em abril deste ano, a Câmara de Comércio Exterior (Camex) aprovou a elevação da
tarifa de importação de têxteis (18%) e confecções (20%) para 35%, o teto para
produtos industrializados. A decisão responde a um cenário de excessivo aumento da
importação desses produtos, que vinha prejudicando substancialmente os produtores
20
nacionais. A justificativa foi que esses setores estavam concorrendo com itens
provenientes de países asiáticos onde o câmbio não é flutuante e onde não há relações
de trabalho regulamentadas.
Na tabela a seguir, o histórico do Consumo Aparente das Fibras Sintéticas no Brasil.
Histórico do Consumo Aparente de Fibras Sintéticas
(Em mil toneladas por ano)
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
98=>01
01=>06
Fibras de Poliéster
Produção Abrafas
169.813
185.703
228.521
215.974
221.362
247.860
258.285
233.996
214.459
8,3%
Vendas Internas Abrafas
158.095
178.078
220.576
205.779
216.747
239.115
257.768
223.982
210.621
9,2%
-0,1%
0,5%
Exportação Abrafas
8.164
7.500
10.754
5.861
5.996
14.441
14.217
15.081
14.443
-10,5%
19,8%
Importação Abrafas
66.101
65.668
104.425
93.656
99.270
109.490
165.239
142.886
178.892
12,3%
13,8%
Importação GT
58.716
69.838
109.338
97.506
105.732
112.033
190.840
179.231
234.510
18,4%
19,2%
Consumo Aparente Abrafas
227.750
243.871
322.192
303.769
314.636
342.909
409.307
361.801
378.908
10,1%
4,5%
Consumo Aparente GT
220.365
248.041
327.105
307.619
321.098
345.452
434.908
398.146
434.526
11,8%
7,2%
Demanda Interna Abrafas
224.196
243.746
325.001
299.435
316.017
348.605
423.007
366.868
389.513
10,1%
5,4%
Demanda Interna GT
216.811
247.916
329.914
303.285
322.479
351.148
448.608
403.213
445.131
11,8%
8,0%
Produção Abrafas
72.294
80.817
80.470
67.583
65.820
47.047
71.069
62.819
64.005
-2,2%
-1,1%
64.266
71.113
70.859
61.510
60.044
41.148
62.037
50.095
56.225
-1,5%
-1,8%
12,5%
Fibras de Náilon
5.001
7.742
9.261
7.391
10.288
7.549
16.806
17.972
13.297
13,9%
20.645
17.131
28.092
22.718
17.608
14.036
26.226
23.494
26.717
3,2%
3,3%
Importação GT
27.307
23.870
28.789
24.842
19.501
19.567
22.875
21.323
22.447
-3,1%
-2,0%
87.938
90.206
99.301
82.910
73.140
53.534
80.489
68.341
77.425
-1,9%
-1,4%
Consumo Aparente GT
94.600
96.945
99.998
85.034
75.033
59.065
77.138
66.170
73.155
-3,5%
-3,0%
84.911
88.244
98.951
84.228
77.652
55.184
88.263
73.589
82.942
-0,3%
-0,3%
Demanda Interna GT
91.573
94.983
99.648
86.352
79.545
60.715
84.912
71.418
78.672
-1,9%
-1,8%
-0,9%
Fibras Acrílicas
Produção Abrafas
23.657
28.681
30.815
31.079
32.987
26.892
27.177
24.773
29.690
9,5%
23.811
27.828
31.343
30.488
29.244
23.056
24.439
21.085
22.803
8,6%
-5,6%
1.275
203
361
1.679
3.819
3.591
2.656
3.761
6.902
9,6%
32,7%
5.981
9.843
16.519
18.276
13.829
14.236
23.584
19.765
12.245
45,1%
-7,7%
Importação GT
8.119
11.426
20.346
20.362
14.620
14.780
25.019
21.867
12.936
35,9%
-8,7%
28.363
38.321
46.973
47.676
42.997
37.537
48.105
40.777
35.033
18,9%
-6,0%
Consumo Aparente GT
30.501
39.904
50.800
49.762
43.788
38.081
49.540
42.879
35.724
17,7%
-6,4%
29.792
37.671
47.862
48.764
43.073
37.292
48.023
40.850
35.048
17,9%
-6,4%
Demanda Interna GT
31.930
39.254
51.689
50.850
43.864
37.836
49.458
42.952
35.739
16,8%
-6,8%
Total Fibras
Produção
265.764
295.201
339.806
314.636
320.169
321.799
356.531
321.588
308.154
5,8%
-0,4%
Vendas Internas
246.172
277.019
322.778
297.777
306.035
303.319
344.244
295.162
289.649
6,5%
-0,6%
Exportação
14.440
15.445
20.376
14.931
20.103
25.581
33.679
36.814
34.642
1,1%
18,3%
92.727
92.642
149.036
134.650
130.707
137.762
215.049
186.145
217.854
13,2%
10,1%
Importação GT
94.141
105.134
158.473
142.711
139.853
146.380
238.734
222.421
269.894
14,9%
13,6%
344.051
372.398
468.466
434.355
430.773
433.980
537.901
470.919
491.366
8,1%
2,5%
Consumo Aparente GT
345.465
384.890
477.903
442.416
439.919
442.598
561.586
507.195
543.406
8,6%
4,2%
338.899
369.661
471.814
432.427
436.742
441.081
559.293
481.307
507.503
8,5%
3,3%
Demanda Interna GT
340.313
382.153
481.251
440.488
445.888
449.699
582.978
517.583
559.543
9,0%
4,9%
Fonte: Abrafas / MDIC (Sistema Alice).
Vale notar que as importações levantadas neste estudo são superiores às apuradas pela
Associação Brasileira de Produtores de Fibras Artificiais e Sintéticas – Abrafas,
incluindo alguns códigos adicionais. No consumo aparente de fibras sintéticas, as
importações são expressivas e têm sido crescentes, representando a média de 29% no
período 1998-2001 e de 37% entre 2001 e 2006, segundo a Abrafas. No levantamento
deste estudo, as médias são de, respectivamente, 30% e 40% para os mesmos períodos.
Em 2006, as importações representaram 50% do consumo aparente total, sendo de 54%
no poliéster, conforme apurado neste estudo. Na produção de fibras de poliéster estão
incluídas as produzidas a partir de PET reciclado, não havendo estatística disponível
sobre a proporção de sua participação.
21
No próximo gráfico é apresentado o histórico do consumo aparente de fibras sintéticas,
de 1998 a 2006, comparativamente à parcela relativa às importações:
Fibras Sintéticas - Im portações x Consum o
Aparente (t/a)
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Importação GT
Consumo Aparente GT
Com relação ao detalhamento do avanço das importações, segundo o tipo de fibra, devese destacar o crescimento das de poliéster, conforme visualizado no gráfico abaixo:
Evolução das Im portações de Fibras Sintéticas (t/a)
300.000
250.000
200.000
Acrílico
Náilon
150.000
Poliéster
100.000
50.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
3.2.4 Importações de Produtos Acabados
Segundo levantamento histórico do saldo entre importação menos exportação, pode-se
constatar que o dos tecidos fabricados com fibras sintéticas é favorável às importações e
evoluíram no período de 1997 a 2006 à taxa média anual de 23,6% a.a., saindo de 8 mil
toneladas em 1997 para 52 mil toneladas em 2006. Os tecidos de poliéster respondem
pela quase totalidade das importações.
22
TECIDOS - Importação Net (t/a)
70.000
60.000
50.000
40.000
Acrílico
30.000
Náilon
20.000
Poliéster
10.000
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
(10.000)
Fonte: MDIC / Sistema Alice.
Subtraindo-se as exportações das importações de confecções fabricadas com fibras
sintéticas, verifica-se que o saldo passou de 12 mil toneladas em 1997 para 29 mil
toneladas em 2006, acusando um crescimento de 10,4% a.a. Destaca-se o saldo
registrado em 2006, com larga vantagem para as importações comparativamente aos
anos anteriores, sobretudo devido ao crescimento das exportações chinesas para o Brasil
e à variação cambial.
CONFECÇÕES - Im portação Net (t/a)
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
-5.000
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
-10.000
-15.000
Fonte: MDIC / Sistema Alice.
3.2.5 Demanda de Petroquímicos Básicos
Para atender a demanda interna de petroquímicos básicos para o mercado de fibras
sintéticas partiu-se da premissa que ao consumo aparente deveriam ser somadas as
importações de produtos acabados convertidos em petroquímicos básicos equivalentes.
Por não serem especificados os tipos e composição dos materiais empregados nas
confecções, não foi possível calcular o volume de petroquímicos básicos contido nestas
23
importações, mas foram considerados os volumes de petroquímicos básicos importados
nos tecidos.
Assim, somando-se os petroquímicos básicos equivalentes do consumo aparente das
fibras sintéticas ao saldo das importações menos exportações de tecidos, chegou-se a:
Demanda de Petroquímicos Básicos Equivalentes (Toneladas)
•
Para Fibras e Tecidos de Poliéster
Eteno Equivalente (Poliéster) t
•
p-Xileno Equivalente (Poliéster) t
1998
Fibras
57.604
Tecidos
1.422
Total
59.025
Fibras
100.676
Tecidos
3.718
Total
104.394
1999
60.944
2.415
63.358
102.226
6.315
108.540
2000
80.370
7.191
87.561
122.682
18.808
141.490
2001
75.582
8.578
84.160
111.452
22.435
133.887
2002
78.894
9.754
88.648
110.357
25.509
135.866
2003
84.878
9.499
94.377
109.295
24.843
134.138
2004
106.857
12.196
119.053
138.807
31.896
170.703
2005
97.824
10.808
108.632
125.136
28.266
153.402
2006
106.763
10.060
116.823
136.980
26.309
163.288
2007
106.763
10.060
116.823
136.980
26.309
163.288
Para Fibras e Tecidos de Náilon
Benzeno Equivalente (Náilon) t
•
1998
Fibras
67.840
Tecidos
249
Total
68.089
1999
69.522
282
69.803
2000
71.711
880
72.592
2001
60.980
489
61.469
2002
53.808
361
54.169
2003
42.357
455
42.812
2004
55.318
290
55.607
2005
47.452
530
47.982
2006
52.462
2.414
54.875
2007
52.462
2.414
54.875
Para Fibras e Tecidos de Acrílico
Propeno Equivalente (Acrílico) t
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
24
Fibras
30.263
40.889
50.120
50.870
45.878
40.052
51.328
43.509
37.380
37.380
Tecidos
(917)
57
(73)
46
3
10
54
118
(205)
-
Total
29.346
40.945
50.047
50.916
45.881
40.062
51.382
43.627
37.176
37.380
3.2.6 Projeção da Demanda de Petroquímicos Básicos para o Mercado de Fibras
Adotando-se como premissas que:
as restrições às importações de têxteis e confecções deverão reduzí-las à taxa
média de 5% a.a., favorecendo os produtores internos destes e, por conseguinte,
os de fibras sintéticas;
a demanda por fibras de poliéster deverá acompanhar a taxa média de
crescimento do PIB, de 4,4% a.a.;
a demanda por fibras de náilon, que se colocam em um mercado mais maduro,
tenha um crescimento modesto, de 1% a.a., acompanhando a média de
crescimento global projetado; e
a demanda de fibras acrílicas cresça à taxa de 2,3% a.a. acompanhando também
a média projetada para a demanda global.
Chega-se à seguinte projeção para a demanda de petroquímicos básicos para o mercado
de fibras sintéticas de 2008 a 2020:
Eteno Equivalente (Poliéster) t
p-Xileno Equivalente (Poliéster) t
2008
Fibras
111.567
Tecidos
9.557
Total
121.124
Fibras
143.144
Tecidos
24.993
Total
168.137
2009
116.588
9.079
125.667
149.585
23.744
173.329
2010
121.834
8.625
130.459
156.317
22.556
178.873
2011
127.317
8.194
135.510
163.351
21.429
184.779
2012
133.046
7.784
140.830
170.702
20.357
191.059
2013
139.033
7.395
146.428
178.383
19.339
197.722
2014
145.290
7.025
152.315
186.410
18.372
204.783
2015
151.828
6.674
158.501
194.799
17.454
212.253
2016
158.660
6.340
165.000
203.565
16.581
220.146
2017
165.800
6.023
171.823
212.725
15.752
228.477
2018
173.261
5.722
178.983
222.298
14.964
237.262
2019
181.057
5.436
186.493
232.301
14.216
246.517
2020
189.205
5.164
194.369
242.755
13.505
256.260
Benzeno Equivalente (Náilon) t
Propeno Equivalente (Acrílico) t
2008
Fibras
52.986
Tecidos
2.293
Total
55.279
Fibras
38.240
2009
53.516
2.179
55.695
2010
54.051
2.070
2011
54.592
1.966
2012
55.138
2013
-
Total
38.240
39.119
-
39.119
56.121
40.019
-
40.019
56.558
40.940
-
40.940
1.868
57.005
41.881
-
41.881
55.689
1.774
57.463
42.845
-
42.845
2014
56.246
1.686
57.932
43.830
-
43.830
2015
56.808
1.601
58.410
44.838
-
44.838
2016
57.376
1.521
58.898
45.869
-
45.869
2017
57.950
1.445
59.396
46.924
-
46.924
2018
58.530
1.373
59.903
48.004
-
48.004
2019
59.115
1.304
60.419
49.108
-
49.108
2020
59.706
1.239
60.945
50.237
-
50.237
Tecidos
25
3.2.7 O Projeto CITEPE em Implantação em Pernambuco
A Petrobras (40%), em associação com a CITENE – Companhia Integrada Têxtil do
Nordeste (60%), está implantando a CITEPE – Companhia Integrada Têxtil de
Pernambuco com capacidade de produção de 240 mil toneladas de filamentos e
polímeros de poliéster. Com este projeto, pretende-se aumentar a competitividade da
indústria têxtil nacional e atender, com rentabilidade, a demanda interna de polímeros e
filamentos sintéticos de poliéster, além de reduzir as importações do setor têxtil e
melhorar a balança comercial. A previsão de entrada em operação é julho de 2008.
