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ARefi naria Abreu e Lima começa a aliviar um dos desafi os da Petrobras – e do país: o abastecimento do mercado interno. Só alivia. Para suprir as neces-

sidades, ainda será necessário importar combustíveis. Ape-nas para atender a demanda por diesel, hoje próxima de 1 milhão de barris diários, a Petrobras precisa trazer de fora 180 mil barris por dia. A Rnest, operando a plena carga, tem capacidade para produzir 160 mil barris de diesel por dia. A lacuna fi ca ainda maior quando são projetadas a demanda e a oferta até 2023 – ano em que o consumo de diesel deve saltar para 1,3 milhão de barris por dia, segundo as previsões da Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE. Mas só haverá mais uma refi naria, o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro, que adiciona 70 mil barris de diesel à oferta.

Quando são somados todos os derivados que precisarão ser importados, o défi cit passará de 700 mil barris dia. Hoje o país importa em média 540 mil barris de derivados – principalmen-te diesel, nafta, GLP e gasolina – e exporta 240 mil barris – óleo combustível e combustíveis e lubrifi cantes para aeronaves e navios representam mais de 80% desse volume. Para manter a dependência externa próxima de zero, o país necessitará de pelo menos mais duas refi narias, com capacidade de 200 mil barris/dia cada – além de equacionar um segundo trem para o Comperj, que teria capacidade de 300 mil barris/dia.

Tudo contra

O parque nacional de refi no é formado atualmente por treze refi narias da Petrobras e quatro refi narias privadas, com capacidade de processamento da ordem de 2,3 milhões de

barris por dia. Em qualquer mercado aberto, não faltariam interessados em construir novas refi narias –nenhum deles, no entanto, se anima a disputar espaço com um concorrente que detém 99% do mercado e seus preços de realização não acompanham os custos do petróleo. Para complicar, o preju-ízo causado pela venda de combustíveis precifi cados abaixo dos custos de importação tirou da Petrobras o fôlego para erguer as duas refi narias que resolveriam esse défi cit e ainda transformariam o país em exportador de derivados. Segundo cálculos do Grupo de Economia e Energia da UFRJ, entre 2011 e 2014 a Petrobras acumulou perdas de 98 R$ bilhões com a disparidade de preços, e precisaria passar 13 meses vendendo gasolina e diesel mais caros para recuperar as per-das. “Esse modelo, em que apenas uma empresa tem oportu-nidade de negócios no segmento de refi no, não é bom para o país. Os projetos das refi narias Premium estão sendo aban-donados, não existe a perspectiva de que outras empresas se interessem por eles, e a Petrobras não consegue recuperar o dinheiro que já gastou. Em um mercado aberto, a Petrobras não faria o write off, mas buscaria sócios ou venderia esses projetos para outras empresas”, destaca o professor Edmar de Almeida, do Instituto de Economia da UFRJ.

As duas refi narias Premium – que seriam erguidas no Ma-ranhão e no Ceará – começaram a ser planejadas em 2008, sob a justifi cativa de agregar valor ao excedente de petróleo extra-ído do pré-sal – ao invés de exportar petróleo cru, a Petrobras venderia derivados de maior valor no mercado internacional. A Premium I, no Maranhão, teria capacidade para processar 600 mil barris por dia, e a Premium II, no Ceará, 300 mil bar-

A (necessária) expansão do parque refinador

Matéria de Capa

10 no 360Petro & Química

País precisará ampliar produção de derivados – mas faltam interessados em construir novas refinarias

Rnest: primeiro trem da refinaria começou a operar em dezembro do ano passado – mas com

capacidade limitada por falta de Unidade de Abatimento de Emissões Atmosféricas

Luciana Ourique / Agencia Petrobras

Flavio Bosco

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no 360 Petro & Química 11

ris. Com a disparada na demanda por combustíveis, as duas passaram a ser consideradas para abastecimento do mercado interno. A primeira entraria em operação no fi nal de 2018 e a segunda um ano depois. Agora a Petrobras decidiu abandonar os dois projetos, depois de gastar R$ 2,7 bilhões.

A notícia decepcionou a cadeia fornecedora de equipa-mentos e serviços. “No ano passado fechamos aproxima-damente R$ 8 bilhões em vendas para o setor de petróleo e gás, a maior parte para os projetos de refi no. Esse cancela-mento chega para nós como uma péssima notícia. Ficamos sem perspectivas de novas encomendas no curto e no mé-dio prazo”, reclama o presidente executivo da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos, José Velloso Dias Cardoso.

E caso decidisse levar adiante as refi narias Premium, a Petrobras precisaria resolver outro impasse: as EPCistas nacionais que vêm tocando as obras em andamento – e que, portanto, teriam expertise para executar os novos projetos – estão proibidas pela própria companhia de participar de novas licitações por terem sido citadas nas investigações da Operação Lava Jato. Abrir a licitação a empresas inter-nacionais – opção já adotada pela Petrobras para a cons-trução dos módulos dos FPSOs replicantes que estavam sendo fabricados pela Iesa – importará novos parâmetros de produtividade e fomentará a ascensão de novas EPCistas e a associação de grandes engenharias internacionais com empresas nacionais. Há, no entanto, o risco de redução dos índices de conteúdo local nos empreendimentos.

Cancelar os dois projetos pode ter sido a decisão mais acertada. Mesmo depois de revisadas, as duas refi narias não conseguiam demonstrar economicidade nem atrair interes-sados em entrar como sócios no negócio. “Para o custo que elas estavam atingindo – inexplicável pelo lado da engenha-ria – com uma capacidade que não era ótima e uma localiza-ção muito menos ótima para atender ao sistema de abaste-cimento nos próximos anos, a interrupção dos projetos das refi narias Premium foi uma decisão acertada. Equivocada é a não expansão do parque refi nador brasileiro”, explica o professor Alexandre Salem Szklo, do Programa de Planeja-mento Energético da Coppe/UFRJ.