Para o período 2007-2020 o balanço oferta/demanda de p-xileno ficará configurado
como abaixo:
p-Xileno – Balanço Oferta/Demanda 2007-2020
(em mil toneladas de p-Xileno equivalente)
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2020
Oferta
Braskem
COMPERJ
203
203
0
203
203
0
203
203
0
203
203
0
203
203
0
903
203
700
903
203
700
Demanda
DMT
Braskem
71
18,4
18,4
0
0
0
430
0
0
430
0
0
430
0
0
765
0
0
765
0
0
52
52
0
0
0
0
0
0
430
0
0
430
430
0
0
430
430
0
0
430
765
0
335
430
765
0
335
430
132
203
(227)
(227)
(227)
138
138
PTA
M&G
COMPERJ
Petroq. Suape
Balanço Oferta-Demanda
26
3.3 MATÉRIAS-PRIMAS PARA ELASTÔMEROS
3.3.1 Introdução
As borrachas sintéticas, ou elastômeros, constituem-se em um importante segmento da
indústria petroquímica. Os principais elastômeros são: estireno-butadieno (SBR),
polibutadieno (BR), borracha nitrílica (NBR) e etileno-propileno-dieno-monômero
(EPDM) que têm uso principalmente na fabricação de pneus, peças técnicas e artefatos
leves. Dentre as matérias-primas envolvidas na produção dos elastômeros, o butadieno é
o de maior destaque embora, com menor participação, incluam-se também o eteno, o
propeno e o benzeno.
3.3.2 Mercado Internacional – a Indústria de Pneus
Com a tendência de migração da produção de manufaturados dos países desenvolvidos
para os países em desenvolvimento, decorrentes da mão-de-obra mais barata, a indústria
de elastômeros vem passando nos últimos anos por uma importante transformação. O
rápido desenvolvimento da indústria automobilística na Ásia, particularmente na China,
é um dos principais “drivers” das mudanças que afetam a cadeia C4 globalmente.
A fabricação de pneus, que absorve a maior parte da produção de elastômeros, cresce
rapidamente na Ásia, especialmente China, na Europa Oriental, mais notadamente na
Polônia e Hungria, e na América do Sul, com destaque para o Brasil. Nos últimos anos,
líderes do setor estabeleceram-se nestes países e concentram seus projetos nessas
regiões com produtos modernos, adequados ao consumo global, em grande parte
voltados à exportação.
A capacidade instalada global de pneus, de 1,18 bilhão de unidades em 1995, subiu para
1,52 bilhão de unidades em 2006, com aumento de quase 29% em 11 anos ou, à taxa
média de 2,3 % a.a. Neste período, a participação dos EUA, Japão e Europa Ocidental
caiu de 51% para 39%, acompanhada pelo fechamento de diversas fábricas. Ao
contrário, a China, que em 1995 representava 7% da capacidade global, chegou em
2006 com 17% de participação.
Capacidade Mundial de Produção de Pneus
1995 = 1,18 billion units
2006 = 1,52 billion units
50%
39%
40%
30%
20%
38%
1995
23%
20%
16%
16%
17%
8%
10%
7%
2006
7%
6%
3%
China
Other
Europe
0%
US
West
Europe
Japan
Other
Fonte: CMAI.
27
Pelas previsões da CMAI, a demanda de pneus continuará aumentando nos países
desenvolvidos a taxas modestas, como esperado em economias maduras, mas a
dependência de importações será crescente, conforme verificado nos últimos anos. Os
países em desenvolvimento passam a ser os fornecedores.
3.3.3 Mercado Internacional – Butadieno
As estimativas da CMAI, cerca de 50% da produção global de butadieno é voltada para
a produção de pneus que têm o SBR e o BR como principais matérias-primas. Coerente
com a migração da indústria de pneus para os países em desenvolvimento,
especialmente China, as novas capacidades de butadieno tendem também a concentrarse naquele país.
3.3.3.1 Butadieno – Consumo Global
Segundo a Nexant ChemSystems, o consumo global de butadieno em 2005 foi de 9,4
milhões de toneladas, concentrado nas produções de SBR e BR, ambos voltados
principalmente à fabricação de pneus. As estimativas apontam um consumo de 9,8
milhões de toneladas em 2006, acusando um crescimento de 4,6%. No período 19952006, a taxa média de crescimento do consumo global de butadieno foi de 3,3% a.a.
Acima desta média, destaca-se a evolução do consumo de BR, da ordem de 5,9% a.a.,
usado também na produção de poliestireno de alto impacto (HIPS). Para 2006-2015, as
projeções indicam um crescimento de 3,1% a.a., inferior, portanto, ao verificado nos
últimos 11 anos. Para 2015-2020, a evolução prevista é modesta, da ordem de 1,6% a.a..
Fonte: Nexant ChemSystems, Petrochemical Market Dynamics, Butadiene Derivatives, Dec. 2006.
28
Regionalmente, o consumo de butadieno cresce aceleradamente na Ásia, puxado pelo
acúmulo de projetos de elastômeros na China.
3.3.3.2 Butadieno – Oferta Global
A extração de butadieno concentra-se nos “crackers” de carga líquida, especialmente
base nafta da Ásia Pacífico, América do Norte e Europa Ocidental. As adições de
capacidade estarão centralizadas principalmente na Ásia.
3.3.3.3 Butadieno – OFERTA x DEMANDA Global
A adição de capacidade prevista para 2009-2010 não será acompanhada por aumento
proporcional do consumo, o que implicará em redução das taxas de operação neste
período, com maior hidrogenação e “co-cracking” do C4 excedente.
29
3.3.4 Consumo no Brasil
No Brasil, o butadieno tem como principal aplicação a produção da borracha de
estireno-butadieno (SBR), representando 49% do consumo no país.
Distribuição da Demanda de Butadieno no Brasil em 2006
Outros
(NBR, TR,
ABS)
7,0%
SBR Látex
SBR
49,0%
17,0%
Polibutadie
no
27,0%
Fonte: Maxiquim.
30
A indústria de pneumáticos é o mercado de maior participação para as borrachas
sintéticas (SBR e de Polibutadieno). A importação de pneus é parte significativa da
demanda brasileira, oriunda principalmente de países onde os custos de produção são
mais competitivos, sendo a China merecedora de destaque. Com relação aos pneus de
passeio, por exemplo, a importação brasileira cresceu cerca de 80% entre 2002 e 2006,
segundo informação da ANIP- Associação Nacional da Indústria de Pneumáticos.
Em contrapartida, a produção de pneus do Brasil vem crescendo com a instalação de
fábricas de marcas líderes no setor, geralmente com projetos voltados à exportação.
Apenas nos anos de 2006 e 2007 está prevista a adição de capacidade produtiva de cerca
de 11,5 milhões de pneus de passeio/ano e de 860 mil pneus de carga/ano, entre
ampliações e novas fábricas.
Para realizar as projeções de consumo aparente de butadieno foi considerada que estas
novas capacidades de produção de pneumáticos irão inibir em parte as importações
brasileiras que, no longo prazo, seriam mantidas em menor proporção, adotando-se a
premissa de que não será possível evitar por completo a entrada de produtos de preços
competitivos no Brasil.
No caso do mercado de elastômeros, em linha com Petroflex, o principal produtor
brasileiro, foi considerado que o mesmo acompanhará o crescimento projetado para o
PIB brasileiro, de 2008 até 2020. O resultado destas considerações está apresentado na
tabela a seguir, com valores expressos em butadieno equivalente.
Projeção 2008 – 2020 para Butadieno em mil toneladas/ano
Consumo Aparente de
Ano
Butadieno contido em
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
% a.a. 08-20
Elast. 08-20
Elastômeros
282
298
315
331
347
365
383
403
423
444
465
488
511
537
563
5,0%
1,1
Importação de
Butadieno via Pneus
44
42
40
38
36
34
33
31
29
29
29
29
29
29
29
-2,7%
-0,6
Consumo Total de
Crescimento do
Butadieno no
Mercado de
Brasil
327
340
355
369
383
399
416
434
453
473
494
517
541
566
593
Butadieno
4,0%
4,3%
4,0%
4,0%
4,1%
4,2%
4,3%
4,4%
4,5%
4,5%
4,6%
4,6%
4,7%
4,7%
4,4%
1,0
3.3.4.2 Oferta no Brasil
Para a projeção da oferta de butadieno, foram consideradas as capacidades atuais
somadas aos projetos de novas unidades já anunciados para o período.
31
Capacidade
BRASKEM
COPESUL
PQU
COMPERJ
Localização
Camaçarí (BA)
Triunfo (RS)
Mauá (SP)
Itaboraí (RJ)
2006
189
105
80
0
374
2007
189
105
80
0
374
2008
189
105
80
0
374
2009
189
105
80
0
374
2010
189
105
80
0
374
2011
189
105
80
0
374
2012
189
105
80
157
531
2013
189
105
80
157
531
2014
189
105
80
157
531
2015
189
105
80
157
531
2016
189
105
80
157
531
2017
189
105
80
157
531
2018
189
105
80
157
531
2019
189
105
80
157
531
2020
189
105
80
157
531
Capacidade Total
Legenda:
Capacidade Atual
3.3.4.3 Balanço OFERTA x DEMANDA
Com as informações dos itens 3.3.4.1 e 3.3.4.2 é possível projetar o balanço oferta x
demanda butadieno no Brasil, conforme gráfico a seguir. Cabe salientar que a barra de
importação de butadieno equivalente em pneus representa a porção da necessidade
interna que é atendida por produto equivalente importado. Segundo a projeção deste
balanço, a ampliação de capacidade prevista para 2012 irá gerar um significativo
excedente de produto exportável, que será minimizado gradativamente até o final da
próxima década, devido ao crescimento da demanda brasileira por elastômeros.
Balanço Oferta x Demanda de Butadieno no Brasil
Balanço de Butadieno no Brasil
700
600
mil toneladas
500
400
300
200
100
0
2006
2007
2008
2009
2010
Capacidade Atual
Necessidade Interna
32
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Importação (equiv. pneus)
4. GÁS NATURAL
4.1 Conceituação
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves que se apresenta no estado gasoso
nas condições ambientes de temperatura e pressão (1 atm e 25ºC). No Brasil, o gás
natural é comercializado referenciado à temperatura de 20º C e pressão de 1 atm, com
Poder Calorífico Superior (PCS) variando entre 9,47 a 11,67 kWh/m3, dependendo da
região de fornecimento do gás. Em geral, o gás natural comercializado é uma mistura de
metano e etano.
O gás natural pode ser classificado como gás associado ou não associado. O gás natural
associado é o gás natural que, no reservatório, encontra-se dissolvido no óleo ou na
forma de uma capa de gás sobre a camada de óleo. Neste caso, a produção de gás
natural é função da produção do óleo. Por outro lado, o gás natural não associado é o
gás natural proveniente de reservatório que não possui óleo ou que o possui em pequena
quantidade.
Os hidrocarbonetos mais pesados presentes no gás natural tendem a se condensar nos
dutos aumentando a perda de carga e exigindo passagem de pigs para remoção do
condensado. Por este motivo, o gás natural é processado nas chamadas UPGN’s Unidades de Processamento de Gás Natural visando separar o gás residual, mistura de
metano e etano, do LGN - Líquido de Gás Natural. Por sua vez, por meio do
fracionamento do LGN obtém-se o GLP, mistura do propano e butano, e a gasolina
natural, também denominada de C5+.
Assim, após o processamento nas UPGN’s, o gás residual é disponibilizado para
compressão e transferência aos consumidores através de gasodutos. Cabe ressaltar que o
etano somente é retirado do gás natural, nas UPGN’s, quando existe interesse comercial
no seu uso. As frações pesadas do gás natural como o propano, butano e C5+ não serão
temas analisados no presente trabalho.
4.2 Aplicações do Gás Natural
O gás natural pode ser caracterizado por suas aplicações em dois grandes mercados que
compreendem seu uso energético e não energético, conforme abaixo:
•
Uso Energético: Mercado de Combustíveis
- combustível, térmico, entre outros
•
Uso Não Energético: Mercado de Bens de Consumo Finais
- matéria-prima para a indústria química
A figura a seguir mostra a cadeia de agregação de valor na aplicação do gás natural:
33
GásNatural
Natural
Gás
Petroquímicos
Metanol
Ácido Acético
Eteno
Propeno
Fertilizantes
Energia
Amônia
Uréia
“Trading”
LNG
AGREGAÇÃO DE VALOR
O gás natural pode ter diferentes aplicações, tais como geração de calor de processo e de
energia elétrica, no setor industrial, cocção e aquecimento d´água, nos setores
residencial e comercial, GNV – Gás Natural Veicular, no setor de transporte, etc. A
principal utilização do gás natural é para fins energéticos nas termelétricas e nos
sistemas industriais para produção de calor, em geral.
O seu uso mais nobre, entretanto, é como matéria-prima para a indústria química e
petroquímica na produção de eteno, metanol, uréia, amônia, hidrogênio, etc. Cabe
ressaltar que a produção de eteno a partir do gás natural é fortemente dependente da
qualidade e da quantidade do gás, isto é, exige um adequado teor de etano contido no
gás, além de grandes quantidades, para viabilizar economicamente a recuperação desse
derivado para uso como matéria-prima petroquímica.
A participação do gás natural na Matriz Energética tem sido crescente nos mercados
brasileiro e internacional. Os mercados, no entanto, têm diferentes estágios de
maturidade e as aplicações também diferem por áreas geográficas vinculadas a
disponibilidade desse insumo. Por outro lado, os ciclos de negócio dos não energéticos
têm lógicas distintas do uso dos energéticos.
4.3 Reservas
A Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), como órgão regulador,
e a Petrobras utilizam o conceito de reservas, conforme definido pela Society of
Petroleum Engineers (SPE), resumido abaixo:
9 Reservas Provadas – são aquelas que, com base na análise de dados geológicos
e de engenharia, estima-se a exploração com elevado grau de certeza;
9 Reservas Prováveis – são aquelas cuja análise dos dados geológicos e de
engenharia indicam uma maior incerteza na sua exploração, quando comparada
com a estimativa de reservas provadas;
9 Reservas Possíveis - são aquelas cuja análise dos dados geológicos e de
engenharia indicam uma maior incerteza na sua exploração, quando comparada
com a estimativa de reservas prováveis;
9 Reservas Totais – Somatórios das reservas Provadas, Prováveis e Possíveis.
34
A ANP - Agência Nacional de Petróleo informa que as reservas brasileiras de gás
natural classificadas como provadas eram de 347,9 bilhões de m3 em 31.12.06, assim
distribuídas:
Gás Natural
Reservas Brasileiras Provadas em 31.12.2006
Bilhões de m3
%
Norte
53,2
15,3
Nordeste
50,9
14,6
Sul-Sudeste
243,8
70,1
Total Brasil
347,9
100,0
Região
Fonte: ANP.
Comparadas com as reservas mundiais de gás natural, as reservas brasileiras são muito
modestas, representando menos de 0,2% das reservas mundiais. Conforme pode ser
observado na figura abaixo, elaborada pela BP e disponível no site da ANP, a pequena
reserva de gás natural limita sobremaneira a expansão da demanda no Brasil, em
especial, com relação ao uso como matéria-prima.
35
Gás Natural
Reservas Mundiais Provadas em 31.12.2005
Região/País
Oriente Médio
Europa & ex-União Soviética
África
Ásia Pacífico
América do Norte
América Central e Sul
Argentina
Bolívia
Brasil
Colômbia
Peru
Trinidad e Tobago
Venezuela
Outros
Total OPEP
Total não OPEP
Total mundo
Fontes: BP-Amoco/ANP.
Trilhões de m3
72,13
64,01
14,90
14,40
7,46
7,02
0,50
0,74
0,31
0,11
0,33
0,55
4,32
0,17
88,58
91,25
179,83
4.4 Oferta de Gás Natural
Atualmente, a produção nacional de gás natural não é suficiente para atender à demanda
doméstica, motivo pelo qual parte significativa da oferta de gás natural corresponde ao
gás natural importado, principalmente da Bolívia. Recentemente, a Petrobras informou
que decidiu aumentar a oferta de gás natural por meio da importação de GNL - Gás
Natural Liquefeito. Esta nova alternativa de suprimento de gás natural possibilitará o
atendimento à demanda das térmicas, além de cobrir eventuais déficits decorrentes de
problemas da produção nacional ou ainda da importação boliviana.
4.4.1
Produção Nacional de Gás Natural
Em 2006, a produção nacional de gás natural, média anual, foi de 48,51 milhões de
m³/dia, de acordo com a ANP. Desse total, 7,69 milhões foram usados para consumo
próprio nas regiões de produção; 5,07 milhões foram queimados; 8,68 milhões
reinjetados, de tal forma que a produção líquida foi de 27,07 milhões m³/dia.
4.4.2
Importação de Gás Natural
As importações brasileiras de gás natural foram de 26,82 milhões m³/dia em 2006.
Desse total, 94,3% foram originários da Bolívia e 5,7% da Argentina. Por empresas, a
Petrobras respondeu por 91,3% das importações, a SULGAS por 5,7% e a BG por
3,0%.
O gasoduto Brasil-Bolívia deverá alcançar a sua capacidade nominal de 30 milhões de
m³/dia em 2008.
36
4.4.3
Importação de GNL
4.4.3.1 GNL - Características Técnicas e de Mercado
O GNL é o gás natural liquefeito, por meio de resfriamento até 161,5º C negativos,
temperatura equivalente à do Ponto de Ebulição do metano, à pressão atmosférica. Em
geral, esta tecnologia é aplicada para aproveitamento do gás natural disponível em
regiões distantes dos mercados consumidores e com enormes reservas de gás natural.
Por meio do processo de liquefação, o volume do gás natural é reduzido em cerca de
600 vezes viabilizando o seu transporte a longas distâncias, por navios metaneiros, que
operam a baixa pressão e temperaturas criogênicas. Após a descarga dos navios, nas
regiões consumidoras, o GNL é submetido a um processo de regaseificação. A
vaporização de 1 m3 de GNL produz cerca de 600 m3 de gás natural, se 100% metano.
Após a regaseificação, o gás natural sofre a compressão para o transporte, através de
gasodutos até os consumidores finais.
Indonésia, Qatar, Argélia, Malásia, Austrália, Trinidad & Tobago, Nigéria, Omã, Abu
Dabi, Brunei, Líbia e Estados Unidos (Alaska) possuem plantas de GNL. Venezuela e
Chile estudam a implantação de plantas de GNL.
Em princípio, Argélia, Nigéria, Egito, Líbia e Trinidad e Tobago se apresentariam como
as melhores alternativas para fornecer GNL ao Brasil. A Petrobras anunciou que está
negociando com a Argélia e a Nigéria o fornecimento de GNL para o Brasil estando,
ainda, analisando a possibilidade de produzir GNL no exterior de modo a garantir o
suprimento para o Brasil.
Neste sentido, a Petrobras divulgou que, em 30 de março de 2007, assinou um
Memorando de Entendimentos com a Sonatrach (Argélia) para analisar, dentre outras
questões, uma possível parceria no suprimento de GNL para os terminais que serão
implantados no Ceará e no Rio de Janeiro, além de negociar um contrato de suprimento
de GNL. Com a utilização do GNL, o Brasil contará com uma maior flexibilidade no
atendimento das necessidades de geração termelétrica além de diversificar suas fontes
de suprimento de gás natural, garantindo uma maior confiabilidade ao mercado. O Plano
Estratégico da Petrobras 2020 divulga a previsão de importação de 31,1 milhões de m3
de gás natural por dia, em 2012, sob a forma de GNL.
4.4.3.2 Projetos Definidos: Localização e Volume
A Petrobras anunciou a construção de dois terminais de GNL, sendo um no Ceará, com
capacidade de 6 milhões de m3/dia, e a outro no Rio de Janeiro, com capacidade de 14
milhões de m3/dia.
Neste sentido, a Petrobras aprovou a contratação de duas Unidades Flutuantes de
Regaseificação e Armazenamento de GNL, que também podem ser usadas no transporte
de GNL para operar na Baía da Guanabara (RJ) e em Pecém (CE). Uma das unidades
terá capacidade de regaseificar até 14 milhões de m3/dia de gás natural e a outra até 7
milhões de m3/dia. Ambas poderão operar em qualquer um dos terminais. A primeira
delas deverá entrar em operação em abril de 2008.
37
4.4.3.3 Outras Unidades Previstas
A Petrobras está estudando a implantação de outras unidades de GNL, além daquelas
previstas para a Baía de Guanabara (RJ) e Pecém (CE). As novas unidades de GNL em
estudo seriam para o porto de São Francisco do Sul (SC), São Luís (MA), Suape (PE) e
Aratu (BA).
4.4.4
Projeção da Oferta de Gás Natural
A Petrobras informou, através do seu Plano Estratégico 2020, que a previsão de oferta
de gás natural para 2012 é de 134 milhões de m3/dia. Neste total, estão considerados
72,9 milhões de m3/dia ofertados pela área de Exploração & Produção, 30 milhões de
m3/dia importados da Bolívia e 31,1 milhões de m3/dia de GNL importado.
A Empresa de Pesquisa Energética, do Ministério de Minas Energia, prediz uma oferta
interna um pouco superior, considerando já a participação do desenvolvimento de
recursos não-descobertos a partir de 2016, conforme pode ser visto no gráfico a seguir,
baseado em informações divulgadas no 11º Seminário sobre Gás Natural, realizado em
04 de setembro de 2007:
Gás Natural – Evolução da Produção doméstica
Mantendo-se o conceito de Disponibilidade Doméstica, utilizado pela Empresa de
Pesquisa Energética, para quantificação da oferta interna de gás natural (produção
nacional menos reinjeção e menos perdas) e considerando a plena utilização das plantas
firmes de GNL anteriormente indicadas, bem como a utilização plena do gasoduto
Brasil – Bolívia, a projeção da oferta de gás natural é dada no quadro a seguir:
38
Projeção da Oferta de Gás Natural em 2006-2020
Milhões de m3/dia
2006
2010
2015
2020
Disponibilidade doméstica (*)
19,5
68,4
98,6
128,4
Importação
26,8
61,1
61,1
61,1
Bolívia
25,3
30,0
30,0
30,0
Argentina
1,5
0
0
0
GNL
0,0
31,1
31,1
31,1
46,3
129,5
159,7
189,5
Oferta Máxima
(*) Disponibilidade doméstica = Produção – reinjeção – perdas.
Fontes: MME/EPE – Gás Natural no PNE 2030 para disponibilidade doméstica 2010 a
2020 e Plano Estratégico da Petrobras 2020 para o ano de 2006 e Importação.
4.5 A Demanda de Gás Natural
4.5.1 Demanda Total de Gás Natural no Brasil
A Empresa de Pesquisa Energética distingue dois cenários de demanda para a geração
térmica a partir de gás natural: o médio, que corresponde a condições normais de
geração de energia elétrica; e o máximo, no caso da necessidade do despacho máximo
das termelétricas. Com isso, define dois níveis de demanda, no qual o máximo
corresponde a um cenário menos favorável de geração de energia elétrica de outras
fontes.
O Quadro abaixo apresenta a demanda total de gás natural prevista para o Brasil até
2020:
Projeção da Demanda de Gás Natural em 2006-2020
(Em milhões de m³/dia)
2010 (2)
2015 (2)
2020 (3)
2006 (1)
Inferior
Superior
Inferior
Superior
Médio
Máximo
Demanda sem geração térmica
40,2
59,4
61,1
86,8
93,1
Demanda na geração térmica
6,1
39,4
39,4
39,4
39,4
48,0
73,6
46,3
98,8
100,5
126,2
132,5
176,4
202,0
Demanda total
128,4
Fontes: (1) Plano Estratégico da Petrobras 2020 – Plano de Negócios 2008-2012; (2) Empresa de
Pesquisa Energética-EPE/MME – Plano Decenal de Energia 2007-2016; (3) Empresa de Pesquisa
Energética-EPE/MME – Gás Natural no PNE 2030.
O crescimento moderado desta projeção da demanda revela uma perspectiva de
manutenção de níveis de preços elevados de gás natural, que são, sem dúvida, um freio
forte ao seu consumo tanto como energético como matéria-prima.
39
4.5.2 Demanda da Indústria Química
De acordo com os dados do Balanço Energético Nacional, o consumo industrial
brasileiro de gás natural (como combustível) foi de 23,8 milhões de m³/dia em 2006,
5,8% mais que em 2005. Dentre as diversas indústrias consumidoras, a maior é a
química, com 35% do total.
Consumo total de gás natural como combustível – 2006
têxtil
4%
papel e celulose
7%
alimentos e
bebidas
7%
cerâmica
11%
não ferrosos e
outros metalurg.
7%
química
35% (*)
mineração e
pelotização
4%
ferro ligas
0%
ferro gusa e aço
16%
outras indústrias
9%
cimento
0%
(*) Nos dados do Balanço Energético Nacional uma parte do consumo de gás natural
consumido como matéria-prima está sendo inserida na parcela de gás natural combustível.
Fonte: Balanço Energético Nacional.
Além de ser a maior indústria consumidora de gás natural como combustível, a indústria
química também é a grande usuária de gás natural como matéria-prima. Em 2006, o
consumo total de gás natural pela indústria química foi de 12,8 milhões m³/dia, sendo
que, desse total, 4,5 milhões m³/dia foram consumidos como matéria-prima. Segundo
estimativas da ABIQUIM, o consumo total de gás natural da indústria química poderá
alcançar 16,2 milhões m³/dia, em 2012, dependendo da disponibilidade e das condições
comerciais de fornecimento.
Consumo de Gás Natural na Indústria Química
4,5
8,3
2006
combustível
matéria-prima
Fonte: ABIQUIM.
40
Atualmente, o gás natural é consumido como matéria-prima por 16 empresas químicas
brasileiras, principalmente para produção de fertilizantes, metanol, hidrogênio, oxoálcoois, carbonatos, peróxido de hidrogênio (derivados do C1) e eteno (derivados do C2
e C3).
4.6 Balanço Oferta x Demanda
Com base nos dados anteriores, foi elaborado um balanço de Oferta e Demanda de gás
natural para o período 2006 a 2020, baseado em dois cenários, como mostrado abaixo:
Balanço Oferta e Demanda de Gás Natural em 2006-2020
2010
Demanda Total
2020
Médio
Máximo
Médio
Máximo
Médio
Máximo
113,5
137,1
144,9
169,5
176,4
202,0
Oferta Máxima
Saldo
2015
129,5
16,0
159,7
-7,7
14,9
189,5
-9,8
13,1
-12,6
Fontes: MME/EPE – Gás Natural no PNE 2030, Plano Estratégico da Petrobras 2020 e
Plano de Negócios 2008-2012.
O quadro acima mostra que, num futuro próximo (a partir de 2010, ou mesmo antes),
em condições normais de geração de energia elétrica (cenário médio, segundo a
qualificação da EPE), não será necessária a importação da quantidade total de GNL para
atender a demanda doméstica de gás natural. Já em condições menos favoráveis, no
limite do despacho máximo das termelétricas, existe um déficit de gás natural que
poderá ser suprido pela implantação de novas unidades de GNL (unidades previstas,
mas ainda não decididas).
O atendimento da demanda potencial de gás natural vai requerer sempre, nos cenários
acima mostrados, a importação de GNL, em quantidades maiores ou menores. É
possível supor que o atendimento da indústria química atual que utiliza gás natural seco
como matéria-prima mostra razoável grau de segurança em relação aos volumes
requeridos.
Para a maioria das utilizações do gás natural como matéria-prima na indústria química,
esta conjuntura aponta, no entanto, para preços elevados e dificilmente compatíveis com
os padrões de competição internacional, comandados por países com largos excedentes
de gás natural. Este é o risco enfrentado pela indústria instalada.
Além disso, a produção de olefinas pressupõe a disponibilidade de grandes quantidades
de gás natural no mesmo local e com concentração adequada da fração que vai ser
extraída e utilizada como matéria-prima. A extração das frações mais pesadas se faz em
41
unidades industriais localizadas próximas da origem para evitar condensação nas linhas
de transferência.
O teor de etano é maior nos gases associados. Por exemplo, o gás de Campos tem teor
de etano da ordem de 8% em volume, enquanto que no gás importado da Bolívia, já
parcialmente processado na origem, o teor de etano não ultrapassa 5%.
A exigência de grandes quantidades de gás em um mesmo site, com teor elevado de
etano, representa uma dificuldade, pois para a produção, por exemplo, de 1 milhão de
toneladas anuais de eteno, são necessários cerca de 30 milhões de m³/dia de gás natural
com 8% de etano e aproximadamente 50 milhões de m³/dia de gás com 5% de etano.
Num horizonte mais longo, entre 2015 e 2020, uma parte já substancial da oferta será
derivada do desenvolvimento de recursos não-descobertos, de acordo com as previsões
do MME. Muito embora este seja um cenário suportado com bastante clareza pelo ritmo
de novas descobertas nos últimos anos, não será fácil assegurar o fornecimento de gás
natural como matéria-prima para novos empreendimentos no setor químico, nem em
volumes nem em preços, o que será uma condição básica no planejamento deste setor
industrial.
O gás natural não pode ser considerado, desta forma, como uma matéria-prima com
participação relevante no crescimento do setor químico brasileiro.
42
5. HIDROCARBONETOS LEVES DE REFINARIA (HLR)
5.1 Conceituação
As correntes de Hidrocarbonetos Leves de Refinaria (HLR) são misturas de gases
provenientes de diferentes unidades existentes em uma refinaria. Entre as principais
unidades produtoras de HLR podem ser citadas a de Craqueamento Catalítico Fluido
(UFCC), a de Reforma Catalítica, a de Coque de Petróleo, etc.
Também conhecido como Gás de Refinaria, o HLR refere-se a uma mistura de
componentes leves na qual a sua composição típica depende da configuração de
processo da refinaria (tipos de unidades de cada refinaria), da matéria-prima utilizada
(tipos de petróleos processados) e das condições de operação de cada unidade.
Refinarias distintas geralmente processam diferentes tipos de petróleos e, portanto,
apresentam diferentes condições de operação. Além disso, é usual a existência de
refinarias com diferentes configurações de refino, ou seja, que dispõem de unidades de
processo diferentes com tecnologias diversas. Por estes motivos, a composição do HLR
pode variar em muito de uma refinaria para outra.
Em geral, o HLR apresenta significativa quantidade de hidrogênio (tipicamente, de 10 a
30% em volume), etano (de 10 a 25%) e eteno (de 10 a 20%) o que o torna atraente
como matéria-prima petroquímica, bem como quantidades menores de outros
hidrocarbonetos, como propano, propeno, butanos e butenos, etc. Além desses, observase a presença de diversos contaminantes, como H2S, CO, CO2, O2, NOx, sulfurados,
além de arsênio (As), fósforo (P), mercúrio (Hg), etc.
5.2 O Aproveitamento do HLR
Em geral, o HLR é utilizado como gás combustível na própria refinaria produtora. No
entanto, em alguns casos, o seu aproveitamento como matéria-prima petroquímica
mostra-se viável, especialmente considerando-se as concentrações expressivas de etano
e eteno no HLR. Entretanto, seu potencial efetivo de uso como matéria-prima
petroquímica tem se mostrado limitado, restringindo-se, usualmente, a sua utilização
como carga complementar em projetos de desgargalamento de plantas processadoras
situadas próximas às refinarias, uma vez que:
a) o potencial de produção de eteno a partir de gases de refinarias isoladas é, via de
regra, pequeno para viabilizar, por si só, plantas de escala mundial de eteno e
seus derivados;
b) a utilização do HLR como matéria-prima petroquímica em uma refinaria que o
utilize como insumo energético, pressupõe que a refinaria tenha condições de
suprir-se adequadamente de combustível alternativo;
c) o HLR envolve significativos investimentos em compressores e dutos para o
seu transporte por longas distâncias;
d) para ser utilizado como matéria-prima petroquímica, há necessidade de um
sistema de tratamento de contaminantes, que implica desafios tecnológicos
considerando a diversidade desses contaminantes, suas concentrações e
variabilidades;
e) há necessidade de investimentos significativos na planta para processamento do
etano e recuperação de eteno, e/ou disponibilidade de capacidade ociosa na “área
43
fria” para acomodar as vazões adicionais de etano e eteno, além de impacto no
balanço de gás combustível da “central petroquímica”;
Nesse sentido, vale mencionar que o Relatório do GT de Matérias-Primas emitido pela
ABIQUIM, em 2005, informa sobre um estudo elaborado pela consultoria CMAI que
apontava, em 2000, a existência de 13 diferentes sites nos EUA, que processavam “C2
off gases” de FCC para recuperação e produção de eteno e etano que, somados, tinham
capacidade para produzir 1,7 milhão de toneladas de eteno por ano. Individualmente,
estas capacidades variavam de um mínimo de 24 mil toneladas/ano a um máximo de
330 mil toneladas/ano, com uma capacidade média inferior a 130 mil toneladas/ano de
eteno. Ainda de acordo com o estudo da CMAI, verificava-se que a distância entre a
refinaria e a planta produtora de eteno era geralmente limitada a menos de cinco km,
verificando-se apenas dois casos em que as distâncias estavam entre 15 e 20 km.
5.3 O Potencial de Utilização de HLR como Matéria-Prima Petroquímica no Brasil
Computada toda a quantidade de HLR atualmente produzida nas refinarias brasileiras e
informada tal quantidade como sendo o potencial de HLR a ser explorado, o mercado
seria induzido a uma falsa expectativa de disponibilidade de matéria-prima. Afinal, a
simples existência de HLR em uma refinaria pode não se traduzir em um potencial real
a ser explorado economicamente. A determinação desse potencial dependeria de
diversos fatores entre os quais a possibilidade da refinaria dispor de gás natural para
substituir e liberar o seu HLR, a existência de uma Central Petroquímica localizada nas
proximidades da refinaria, da quantidade e da qualidade do HLR disponível, além dos
investimentos envolvidos, etc.
Para exemplificar a quantidade de HLR disponível em uma refinaria, pode ser citado o
caso da REVAP – Refinaria Henrique Lage da Petrobras, que tem capacidade para
processar 251 mil bpd de petróleo e produz cerca de 1 milhão de m3/dia de HLR.
Embora contendo hidrocarbonetos de interesse para a área petroquímica, essa
quantidade de HLR não é suficiente para viabilizar os investimentos necessários para
recuperação, na própria REVAP, do etano e eteno contidos, o que leva o HLR a ser
consumido como gás combustível na refinaria.
Da mesma forma, na REGAP - Refinaria Gabriel Passos da Petrobras, localizada em
Betim (MG), que tem capacidade para processar 151 mil bpd de petróleo, a
possibilidade de aproveitamento do HLR como matéria-prima petroquímica é quase
nula, no horizonte do presente estudo (até 2020). Este entendimento baseia-se no fato da
quantidade de HLR disponível não ser suficiente para justificar os investimentos
necessários (duto e compressores) para o transporte desse HLR, em virtude da distância
existente entre a REGAP e as Centrais Petroquímicas hoje em operação.
As questões anteriormente mencionadas explicam o fato de, no Brasil, existir apenas um
único caso de aplicação do HLR como matéria-prima petroquímica que é ampliação da
Petroquímica União (PQU), ora em implantação, com previsão de início de operação em
meados de 2008. Este projeto considera a remoção de gargalos existentes naquela
Central de modo a possibilitar o uso do HLR produzido nas Refinarias do Vale do
Paraíba (REVAP) e de Capuava (RECAP).
44
A utilização do HLR para produção de petroquímicos implica a necessidade de se
dispor de suprimento de gás natural para uso energético nas refinarias, em substituição
ao HLR. Em decorrência da situação instável hoje observada na Bolívia, grande
fornecedor de gás natural para o Brasil, o suprimento de gás natural não se mostra
favorável para permitir o deslocamento do HLR para uso diferente daquele atualmente
utilizado nas refinarias.
Com base nas questões anteriormente apresentadas, é possível concluir que o HLR
apresenta sérias restrições de ordem econômica para o seu aproveitamento como
matéria-prima petroquímica no período analisado pelo presente estudo, isto é, até 2020.
Quando economicamente viável, o uso petroquímico do HLR deverá se restringir como
carga complementar de plantas petroquímicas já existentes, localizadas nas
proximidades das refinarias, como é o caso da PQU, ou, caso contrário, como
combustível na própria refinaria.
45
6. NAFTA PETROQUÍMICA E CONDENSADOS
6.1 Nafta
6.1.1 Conceituação
A nafta é um derivado do petróleo obtido através do processo de destilação direta, sendo
composta por hidrocarbonetos com ponto de ebulição na faixa de 38° C a 204° C. Como
principais utilizações destacam-se a produção de gasolina e a utilização como matériaprima da indústria petroquímica, para a produção de eteno, propeno, butadieno,
benzeno, tolueno e xilenos, através de processos como a pirólise (cracking) e a reforma
catalítica. A nafta que cobre toda a faixa de destilação acima descrita é chamada de full
range. O produto pode, porém, receber cortes diferentes, nas refinarias. Assim,
dependendo do ponto de corte na coluna de destilação, a nafta pode ser chamada de
nafta leve ou nafta pesada.
Quanto às características químicas, ela é classificada, basicamente, em outros dois tipos:
parafínica e naftênica. Estas características dependem do petróleo do qual foi extraída.
Devido às características físico-químicas dos hidrocarbonetos que a compõem, naftas
leves são, geralmente, parafínicas e naftas pesadas são naftênicas. Em alguns casos, os
produtores misturam correntes, como gasolina natural, um subproduto do
processamento de gás natural, em seu pool de nafta. A nafta resultante desta mistura
tende a ser leve e parafínica e recebe boa valoração no mercado. A nafta parafínica é
mais adequada para a produção de olefinas, como eteno e propeno, enquanto que a nafta
naftênica é mais adequada à produção de aromáticos e gasolina.
6.1.2 Disponibilidade de Nafta para Petroquímica no Mercado Nacional
A análise da capacidade de processamento das refinarias brasileiras é importante para a
projeção do balanço de nafta, já que o produto é proveniente de refino. Além das
refinarias atualmente em operação, este estudo leva em consideração o projeto de
construção de uma nova refinaria, em Pernambuco, com capacidade de 200 mil barris
(aproximadamente 32 mil metros cúbicos) por dia com previsão de partida para final de
2010, e de outra refinaria com capacidade de 500 mil barris (aproximadamente 79 mil
metros cúbicos) por dia, com a previsão de partida em 2015:
Capacidade de Refino Comparativo 2005 – 2020
Refinarias (UF)
IPIRANGA (RS)
RLAM (BA)
MANGUINHOS (RJ)
RECAP(SP)
RPBC (SP)
LUBNOR (CE)
REMAN (AM)
REDUC (RJ)
REFAP (RS)
REGAP (MG)
REPLAN (SP)
REPAR (PR)
REVAP (SP)
Refinaria do Nordeste (PE)
Refinaria Premium
TOTAL
PETROBRAS
Início
Operação
1932
1950
1954
1954
1955
1956
1956
1961
1968
1968
1972
1977
1980
Capacidade 2005
Mil m3/dia
3
51
2
9
27
1
7
39
30
24
58
30
40
321
316
Capacidade futura
Mil m3/dia
3
51
2
9
27
1
7
39
30
24
63
35
40
32
79
442
437
ano
2007
2009
2011
2015
Fontes: Revista Petro&Química (maio de 2005) e ANP.
46
O perfil do petróleo processado pelas refinarias nacionais tem sido bastante alterado nas
últimas décadas, com impacto na oferta de nafta brasileira. O aumento da
disponibilidade de petróleo pesado vem compensando o gradativo esgotamento de
campos produtores de petróleos leves. Desta forma, o parque nacional de refino tem
sido adaptado com novas tecnologias para maximizar a utilização deste produto.
Segundo o Plano de Negócios Petrobras 2008-2012, estima-se que o processamento de
petróleo nacional deva atingir 80% dos 1,792 milhão de barris por dia no país em 2008
e projeta-se um patamar de 90% de petróleo nacional em 2012:
Nafta - Rendimentos e Parafinicidades
Rendimento
em nafta
Parafinicidade
% Volume
% Massa
Petróleo Nacional – Pesado
9,5%
55,0%
Petróleo Importado – Leve
23,7%
65,0%
Condensado – Leve
50,0%
70,0%
Petróleos/Condensados
É importante ressaltar que o mercado de combustíveis é o principal concorrente da
petroquímica na utilização da nafta brasileira. O alto teor de etanol viabiliza o
atendimento da octanagem mínima da gasolina A, mesmo com a utilização de um
volume de nafta significativamente superior ao empregado em outros países. Este
deslocamento da nafta para a formulação da gasolina, interfere diretamente na
disponibilidade do produto para a petroquímica.
A demanda de gasolina A deve apresentar taxas de crescimento de 0,28% a.a. até 2010 e
de 1,80% a.a. a partir de 2011, enquanto o diesel deve apresentar taxas de crescimento
de 2,97% a.a. e 2,27% a.a. para os mesmos períodos. Estas taxas foram extraídas de
estudos realizados pela COPPE/RJ em novembro de 2004.
De acordo com a análise da tabela a seguir, com o balanço de disponibilidade de nafta
no período de 2006 a 2020, os seguintes pontos devem ser levados em consideração:
• O aumento de processamento de petróleo nacional, em substituição ao petróleo
importado, resultará em um decréscimo no rendimento de nafta de 12%. Além disso, a
parafinicidade média da nafta apresentará uma queda de dois pontos percentuais entre
2006 e 2020, segundo a metodologia de ponderação desta projeção.
• Em razão da utilização de altos teores de nafta na formulação da gasolina nacional,
estima-se que, em 2020, haverá 5,2 milhões de toneladas de nafta contida na gasolina,
ou seja, cerca de 40% da produção nacional de nafta.
• O maior déficit de nafta, estimado em 4,6 milhões de toneladas, está sendo esperado
para 2010. Isto representará um aumento de 15% em relação ao volume de 2006. Este
déficit será parcialmente coberto por importações de condensado e de nafta. A variação
anual do volume será determinada pela competitividade entre os dois produtos. Em
47
2020, porém, com a entrada da chamada Refinaria Premium, esse déficit poderá cair
para 2,2 milhões de toneladas.
Balanço de Disponibilidade de Nafta Período 2006 - 2020
2006
Refino
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2016
2015
2017
2018
2019
2020
2020 /
2006
Unidade
Capacidade de Refino *
Nível Operacional
Carga Refinarias
Carga Refinarias
mil m3/dia
mil bpd
3
Mil m /dia
Mil bpd
% Petróleo Nacional (pesado)
% Petróleo Importado (leve)
% Condensado (leve)
316
1.986
321
2.017
321
2.017
326
2.049
326
2.049
358
2.249
358
2.249
358
2.249
358
2.249
437
2.749
437
2.749
437
2.749
437
2.749
437
2.749
437
2.749
38,4%
38,4%
88,04% 88,43% 88,82% 89,53% 90,23% 90,94% 91,64% 93,34% 95,03% 96,73% 96,73% 96,73% 96,73% 96,73% 96,73%
278
284
285
292
294
325
328
334
340
423
423
423
423
423
423
1.748 1.784 1.792 1.834 1.849 1.877 2.061 2.099 2.137 2.659 2.659 2.659 2.659 2.659 2.659
9,9%
52,1%
52,1%
79,70% 79,85% 80,00% 82,50% 85,00% 87,50% 90,00% 90,67% 91,33% 92,00% 92,00% 92,00% 92,00% 92,00% 92,00%
15,30% 15,15% 15,00% 12,50% 10,00% 7,50% 5,00% 4,33% 3,67% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00%
5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00%
Mil m /ano
13,7% 13,7% 13,7% 13,3% 12,9% 12,6% 12,2% 12,1% 12,0% 12,0% 12,0% 12,0% 12,0% 12,0% 12,0% -12,8%
9.728 9.911 9.940 9.910 9.722 10.459 10.243 10.352 10.458 12.908 12.908 12.908 12.908 12.908 12.908 32,7%
13.898 14.159 14.200 14.158 13.888 14.942 14.633 14.788 14.940 18.441 18.441 18.441 18.441 18.441 18.441 32,7%
Parafinicidade da Nafta
% massa
57,3%
Gasolina
Mercado Gasolina A*
Taxa de Mercado
Mil m /ano
Rendimentos em Nafta
Produção Nafta
%volume
Mil t/ano
3
Nafta Contida na Gasolina
Disponibilidade de Nafta Petroquímica
3
% a.a
57,3%
57,3%
57,0%
56,8%
56,5%
56,3%
56,2%
56,1%
56,1%
56,1%
56,1%
56,1%
56,1%
56,1%
-2,1%
20.237 20.294 20.350 20.407 20.465 20.833 21.208 21.590 21.978 22.374 22.777 23.187 23.604 24.029 24.461 20,9%
5,94% 0,28% 0,28% 0,28% 0,28% 1,80% 1,80% 1,80% 1,80% 1,80% 1,80% 1,80% 1,80% 1,80% 1,80% -69,7%
Mil t/ano
4.306
4.318
4.331
4.343
4.355
4.433
4.513
4.594
4.677
4.761
4.847
4.934
5.023
5.113
5.205
20,9%
Mil t/ano
5.422
5.593
5.609
5.568
5.367
6.026
5.730
5.758
5.781
8.147
8.062
7.974
7.886
7.795
7.703
11,8%
5,7%
0,0%
5,7%
Demanda de Nafta Petroquímica
Nível Operacional
Carga Centrais
Mil t/ano
9.717 9.717 10.017 10.017 10.267 10.267 10.267 10.267 10.267 10.267 10.267 10.267 10.267 10.267 10.267
96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80% 96,80%
9.406 9.406 9.696 9.696 9.938 9.938 9.938 9.938 9.938 9.938 9.938 9.938 9.938 9.938 9.938
Déficit de Nafta Petroquímica
Mil t/ano
(3.984) (3.813) (4.087) (4.128) (4.571) (3.912) (4.208) (4.181) (4.157) (1.791) (1.877) (1.964) (2.053) (2.143) (2.235) -43,9%
%
6.1.3 Disponibilidade de Nafta para Petroquímica no Mercado Internacional
No gráfico abaixo é apresentada a quantidade de nafta produzida no mundo e quanto
está disponível para comercialização no mercado internacional. De acordo com o
mesmo, somente cerca de 10% do produto pode ser adquirido no mercado global.
Distribuição da Produção Mundial de Nafta
Trading
Intraregiões
Total
700 mil kt
Outros
170
450
Utilização da nafta livre
(mil kt)
80
Nafta livre
para Trading
Blending
5
7
60
Cracking
8
Reforma
Contratos
Locais/ Cativo
das Refinarias
Fonte: Naphtha Information Services
A maior parte da nafta disponível no mercado internacional encontra-se no Oriente e,
devido à ampliação da produção na região, essa quantidade ainda deve aumentar, entre
2003 e 2015. Já a Europa apresenta disponibilidade constante no decorrer do período e o
comércio no Atlântico deve diminuir sua oferta, conforme pode ser confirmado pela
análise do gráfico seguinte.
48
Disponibilidade Mundial de Nafta
Merchant Nafta
(milhões t)
Mundo
Regiões
80
100
80
60
60
40
40
20
20
0
0
2003
2007
Mundo
2009
2011
Leste
2015
Europa
Atlântico
Fonte: NaphthaInformation
rmationServices
Services
A disponibilidade de nafta – seja para o comércio intra-regional ou global – deve
crescer a uma taxa de 2,5% a.a., chegando a aproximadamente 350 milhões de toneladas
em 2020, o que representa aumento médio de 10 milhões de toneladas por ano, em
relação aos atuais volumes negociados.
O Oriente Médio é a região que mais exporta nafta no mundo, comercializando cerca de
30 milhões de toneladas ao ano. Dentre os países da região, destacam-se Kuwait, Arábia
Saudita, Bahrein e Abu Dabi como principais exportadores. Já a Ásia é o maior
importador, adquirindo 46 milhões de toneladas – sendo 13 milhões de toneladas
oriundas do comércio intra-regional. Apesar da demanda crescente, a região deve
diminuir suas importações com o incremento da produção local.
Fluxo Internacional de Nafta
Leste Europeu
4
Europa
América do Norte
-4
Ásia
-16
27
Oriente Médio
7
1
-4
2005 2010 2015
35
36
-28
-29 -33
39
África
9
5
2
América do Sul
3
1
3
1
2005 2010 2015
-4
-11
4
2005 2010 2015
2005 2010 2015
-11
5
4
9
10
2005 2010 2015
2005 2010 2015
1
4
2005 2010 2015
Fluxos de trading em 2010
Fonte: Naphtha Information Services
América do Sul e América do Norte
A América do Sul se caracteriza por ser uma região exportadora, destacando-se a
Venezuela, a Argentina e o Caribe. Já o Brasil, maior consumidor dentre os países
latino-americanos, possui uma matriz energética que apresenta exportações de gasolina
49
e importações de nafta. Os Estados Unidos são o maior comprador do produto da região,
devido ao seu mercado de gasolina, deslocando cargas do México, Venezuela e Canadá.
Com isso, o Brasil não consegue suprir sua demanda localmente, e precisa importar de
outras regiões, principalmente do continente africano.
África e Europa
O consumo africano de nafta é pequeno, sendo na sua maioria para produção de
aromáticos. Dessa forma, a região exporta cerca de 10 milhões de toneladas por ano,
tendo a Argélia, Líbia e o Egito como principais produtores. A Europa é a maior
compradora deste produto e, dependendo da arbitragem do mercado de gasolina, perde
alguns lotes para os Estados Unidos. Como a importação européia apresenta uma
tendência de alta, a região deve demandar mais cargas africanas, com impacto nas
importações do Brasil que passará a disputar a nafta produzida no Oriente Médio.
Oriente Médio e Ásia
O Oriente Médio é o grande produtor de nafta. Como a maioria de sua petroquímica
utiliza GLP ou etano como matéria-prima, quase toda sua produção, de 35 milhões de
toneladas por ano, é exportada. A Ásia – com destaque para o Japão e Coréia do Sul são
os maiores compradores.
A implantação de novas “splitters” e a integração de refinarias e centrais petroquímicas
no Oriente Médio irão ampliar a oferta de nafta no mercado. Este cenário deverá
intensificar a comercialização entre o Oriente e o Ocidente. O Brasil pode se favorecer
devido ao tamanho dos lotes (em média, 50 mil toneladas), em função das restrições na
maioria dos portos europeus.
6.2 Condensados
6.2.1 Disponibilidade de Condensado no Mercado Internacional
A produção de condensado é associada à exploração de gás natural. Assim, regiões
fortemente produtoras de gás natural, como Oriente Médio e África, são também
grandes produtoras de condensado.
Conforme apresenta o gráfico a seguir, a produção de condensado não se traduz
necessariamente em correntes comercializáveis para a petroquímica, sendo grande parte
da produção utilizada diretamente em refinarias ou ainda misturadas ao petróleo. Na
tabela seguinte, pode-se observar a disponibilidade de condensado para exportação por
região.
Utilização do Condensado
16%
36%
48%
Mix com Petróleo
Refinarias
Exportação
Fonte: Poten & Partners 2006.
50
Disponibilidade de Condensado por Região
(Mil barris/dia)
Ano/Regiões
2003
2005
2007
2010
2015
Variação
(Exportação)
(Exportação)
(Exportação)
(Exportação)
(Exportação)
2015/2005
Ásia e Pacífico
300
260
210
220
260
0,0%
Oriente Médio
433
520
690
830
1.020
96,2%
África
467
490
540
620
700
42,9%
Europa e Ásia Central
213
200
180
220
310
55,0%
América do Norte
11
10
10
0
0
-100,0%
América do Sul
6
6
5
4
14
133,3%
1.430
1.486
1.635
1.894
2.304
55,0%
TOTAL
Fonte: Condensates in World Commerce. Poten & Partners, 2006.
Cabe salientar que, da mesma maneira que o petróleo, as novas reservas de condensado têm
apresentado características mais pesadas e com maior teor de contaminantes, como enxofre e
mercúrio. Os projetos de novas splitters, como às do Catar, Abu Dhabi e Argélia levam a uma
diminuição da disponibilidade de condensado comercializável, buscando mercados de nafta e
diesel como opções mais lucrativas. Conclui-se que há um aumento na disponibilidade de
condensado no mercado mundial, principalmente devido aos novos campos de exploração de
gás. Mas, este aumento pode vir a ser convertido em nafta e diesel com a tendência de
construção de novas splitters. Além disto, há previsão de produção de condensados mais
pesados e com contaminantes que não se adaptam a atual tecnologia da indústria petroquímica
brasileira.
6.2.2 Disponibilidade de Condensado no Mercado Nacional
No Brasil, a produção de condensado é baixa, não havendo produto disponível para
comercialização. O volume gerado em bacias como Mexilhão e Merluza é tratado como
petróleo, sendo processado em refinarias. Esse volume deverá ser apresentado de maneira
indireta no balanço nacional de nafta para a indústria petroquímica.
6.2.3 Comentários Adicionais
O cenário mais provável para período de 2006-2020 aponta para um aumento da
produção de nafta brasileira em cerca de 3 milhões de toneladas. Este fato decorre
principalmente do aumento da capacidade de refino nacional, de 321 para 442 mil
m3/dia, devido à implantação de duas refinarias e pequenas ampliações nas já
existentes. É importante ressaltar que o volume esperado de nafta poderia ser maior,
caso não se estivesse contemplando uma redução de rendimento em razão do maior
processamento de petróleo nacional, mais pesado, em substituição ao importado.
Entretanto, tal cenário não impedirá a continuidade do déficit de nafta para uso
petroquímico, devido à sua utilização na formulação da gasolina. Estes teores, muito
superiores à média mundial, corresponderão a cerca de 40% da produção nacional de
nafta, ou seja, 5,2 milhões de toneladas, em 2020. Este déficit será crescente até a
entrada em operação das refinarias projetadas. No entanto, é importante ressaltar que o
mesmo poderá ser menor, pois as taxas de crescimento consideradas para o consumo de
gasolina não contemplam a utilização do etanol como combustível na frota de carros
brasileira, com os motores flex. Esta mudança de cenário poderá implicar em maior
disponibilidade de nafta para fins petroquímicos. Apesar disso, a compensação dos
eventuais déficits será feita através da importação de nafta e condensado, cuja
proporção dependerá da competitividade entre os dois produtos.
51
7. FRAÇÕES PESADAS
7.1 Introdução
A forte elevação dos preços do petróleo e do gás natural no mercado internacional
observada nos últimos anos tem pressionado o preço da nafta com conseqüente elevação
dos preços dos produtos petroquímicos. Dentre as principais causas desse cenário está o
aumento da oferta de petróleos médios e pesados, em relação à de petróleos leves e
extraleves, aliado ao crescimento da demanda mundial de derivados leves, em especial a
de gasolina e a de óleo diesel. Assim, para atender ao aumento da demanda, as empresas
petrolíferas estão sendo obrigadas a investir em suas refinarias para converter frações
pesadas em derivados leves, em especial gasolina e diesel. Em se mantendo este
cenário, é pouco provável que a oferta de nafta e de gás natural consiga atender ao
crescimento da demanda futura dos petroquímicos básicos sem o desenvolvimento de
rotas alternativas.
Neste sentido, a indústria petroquímica que, tradicionalmente, utiliza a nafta e o gás
natural (etano) como matérias-primas, está sendo levada a buscar novas alternativas
tecnológicas para gerar os produtos petroquímicos básicos e seus derivados. Dentre
essas alternativas pode ser citada a utilização de frações pesadas de petróleo como
matéria-prima petroquímica. A razão de ordem econômica reside no fato de que as
cargas mais pesadas, por serem mais baratas, podem conduzir a margens operacionais
maiores. Ocorre que, à medida que as cargas se tornam mais pesadas, o processamento
se torna mais restritivo devido ao aumento da formação de coque e outros compostos
poliaromáticos complexos.
7.2 As Alternativas Tecnológicas
Em decorrência da situação acima mencionada, várias tecnologias foram desenvolvidas
para a produção de olefinas e aromáticos a partir de gasóleos e óleos residuais, algumas
já com experiência comercial, conforme o Quadro abaixo. Tais desenvolvimentos foram
estimulados por razões mercadológicas, tecnológicas e econômicas.
Tecnologias de Craqueamento
Processos
Pirólise
FCC
DCC
CPP
Tipo
Térmico
Catalítico
Catalítico
Term. / catal.
Reator
Tubular
Riser
Tubular / leito
Riser
Mecanismo
Radical livre
Ion Carbonium
Ion Carbonium
Rad. livre / Ion
Carbonium
Mat. Prima
Nafta
VTB
ATB
ATB
Catalisador
Não
Sim
Sim
Sim
Temp. ˚K
1073
778
829
913
Fonte : Li Zai Tang 17˚ WPC B2 / F9 / Paper 03.
52
Todas estas novas tecnologias utilizam conversores do tipo Circulating Fluidized Bed,
mais conhecidos como CFB’s. Os conversores CFB’s consistem basicamente de duas
seções reacionais isoladas por selos de sólidos, que circulam entre estas seções, criando
dois ambientes reacionais distintos, que podem operar em condições reacionais
diferentes. Normalmente, em uma das seções reacionais ocorrem as reações desejadas,
enquanto na outra se regenera o sólido circulante.
O exemplo mais conhecido e bem sucedido de aplicação de CFB’s é o FCC, ou Fluid
Catalytic Cracking, de longo uso nas refinarias de petróleo. No FCC, o sólido circulante
é um catalisador contendo estruturas cristalinas chamadas zeólitas. As reações de
craqueamento catalítico, que geram gasolina como principal produto, se passam
principalmente no riser. O coque produzido no riser, e depositado sobre o catalisador, é
regenerado com ar na segunda seção reacional.
No Quadro abaixo são relacionadas várias companhias que desenvolveram processos
para geração de produtos petroquímicos básicos, designados genericamente como FCC
Petroquímico, baseados em conversores CFB’s, como a SINOPEC, Petrobras, UOP,
Indian Oil e KBR. No FCC Petroquímico, o perfil de produção é ajustado, não só pela
modificação das condições operacionais, como também pela alteração do sistema
catalítico, o que leva conseqüentemente a modificações no hardware do processo.
Tecnologias de FCC Petroquímico
Foco em Propeno
Licenciador
Nome Comercial
Unidade Industrial
SINOPEC / S&W
DCC
SIM
UOP
PETROFCC
NÃO
INDIAN OIL
INDMAX
NÃO
KBR
SUPERFLEX
NAO
PETROBRAS
DUPLO RISER
SIM
Foco em Eteno
Licenciador
Nome Comercial
Unidade Industrial
SINOPEC / S&W
CPP
NÃO
PETROBRAS
PAC Pch
NÃO
Fonte: Petrobras/Cenpes.
As principais modificações de ordem operacional são o uso de temperaturas mais altas
no reator e a maior circulação do catalisador, o que configura uma severidade mais
elevada, levando ao craqueamento das frações mais pesadas e à maximização do
rendimento de olefinas leves. Por exemplo, em condições normais de operação do FCC,
o rendimento de eteno é de aproximadamente 0,8%, enquanto no FCC Petroquímico
este valor pode ser mais de 20 vezes maior, já que a partir de temperaturas de reação de
600 °C o rendimento de eteno cresce exponencialmente. Além disso, contribui muito
para a maior produção de olefinas leves o emprego, em quantidades mais elevadas, de
aditivos à base de zeólitas ZSM-5, que atuam seletivamente no processo, produzindo
mais eteno e propeno, aumentando a octanagem da gasolina craqueada e reduzindo a
53
produção de gás residual. Os rendimentos típicos dos FCC’s Petroquímicos são
apresentados no quadro a seguir:
Rendimentos Típicos dos FCC´s Petroquímicos
FCC Convencional
FCCP Propeno
FCCP Eteno
Temp. Reação, ˚C
520 - 550
560 - 580
600 - 660
Catalis. / Óleo, p/p
6-8
8 - 15
20 - 30
Gás Comb.( C1-C2)
3
12
38
GLP ( C3-C4 )
18
42
29
C5+ Nafta
55
27
14
LCO
10
7
8
Óleo Decantado
9
6
-
Coque
4
6
11
Conversão
81
88
92
Eteno
0,8
6
20
5
21
18
Rendimentos, %p
Propeno
Fonte: Petrobras/Cenpes.
A empresa chinesa SINOPEC desenvolveu e comercializa através da Stone & Webster
duas tecnologias de FCC Petroquímico: o DCC – Deep Catalytic Cracking e o CPP –
Catalytic Pyrolysis Process. O DCC permite processar resíduos atmosféricos de base
parafínica e apresenta um rendimento de propeno superior ao do FCC normal. Além
disso, produz uma nafta rica em compostos aromáticos. Na China, seis unidades DCC já
se encontram em operação comercial e uma outra foi construída pela Thai
Petrochemical, na Tailândia, que atualmente produz propeno para uma fábrica de
polipropileno de escala mundial, tendo como carga gasóleo de vácuo hidrogenado. O
outro processo, o CPP, é uma modificação do DCC com o objetivo de produzir volumes
maiores de eteno. Este processo apresentou em planta piloto rendimentos de eteno e
propeno de 24,3% e 14,7%, a partir de uma mistura de gasóleo de vácuo parafínico,
com 30% de resíduo de vácuo. A nafta concomitantemente obtida contém cerca de 75%
de aromáticos. As principais características desses processos de craqueamento
catalítico, comparadas com a pirólise a vapor tradicional, são apresentadas a seguir:
Atualmente, a Petrobras tem uma posição privilegiada em relação a essas novas
tecnologias. Ela possui uma longa experiência com o processo FCC e é proprietária de
tecnologia de craqueamento catalítico fluído de resíduos pesados, o chamado RFCC,
com três plantas comerciais em operação. Além disso, a Petrobras é co-proprietária de
uma fábrica de catalisadores de FCC, no Rio de Janeiro. O CENPES - Centro de
Pesquisa e Desenvolvimento da Petrobras desenvolveu tecnologia própria de FCC
Petroquímico, voltada para processamento de correntes naftênico-aromáticas geradas
por petróleos nacionais, cuja dificuldade de processamento é maior do que a encontrada
em correntes parafínicas. A tecnologia, desenvolvida após exaustivos testes em unidade
54
de bancada e piloto, foi finalmente comprovada. O CENPES também atuou no
desenvolvimento do sistema catalítico, um componente fundamental desta tecnologia.
7.3 A Alternativa Brasileira
Com este desenvolvimento tecnológico, as frações pesadas passaram a constituir uma
fonte alternativa de matéria-prima para a indústria petroquímica. No caso brasileiro, em
particular, essa alternativa está se concretizando através do COMPERJ – Complexo
Petroquímico do Rio de Janeiro, parceria da Petrobras com o Grupo Ultra e o BNDES
(ver figura abaixo). Previsto para entrar em operação em 2012, atualmente na fase do
projeto básico, o COMPERJ terá capacidade para processar 150 mil barris/dia de óleo
pesado nacional (Marlim) produzindo 1,3 milhão de toneladas anuais de eteno e 881 mil
toneladas anuais de propeno dentre outros derivados.
O COMPERJ
Combustíveis
1.500.000 t/ano
Butadieno
157.000 t/ano
Petroquímicos
básicos
3.480.000 t/ano
PROPENO
881.000 t/ano
BENZENO
608.000 t/ano
O COMPERJ traz como inovação a maximização de olefinas leves pela utilização de
dois processos complementares, a tecnologia tradicional de pirólise a vapor e a
tecnologia mais inovadora, o FCC Petroquímico. A pirólise processará as correntes mais
leves, que são geradas no Complexo, maximizando eteno, enquanto o FCC
Petroquímico se encarregará das correntes mais pesadas, produzindo
predominantemente propeno. Ambos os processos são essenciais para assegurar a
viabilidade econômica do COMPERJ, o primeiro no mundo a utilizar petróleo pesado
como matéria-prima para produção de petroquímicos, garantindo também um maior
equilíbrio entre as produções de eteno e propeno.
55
7.4 O Potencial de Utilização das Frações Pesadas como Matéria-Prima
Petroquímica
As perspectivas de expansão da produção de produtos petroquímicos pela utilização de
óleos pesados como matéria-prima são bastante favoráveis no Brasil tendo em vista o
aumento previsto da produção de óleos pesados. No Plano de Negócios 2007-2011, a
Petrobras anuncia que a produção total de petróleo nacional deverá aumentar para 2.812
mil boed em 2015. Deve-se ressaltar que parte relevante dessa produção corresponde a
óleos pesados, para os quais a Petrobras detém significativas reservas, como os
petróleos Marlim, Marlim Sul, Jubarte e outros. Além disso, no mesmo Plano de
Negócios anteriormente mencionado, a Petrobras anuncia a previsão de ampliação de
sua capacidade de refino dos atuais 2.114 para 3.201 mil bpd, em 2015, incluindo as
refinarias no exterior. Nesse total, estão consideradas a Refinaria de Pernambuco, com
capacidade de 200 Mbpd, e também o COMPERJ, com capacidade de refinar 150
Mbpd, ambos projetos com início de operação previsto para 2012.
As projeções preliminares de mercado indicam a possibilidade de construção de um
segundo complexo petroquímico de porte semelhante ao do COMPERJ, para o período
2016-2020, ainda sem localização definida. Assim, tomando como base a capacidade de
produção do COMPERJ, é possível concluir que, até 2020, o potencial de produção de
eteno e propeno é de 2,6 milhões de toneladas e 1,76 milhão de toneladas,
respectivamente, a partir de óleos pesados.
A utilização de frações pesadas como matéria-prima petroquímica é uma alternativa que
tende a ser, cada vez mais, explorada nos próximos anos. Esta conclusão baseia-se nos
seguintes fatos:
1. o crescimento da oferta de nafta petroquímica e de gás natural (etano) tende a
não acompanhar o crescimento da demanda dessas matérias-primas. Este
desequilíbrio acarreta aumento de preços e impõe a busca de rotas alternativas;
2. a nafta petroquímica concorre com o mercado de gasolina e sofre pressão de alta
de preço durante a temporada de verão do hemisfério norte, época em que a
demanda de gasolina cresce acentuadamente;
3. o diferencial de preço entre o petróleo leve e o pesado está aumentando cada vez
mais pressionado pelo crescimento da demanda de derivados leves;
4. o petróleo pesado mais barato está viabilizando os investimentos necessários nas
refinarias para produção de produtos mais nobres e de maior valor agregado.
56
8. MATÉRIAS-PRIMAS ALTERNATIVAS
8.1 Introdução
O principal exemplo brasileiro de aproveitamento das matérias-primas renováveis é o
etanol ou álcool etílico (C2H6O), produzido, principalmente, a partir da cana-de-açúcar.
Sua maior aplicação é como combustível veicular. Segundo a ANFAVEA - Associação
Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores, atualmente, existem no Brasil cerca
de 2 milhões de carros flexfuel equipados com motores que funcionam com qualquer
mistura de álcool etílico e gasolina.
Além do uso como combustível, o etanol também pode ser empregado como precursor
para produção de intermediários petroquímicos como eteno, propeno e glicóis, entre
outros. As matérias-primas renováveis podem também ser aproveitadas pelo processo
de gaseificação de biomassa, que gera gás de síntese, igualmente importante na síntese
de intermediários petroquímicos.
Outro exemplo de matéria-prima renovável hoje em estudo é a glicerina, obtida como
subproduto na produção de biodiesel, que surge com destaque e também é objeto da
presente análise.
É importante ressaltar ainda a possibilidade de utilização de amido como matéria-prima
para produção de resinas termoplásticas. Vale lembrar que o amido é procedente da
mandioca, planta de relevância social e que pode vir a se tornar economicamente
importante no Brasil.
8.2 Etanol
Diversos produtos petroquímicos usualmente produzidos a partir de derivados de
petróleo também podem ser obtidos a partir do etanol. Um bom exemplo é o eteno,
principal produto básico da indústria petroquímica, que convencionalmente é produzido
a partir de nafta ou de gás natural. Além de eteno, outros produtos petroquímicos podem
ser obtidos a partir do etanol, como o butadieno e alguns compostos oxigenados.
A indústria brasileira desenvolveu a melhor tecnologia para produção de etanol, se
comparada a outros países que também utilizam a cana-de-açúcar para produção de
etanol, como é o caso da Austrália. Foram desenvolvidos 150 tipos diferentes de cana de
açúcar que estão adaptadas para os mais variados tipos de solos e climas. A tabela a
seguir mostra a composição química, em porcentagem mássica, das canas maduras,
normais e sadias.
57
Composição Química da Cana-de-Açúcar - Percentagem Mássica
Elemento
Porcentagem média e faixa habitual
Água
Açúcares
Sacarose
Glicose
Levulose
Fibras
Celulose
Lignina
Pentosa (xilana)
Goma da cana (arabana)
74,5 (55,0 - 75,0)
14,0 (12,0 - 18,0)
12,5 (11,0 - 18,0)
0,9 ( 0,2 - 1,0)
0,6 (90,0 - 0,6)
10,0 (8,0 - 14,0)
5,5
2,0
2,0
0,5
Cinzas
0,50 (0,40-0,80)
Fonte: Camargo, C.A; Ushima, A. H, et alli. “Conservação de Energia na Indústria do Açúcar
e do Álcool”, São Paulo, 1990. Governo do Estado de São Paulo.
A tabela acima apresenta os diversos compostos, presentes na cana-de-açúcar, que
poderiam ser aproveitados como matéria-prima petroquímica. Além desses, existem
outros subprodutos originados durante o processo de fermentação para produção de
etanol que também poderiam ser utilizados, como é o caso da glicerina, do ácido
succínico, dos álcoois amílicos, do isoamílico, do butílico e outros.
Um caso particularmente bem sucedido é o do ácido isoamílico, obtido da corrente de
fundo das destiladoras de álcool, conhecida por óleo fúsel, que tem emprego importante
na indústria de polímeros e de cosméticos. O ácido isoamílico é uma mistura racêmica
de 85% de 3-metil, 1- butanol e 15% de 2-metil, 1-butanol, com as seguintes aplicações:
•
Produção de acetato de isoamila na indústria de tintas e vernizes;
•
Reconstituição de óleos e essências na indústria cosmética;
•
Síntese de fragrâncias e aromas;
•
Produção de salicilato de isoamila;
•
Purificação do ácido fosfórico, agindo como solvente de extração;
•
Na indústria de plastificantes para a produção do DIAP (DiosoAmil Ftalato).
Atualmente, a indústria alcoolquímica se restringe à produção de ácido acético e seus
derivados como é o caso da empresa CAN – Cia Alcoolquímica Nacional, do grupo JB,
que atua na produção de acetato de vinila, em Pernambuco. Entretanto, diversos outros
produtos poderiam ser obtidos a partir deste insumo, como é demonstrado na figura a
seguir.
58
Matriz de Produtos Químicos Potencialmente Derivados do Etanol
Fonte: Filho, F.A.R.; “A Indústria Alcoolquímica no Brasil”. Rio de Janeiro, 1978. Petroquisa Documentação
Técnica.
Existe a necessidade de investimento em pesquisas para o desenvolvimento de novas
tecnologias para reduzir o custo da produção do álcool e tornar esta indústria mais
competitiva. Uma possibilidade seria, além do etanol proveniente do açúcar, aproveitar
os demais materiais presentes na palha e no bagaço de cana-de-açúcar para convertê-los
em etanol adicional, aumentando o rendimento do processo e reduzindo o impacto dessa
atividade sobre o meio ambiente. Neste sentido, uma alternativa promissora seria a
hidrólise enzimática do bagaço da cana-de-açúcar e a extração do etanol presente no
vinho, ou seja, do respectivo mosto fermentado.
No que se refere à obtenção de produtos químicos a partir do etanol, diversas
tecnologias foram desenvolvidas no Brasil nas décadas de 70 e 80. Como exemplo
pode-se destacar as seguintes tecnologias desenvolvidas pela Petrobras e por órgãos de
pesquisa governamentais, para a obtenção de derivados de etanol:
• Processo de Produção de eteno (Patente PI 77052560. Titular Petróleo Brasileiro
S.A. – Petrobras): (parceria Petrobras/Salgema);
• Produção de n-Butanol: (parceria Petrobras/Oxiteno - 1980);
59
•
•
Oxidação de etanol a ácido acético, acetaldeído e acetato de etila. (CNPq);
Oxidação de etanol a acetato de etila, éter etílico e eteno (INT–FINEP).
8.3 Gaseificação de Biomassa
A gaseificação de biomassa permite a obtenção de gás de síntese que pode ser utilizado
na produção de diversos produtos petroquímicos. A seguir, são apresentados alguns
exemplos de biomassa, comumente usadas no processo de gaseificação:
• Lenha, resíduos de serraria e movelarias;
• Produtos da cana, álcool etílico, bagaço;
• Resíduos agropecuários , florestais, industriais, casca de arroz e esterco;
• Carvão mineral;
• Óleos vegetais, palma, mamona, buriti;
• Resíduos urbano;
• etc.
A gaseificação de biomassa é um processo de conversão no qual o material sólido é
decomposto sob ação do calor em uma atmosfera pobre em oxigênio. A tabela a seguir
apresenta os principais processos de conversão de biomassa.
Principais Processos de Conversão de Biomassa em Combustível
Processos de conversão de Biomassa
Combustão
Fermentação
Gaseificação
Hidrólise
Pirólise
Biodigestão
Liquefação
Extração de óleos
Torrefação
Digestão
O próximo quadro apresenta uma comparação qualitativa de três dos processos
apontados acima: gaseificação, pirólise e carbonização, na produção de gás de síntese.
O rendimento do processo de gaseificação, nas condições estudadas, é maior.
Quadro Comparativo de Alguns Processos de Conversão de Biomassa
% Rendimento
%L %S %G
75
12
13
Processo
Temperatura
Tempo de residência
Pirólise rápida
moderada
curto
Carbonização
baixa
longo
30
35
35
Gaseificação
alta
longo
5
10
85
A qualidade do gás gerado depende intimamente do tipo de biomassa usada no processo
e também do tipo de gaseificador em operação. Além disso, há a influência de
contaminantes como o alcatrão, entre outros.
60
A produção do gás de síntese para uso no processo de Fischer – Tropsch, recebe a
denominação de BTL (Biomass to Liquids). É também possível a sua utilização na
produção de hidrogênio para alimentar células combustíveis. Outra possibilidade é a
produção do metanol e dimetil éter. Entretanto, hoje esta rota não é competitiva em
relação à rota baseada em combustíveis fósseis.
8.4 Glicerina
O Programa Nacional de Biodiesel tende a contribuir significativamente para a
diversificação da matriz energética brasileira e para o desenvolvimento de sinergias com
a Indústria Química. A tecnologia de produção do biodiesel já está consolidada. O
biodiesel é produzido pela reação de componentes do óleo vegetal ou gordura animal,
com etanol ou metanol. Um dos subprodutos gerados é a glicerina. Entretanto, o destino
a ser dado para esta glicerina produzida como co-produto ainda é uma preocupação.
Reação de Transesterificação do Triglicerídeo com Metanol
O
O
CH3 – O - C – R1
CH2 – O - C – R1
CH – O - C – R2
O
CH2 - OH
O
O
+
3 CH3OH
Metanol
Catalisador
CH
C
H3 – O - C – R2
+
O
CH - OH
CH2 - OH
Glicerina
CH2 – O - C – R3
Triglicerídeos
CH3 – O - C – R2
Mistura de Ésteres
Tradicionalmente, a glicerina vem sendo aplicada nos seguintes segmentos:
•
•
•
•
•
•
•
•
Na indústria de cosméticos;
Na indústria têxtil para ajustar e amaciar fios e tecidos, participando da
lubrificação do processamento de fibras durante a fiação e a tecelagem;
Como lubrificante para a maquinaria da indústria de alimentos;
Na manufatura de tintas à base de resinas;
Para adicionar flexibilidade às borrachas e plásticos;
Na manufatura de espumas flexíveis;
Na manufatura de dinamite e;
Na manufatura de peças de rádio e lâmpadas neon.
Com o desenvolvimento do programa de biodiesel, a oferta de glicerina tende ser maior
que a demanda atual do mercado brasileiro viabilizando a produção de diversos
produtos derivados da glicerina, tais como o ácido acrílico, o 1,3-Propanodiol, o
etilenoglicol/metanol, a poliglicerina, o carbonato de glicerina, os derivados acetilados,
os plastificantes para PVC e os aditivos para combustíveis.
61
8.5 Aspectos Econômicos
O Brasil é o maior produtor de cana-de-açúcar do mundo. Na safra de 2004-2005 foram
produzidos 373 milhões de toneladas de cana em uma área aproximada de 5,3 milhões
de hectares, o que se traduz em uma produtividade média de 70 toneladas por hectare.
Produção Mundial de Cana-de-Açúcar
Área
(1.000
hectares)
Produtividade
Média
(toneladas/hectares)
Produção
(1.000
toneladas)
Brasil
5.350
70
373.000
Índia
3.500
62
240.000
China
1.410
64
90.750
Tailândia
1.020
59
60.000
Paquistão
945
50
47.038
México
610
75
45.500
Austrália
408
94
38.250
Colombia
396
82
32.350
Cuba
792
34
27.000
Filipinas
381
67
25.478
Estados unidos
363
69
25.141
Indonésia
340
72
24.600
África do Sul
325
62
20.250
20.410
66
1.346.000
País
Total Mundial
Fonte: FAPRI 2005.
Os custos agrícolas no Brasil são da ordem de US$ 900/hectare ano. Admitindo-se uma
produtividade média, em base seca, de 30 toneladas por hectare ano chega-se a um custo
médio de produção de aproximadamente US$ 30 por tonelada base seca.
Em 2006, foram produzidos cerca de 26 milhões de toneladas de açúcar e 16 milhões de
m³ de álcool, sendo 13,5 milhões de toneladas de álcool destinados ao mercado interno
e 2,6 milhões para exportação. (A produção mundial de etanol é da ordem de 50
milhões de m³).
O álcool pode ser obtido da cana-de-açúcar de duas maneiras:
1) Como subproduto do açúcar: o álcool é produzido pela fermentação do melaço
residual. Nesse caso, uma tonelada de cana produz aproximadamente 90 kg de
açúcar e 12 litros de álcool a partir do melaço.
2) Diretamente da cana: o álcool é obtido pela fermentação de toda a cana
processada, sem produção de açúcar. Nesse caso, obtem-se aproximadamente 80
litros de álcool por tonelada de cana.
62
O Brasil produz atualmente cerca de 30 milhões de toneladas de açúcar, o que
corresponde a um potencial de 4 milhões de m³ de álcool como sub-produto. Na
realidade, isso não ocorre na prática porque nem todas as usinas possuem instalações
para destilar o melaço e a produção efetiva de álcool sub-produto é menor. Como na
última safra a produção total de álcool foi da ordem de 17 milhões de m³, pode-se dizer
que pelo menos 13 milhões de m³ foram obtidos diretamente da cana (destilarias
autônomas).
Outro fator importante, na avaliação da viabilidade da utilização de biomassa em larga
escala é a necessidade de área agrícola. Por exemplo, tomando-se por base uma
produtividade de 70 toneladas de cana por hectare e uma produção de álcool da ordem
de 80 litros por tonelada de cana, para a produção de 1 milhão de toneladas de eteno
seria necessária uma área de plantio da ordem de 400.000 hectares. Ou seja, para
produzir o equivalente a atual capacidade brasileira de eteno, da ordem de 3,5 milhões
de toneladas por ano, seriam necessários cerca de 7,7 milhões de m³ de álcool e uma
área de 1,4 milhão de hectare, isto é, cerca de 25% de toda a área de cana plantada
atualmente.
8.5.1 Biocombustíveis
A biomassa constitui uma alternativa concreta para a produção de combustíveis ou,
dentro de certos limites, de produtos químicos. O etanol derivado de grãos ou de cana
de açúcar e o biodiesel produzido de sementes oleaginosas são os principais
combustíveis alternativos aos derivados de petróleo e as tecnologias envolvidas são
bastante conhecidas. Os custos de produção, no entanto, ainda são relativamente
elevados e constituem a principal barreira para uma comercialização mais extensa.
O custo da matéria-prima de origem agrícola é o maior componente dos custos totais de
produção. Embora estes custos já estejam sendo progressivamente reduzidos, existe
ainda um significativo potencial de melhoria com base no aproveitamento integral da
biomassa, em novos desenvolvimentos tecnológicos e no aumento do tamanho
econômico das instalações. Sem falar do bagaço, as folhas e as pontas de palha
produzidas durante a colheita representam cerca de 40% da massa total de cana A
capacidade da unidade tem um efeito grande no custo de produção; por isso, a maioria
das novas unidades tem capacidade maior do que 100.000 m³ de álcool por ano. No caso
do etanol, há uma grande expectativa na inovação resultante da hidrólise enzimática da
celulose.
O custo de produção de biocombustíveis é menor nas regiões tropicais e o Brasil é
certamente o produtor de mais baixo custo no mundo. A IEA – Agência Internacional
de Energia comparou recentemente o custo de produção de etanol e biodiesel nos
Estados Unidos, na Europa e no Brasil, mostrando a grande vantagem de custo da
produção brasileira. Nesse estudo, a IEA mostrou que o custo de produção de etanol nos
Estados Unidos, em grandes unidades de conversão, é da ordem de US$ 0,29/litro ou
US$ 0,43/litro de gasolina equivalente. Na mesma época, o custo de produção de
gasolina, ex-refinaria, era da ordem de US$ 0,18 a US$ 0,29/litro, dependendo do preço
do petróleo e de outros fatores.
A seguir, é apresentada, como ilustração, uma tabela comparativa de custos de produção
de etanol a partir de cana (Brasil), beterraba (Europa) e milho (USA).
63
Etanol – Custo Comparativo de Produção
(US$/litro)
USA - milho
EUROPA - beterraba
BRASIL - cana
0,23
0,20 – 0,32
0,13
(0,11)
(0,00 – 0,01)
Custo líquido
0,13
0,20 – 0,31
Custos operacionais
0,11
0,22 – 0,28
0,04
Custos de capital
0,05
-
0,06
Custo total
0,29
0,42 – 0,60
0,23
Gasolina-equivalente
0,43
0,63 – 0,90
0,34
Matéria-prima
Crédito co-produtos
Fonte: Lew Fulton, Biofuel Costs and Market Impacts in the Transport Sector, IEA, 2005.
8.5.2 Alcoolquímica
A chamada alcoolquímica consiste essencialmente de duas linhas de produção: “eteno e
seus derivados” e “ácido acético e seus derivados”. Há, na verdade, linhas de produção
menos importantes e adotadas, historicamente no Brasil, em unidades específicas e de
baixa capacidade de produção: a) obtenção de octanol e n-butanol (planta, agora
desativada, da Elekeiroz), caracterizada por expressivo número de etapas químicas e de
operações de separação/purificação de produtos, resultando em elevados custos de
produção e alto consumo energético; b) obtenção de butadieno (praticada, de 1965 a
1971, na antiga COPERBO), com as mesmas características da linha anterior; e c)
obtenção de produtos diversos, onde invariavelmente o volume de produção e o
consumo de etanol são muito baixos, seja pelo mercado, seja porque o álcool etílico não
é a matéria-prima principal: éter etílico, cloreto de etila, etilaminas e outros. Assim, a
base econômica da alcoolquímica reside no custo da produção de eteno e de ácido
acético a partir do etanol. Daí em diante, a química do eteno ou do ácido acético é a
mesma, qualquer que tenha sido a sua origem, alcoolquímica ou petroquímica.
O Brasil durante muitos anos produziu eteno e ácido acético de álcool etílico. Nas
décadas de 60 e 70, a Solvay, a Union Carbide e a Koppers produziram eteno de álcool
e, a partir dele, polietileno, estireno, PVC, etc. Estas unidades, contudo, tornaram-se
anti-econômicas, e foram desativadas, com a instalação, na década de 70, dos grandes
complexos petroquímicos, que passaram a produzir eteno de nafta em grande escala.
Mais tarde, após a instituição do Programa Nacional do Álcool (1975), a produção de
eteno alcoolquímico voltou a suscitar interesse, registrando-se nesta época (década de
80) a produção de eteno de álcool em uma nova unidade operada pela Salgema. Do
mesmo modo, a Rhone-Poulenc (Rhodia) e outras empresas implantaram, nas décadas
de 60 a 80, unidades para a produção de ácido acético e seus derivados a partir do
etanol.
A experiência brasileira mostrou que a produção de derivados acéticos, a partir do
etanol, era competitiva com outras rotas, enquanto que a fabricação de etileno não o era.
Isso se deve em grande parte ao fato de que a passagem do etanol (já parcialmente
oxidado) para eteno requer consumo adicional de energia e acarreta perda de massa sob
a forma de água. Por isso, durante algum tempo, o álcool destinado à indústria química
no Brasil era subsidiado pelo governo, referenciando-o inicialmente ao preço do etileno
64
(35%) e, mais tarde, ao preço da nafta. Atualmente, embora o preço do petróleo tenha
subido muito, as condições de competitividade da alcoolquímica pouco mudaram.
A seguir, é apresentado um exercício de cálculo, com a estrutura de preços vigente,
mostrando a competitividade relativa de rotas alcoolquímicas comparadas com outras
petroquímicas, na produção de eteno e ácido acético.
Análise Comparativa de Rotas Alcoolquímicas versus Petroquímicas
Ácido acético
Produto e Processo
Unidade
Eteno
rota-Cana
(1)
rota-
rota-
Etanol
Metanol (2)
Etanol
rota-Cana
(1)
Etano (3)
Mil toneladas
500
232
500
500
108
1.000
US$ MM
189
367
586
159
311
1.168
- ISBL
US$ MM
121
232
335
95
195
666
- OSBL
US$ MM
44
87
175
43
76
350
- Outros
US$ MM
25
48
76
21
40
152
Custos Variáveis (CV)
US$ MM/ano
282
66
156
561
66
550
- Matérias-primas e
combustível
US$ MM/ano
270
64
145
551
64
540
US$ MM/ano
12
2
11
10
2
10
US$ MM/ano
11
16
24
10
14
51
- Mão-de-obra e materiais
US$ MM/ano
9
12
18
8
11
40
- Seguros e taxas
US$ MM/ano
2
4
6
2
3
11
Custo Desembolsável
(CD=CV+CF)
US$ MM/ano
293
82
180
571
80
601
Depreciação (D)
US$ MM/ano
19
37
59
16
31
117
Custo Total (CT)
US$ MM/ano
312
119
239
587
111
718
Faturamento (F)
US$ MM/ano
450
241
450
553
158
1.080
- Ácido acético
US$ MM/ano
450
209
450
-
-
-
- Eteno
US$ MM/ano
-
-
-
540
116
1.080
- Energia elétrica
US$ MM/ano
-
32
-
13
42
-
Lucro Bruto (LB=F-CT)
US$ MM/ano
138
122
211
-36
47
362
Imposto de Renda (IR)
US$ MM/ano
48
43
74
0
16
127
Lucro Líquido (LL=LB-IR)
US$ MM/ano
90
79
137
-36
31
235
Geração de Caixa
(GC=LL+D)
US$ MM/ano
109
116
196
-20
62
352
% a.a.
57,8
31,7
33,3
-12,4
19,9
30,2
Capacidade
Investimento Total (IT)
- Outros
Custos Fixos
Desembolsáveis (CF)
Retorno sobre o IT (ROI)
rota-
rota-
(1) Pressupõe geração de energia elétrica e vapor de alta pressão a partir das fibras contidas na cana de
açúcar. (2) Considera-se produção cativa de monóxido de carbono a partir de gás natural e compra de
metanol de terceiros. (3) Etano a US$ 420/tonelada (Brasil).
Nota: Para efeito dos cálculos, foram considerados os seguintes preços: etanol hidratado (US$576/t),
etano (US$420/t), gás natural (US$360/t), eteno (US$1.080/t), ácido acético (US$900/t), cana-de-açúcar
(US$20,2/t), pontas & palhas (US$10,2/t), petróleo Brent (US$60/barril) e energia elétrica (US$60/Mwh).
65
9. COMENTÁRIOS FINAIS E CONCLUSÕES
Com base nos estudos feitos, pode-se dizer que o cenário das matérias primas
petroquímicas não mudou muito no Brasil, em sua essência, desde o início da presente
década até agora. As matérias-primas continuam limitadas e o atendimento futuro das
suas necessidades só poderá ser feito por meio da diversificação das suas fontes, já que,
isoladamente, nenhuma delas poderá atender adequadamente à demanda global do País.
No momento, esse cenário é agravado pela elevação dos preços de petróleo (e
consequentemente da nafta petroquímica) e do gás natural, cuja evolução no futuro
próximo é pelo menos incerta.
Por outro lado, em termos mundiais, está havendo um direcionamento preferencial dos
novos projetos para o Oriente Médio (baixo custo de matéria-prima) e, em menor
escala, para a Ásia (China), onde o crescimento da demanda continua em ritmo
acelerado. Essa tendência ocasionará certamente uma mudança substancial nos padrões
do comércio mundial de produtos petroquímicos.
Internamente, a expansão do mercado petroquímico perdeu impulso nos últimos anos,
mas o País ainda possui um grande potencial de crescimento, já que o consumo per
capita continua inferior ao observado em outros paises, inclusive da América Latina,
como o Chile e o México.
Adotando-se um cenário macroeconômico para o período 2008 – 2020 e com base no
desempenho histórico da cadeia petroquímica, foi feita uma estimativa da demanda dos
principais petroquímicos básicos, cujo resultado está resumido na tabela a seguir:
Consumo de Petroquímicos Básicos
(em mil toneladas/ano)
eteno
ano
propeno
benzeno
(1)
(2)
(1)
(2)
(1)
(2)
2010
3.134
3.917
2.112
2.346
870
916
2015
4.136
5.170
2.992
3.325
1.099
1.157
2020
5.498
6.873
4.257
4.730
1.400
1.474
(1) mercado interno
(2) mercado interno + exportações via derivados
A oferta futura, levando-se em conta apenas o desgargalamento das atuais instalações e
os projetos em execução, mostrou-se insuficiente para o atendimento da demanda no
final do período analisado. O atendimento do crescimento dessa demanda poderá ser
realizado utilizando-se matérias-primas pesadas, por meio da implantação de um novo
complexo do tipo COMPERJ, já em estudo pela Petrobras.
Os balanços entre oferta e demanda foram graficamente explicitados, mostrando-se que
em 2020 os déficits poderão atingir 1,9 milhão de toneladas para o eteno e 1,5 milhão de
toneladas para o propeno. Quanto ao benzeno, a entrada em operação do COMPERJ Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro aumentará o excedente exportável do País.
66
Foi feita uma análise particular das matérias primas destinadas ao setor de elastômeros e
de fibras sintéticas. No caso das fibras sintéticas, os petroquímicos básicos envolvidos
são eteno, propeno, benzeno e p-xileno. Admitiu-se que o consumo de fibras de
poliéster acompanhe a taxa média de crescimento do PIB, de 4,5% a.a., enquanto os
consumos de fibras de náilon e o de fibras acrílicas teriam crescimento modesto de,
respectivamente, 1% a.a. e 2,3% a.a.. Chegou-se aos seguintes valores para a demanda
de petroquímicos básicos equivalentes, em toneladas:
Demanda de Petroquímicos Básicos Equivalente para Fibras Sintéticas
(em toneladas/ano)
ano
eteno
propeno
benzeno
p-xileno
2010
130.459
40.019
56.121
178.873
2015
158.501
44.838
58.410
212.253
2020
194.363
50.237
60.945
256.260
O balanço de p-xileno, no período analisado, deverá apresentar um comportamento
singular. Até 2006, a produção nacional atendeu a demanda interna para a produção de
DMT e, pelo menos parcialmente, para a produção de TPA. No próximo ano, porém,
com a paralisação da planta de DMT e a opção pela importação direta de TPA, deverá
haver um excedente exportável de cerca de 200.000 toneladas de p-xileno. Essa situação
só se inverterá em 2009, pois, com a entrada em operação da unidade de TPA da
Petroquímica Suape, que consumirá o equivalente a 430.000 toneladas de p-xileno, a
oferta do produto passará a ser insuficiente em cerca de 227.000 toneladas/ano. Outra
inversão deverá ocorrer a partir de 2012, quando o COMPERJ começar a produzir
700.000 toneladas/ano de p-xileno, gerando um excedente exportável superior a
100.000 toneladas/ano.
Quanto aos elastômeros, o butadieno é a matéria-prima relevante. Supondo-se que o
consumo dos diversos tipos de elastômeros acompanhe o crescimento do PIB, chegouse a uma demanda de butadieno de 593 mil toneladas em 2020. A oferta dessa matériaprima é hoje da ordem de 374 mil toneladas/ano, passando em 2012, com o início de
operação do COMPERJ, para 524 mil toneladas/ano, ainda insuficiente para atender a
demanda interna estimada para 2020.
A seguir, tendo em vista o panorama de demanda projetada de petroquímicos básicos
até 2020, foi feita uma análise das principais matérias-primas que, a priore, poderiam
ser utilizadas no período considerado.
Com relação ao gás natural, as reservas brasileiras provadas ainda são muito modestas.
Mesmo assim, para os consumidores de gás seco (amônia, metanol, etc.), o problema
não reside propriamente nos volumes requeridos, mas sim nas condições de
fornecimento, em face da competição internacional comandada por países com largos
excedentes de gás natural.
Já para a produção de olefinas, como o eteno, a exigência de grandes quantidades de gás
natural em um mesmo local e com teor elevado da fração a ser utilizada (etano), torna
muito difícil a instalação de unidades de grande porte em condições normais. Não
67
obstante, em situações específicas, em escala menor, é possível aumentar a oferta de
eteno com a ampliação ou a construção de novas unidades com base em gás natural.
O gás de refinaria, também denominado hidrocarboneto leve de refinaria (HLR), é uma
matéria-prima adequada para a produção de olefinas. Ele possui de 10 a 25% de etano e
eteno em sua composição, o que o torna atraente como matéria-prima, mas, devido a
razões de quantidade e de logística, seu aproveitamento se restringe à complementação
de produção em instalações próximas de refinarias dotadas de grande capacidade de
craqueamento. Além disso, como ele é normalmente usado como combustível na
própria refinaria de origem, seu uso para outros fins requer a sua substituição por gás
natural. Essa é a razão pela qual, no Brasil, somente a PQU está implementando um
projeto para o uso de HLR produzido nas refinarias RECAP e REVAP.
A nafta petroquímica é a matéria-prima mais usada no Brasil para a fabricação de
olefinas. Entretanto, a produção nacional de nafta é hoje insuficiente para atender à
demanda das Centrais Petroquímicas. Atualmente, cerca de 35% da demanda é atendida
por importações de nafta ou condensados.
O balanço da disponibilidade de nafta para o período 2006 – 2020 mostra que a oferta
interna vai aumentar em função do crescimento da capacidade de refino. Não obstante,
as importações de nafta e de condensados deverão continuar, apesar da instalação de
novas refinarias. Isso se deve ao fato de que grande parte da nafta produzida nas
refinarias brasileiras é destinada ao “pool” de gasolina e, também, em razão do aumento
de processamento de óleos pesados de origem nacional. Estima-se que o déficit de nafta
atinja o patamar de 4,6 milhões de toneladas em 2010 e seja da ordem de 2,2 milhões de
toneladas em 2020. Esse déficit deverá ser coberto pela importação de nafta e de
condensados, sem que se antevejam maiores restrições no mercado internacional.
A utilização de frações pesadas para a produção de olefinas leves é atualmente um
caminho alternativo para atenuar a insuficiência de nafta e de gás natural. No caso
brasileiro, essa alternativa está se concretizando através do COMPERJ - Complexo
Petroquímico do Rio de Janeiro. Baseado no processamento de 150.000 bpd de cru
pesado nacional (Marlim), o Complexo deverá produzir 1,3 milhão de toneladas ano de
eteno, 881 mil toneladas ano de propeno e 608 mil toneladas ano de benzeno, além de
outros produtos químicos e combustíveis.
Essa inovação deverá contribuir fortemente para ajustar o balanço de oferta e demanda
de petroquímicos básicos no período analisado. No Brasil, as perspectivas de expansão
da fabricação de produtos petroquímicos, utilizando-se óleos pesados, são bastante
favoráveis, tendo em vista a previsão da Petrobras de aumento de produção de óleos
dessa natureza. Se as condições de mercado forem propícias, existe até a possibilidade
de construção de outro complexo semelhante ao do Rio, no final do período em análise.
A biomassa constitui-se alternativa concreta para a produção de combustíveis e, dentro
de certos limites, de produtos químicos. O Brasil possui antiga experiência na produção
de eteno e de ácido acético a partir do etanol e a tecnologia envolvida é bastante
conhecida. A experiência passada mostrou que a produção de derivados acéticos era
bastante competitiva, enquanto que a de etileno não.
68
Durante alguns anos, o preço do álcool, para uso na indústria química, era subsidiado,
mas a produção de eteno de álcool foi interrompida com a implantação dos grandes
complexos petroquímicos a partir de nafta.
Os cálculos refeitos agora, nas condições de custo atuais, mostram que essa situação
substancialmente não mudou. Existe, porém, um significativo potencial de redução de
custo, principalmente na parte agrícola, com base no aproveitamento integral da
biomassa, em novos desenvolvimentos tecnológicos e no aumento da escala das
instalações. Isso cria uma expectativa favorável à biomassa, principalmente nos
empreendimentos que integram a parte agrícola com a industrial.
Em suma:
- A disponibilidade de matérias-primas petroquímicas no Brasil, no período 2008-2020,
será limitada e as expansões de produção deverão se apoiar em fontes diversificadas.
- A oferta de nafta deverá crescer, mas não o suficiente para atender totalmente a
demanda petroquímica, apesar dos acréscimos na capacidade de refino. Ao contrário, as
importações de nafta e condensados deverão continuar crescendo. Especificamente em
relação à nafta, o déficit deverá atingir o patamar de 4,6 milhões de toneladas em 2010
e, ainda, da ordem de 2,2 milhões de toneladas em 2020.
- A contribuição do gás natural e do gás de refinaria para o atendimento da demanda
futura poderá ser significativa, mas não deverá haver novas instalações de etileno, de
grande porte, com base nessas matérias-primas.
- Com a incorporação de novas tecnologias fundamentadas no FCC-Petroquímico, as
frações pesadas passam a ser um segmento importante entre as fontes alternativas de
matérias-primas.
- A biomassa pode ser também uma outra alternativa, limitada por razões de ordem
econômica. Existe, entretanto, um significativo potencial de redução de custos, com
base no aproveitamento integral da biomassa, em melhoramentos tecnológicos e no
aumento da escala de produção.
PS: Após a conclusão desse estudo, a Petrobras anunciou a descoberta de um
mega campo na Bacia de Santos, o que certamente trará novas perspectivas para
o futuro.
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