Pelos seus cálculos, até 2035 o país precisará adicionar 800 mil barris à capacidade instalada – nesse número estão somados o segundo trem da Rnest, com 115 mil barris, um segundo trem para o Comperj, de 300 mil barris, e mais duas novas refi narias, na região Nordeste e na região Sudeste, com capacidade para processar 200 mil barris por dia cada.

Nas primeiras entrevistas concedidas após assumir o comando da Petrobras, Aldemir Bendine confi rmou que o plano de investimentos sofrerá cortes, para se adequar à co-tação do petróleo e a difi culdade de captar recursos. A prio-ridade será dada aos projetos mais rentáveis – o que coloca o refi no em desvantagem perante a exploração e produção de petróleo. Resta saber em qual ritmo serão tocados o se-gundo trem da Rnest e o Comperj.

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Análise“A Petrobras tem que voltar à estaca zero na definição de sua estratégia para como expandir de forma rentável seu sistema de refino”

Nome

Svein Harald Øygard

Cargo

Diretor do escritório da

McKinsey & Company no

Rio de Janeiro

Com os investimentos em expansão fora das prioridades, o Brasil continuará importan-do derivados para abastecer o mercado inter-no. As oportunidades para desenvolvimento industrial foram perdidas e entre os ciclos os produtos serão precifi cados de acordo com o custo de importação. Se serve de consolo, o excesso de capacidade nas refi narias euro-peias e americanas deverá inundar a região do Atlântico. “O mais provável é que esses produtos possam ser adquiridos pelo Brasil ao custo de refi no internacional, que é cerca de metade do custo dos mais recentes projetos de refi no no país”, avalia o diretor do escritório da McKinsey & Company no Rio de Janeiro, Svein Harald Øygard.

Há 20 anos na consultoria, Øygard atua principalmente na área de petróleo e gás – tendo participado do desenvolvimento do McKinsey´s Global Gas and Oil Supply & Demand. Atualmente lidera os trabalhos desse setor na América Latina. Antes de entrar para a consultoria, atuou como vice-ministro das Finanças da Noruega. Também comandou o Banco Central da Islândia, em 2009.

Na sua análise, a Petrobras deve agora se concentrar em otimizar suas refi narias, tanto em desempenho operacional como em segurança e custos. Além disso, precisa suprir suas necessi-dades por produtos da forma mais efi ciente o possível na região do Atlântico – dado o volu-me das importações e as considerações sobre segurança de suprimento, a companhia talvez tenha até que rever alguns de seus possíveis in-vestimentos em logística e terminais, abrindo

espaço para agentes privados. “Em paralelo, a companhia tem que voltar à estaca zero na de-fi nição de sua estratégia para como expandir de forma rentável seu sistema de refi no. Ela é uma companhia muito competente tecnicamente, por isso deve ter sucesso nesse trabalho. E isso precisa se tornar uma prioridade. Caso contrá-rio, a Petrobras vai acabar vendendo petróleo cru para a China, competindo com o Oriente Médio e África, ao mesmo tempo que entrega um grande mercado de crescimento no próprio Brasil para refi narias americanas e talvez até europeias”.

As consultorias projetam que, no longo

prazo, os preços serão menores do que os

registrados no primeiro semestre deste ano.

Qual seria a consequência para o setor de

refi no?

Refi narias são, a grosso modo, uma ativi-dade de transformação, à medida que converte petróleo cru em produtos e, em geral, os preços do petróleo e dos produtos fl utuam em paralelo. Uma exceção a essa regra é o Brasil, onde os preços domésticos têm sido, historicamente, di-luídos. Eles sobem menos que os internacionais quando o preço do petróleo está alto e caem menos quando o petróleo está mais barato. Com baixos preços do petróleo e uma demanda estrutural por importações, é de esperar maior liquidez no mercado ampliando alternativas de suprimento. Por fi m, o crescimento da de-manda vai ser maior num ambiente de preços menores.

Quais agentes se benefi ciarão neste ce-

nário?

A Petrobras pode ter algum ganho no curto prazo, uma vez que é uma importa-dora líquida, dado que a produção brasileira continua abaixo do consumo do país. Nesse momento, a política de diluir os impactos externos sobre os preços está benefi ciando a Petrobras, já que o pagamento de royalties à empresa acompanha os preços internacio-nais. No longo prazo, a Petrobras natural-mente vai se benefi ciar de cotações mais ele-vadas do petróleo cru. Importadores podem se benefi ciar, mas as restrições logísticas reduzem sua capacidade de importar grandes volumes de combustíveis

Por qual motivo os grandes refi nado-

res globais não têm interesse em investir

no Brasil?

Vemos três razões para isso. A primeira é que o mundo – e em especial o mundo oci-dental – tem excesso de capacidade de refi no. A demanda, na verdade, caiu nos últimos dez anos nos EUA e na Europa. Assim, você só constrói se há uma oportunidade de negócio. Em segundo lugar, os preços dos derivados brasileiros têm vida própria, parcialmente desligados do preço internacional do petró-leo. Um risco é que preços altos do petróleo não sejam refl etidos no mercado. Por fi m, o Brasil não tem sido competitivo em termos de custos (tanto capex como opex). A Índia constrói suas refi narias com custo de US$ 15 mil por barril de capacidade; os EUA, fazem o mesmo com custo entre US$ 20 mil e US$ 25 mil por barril de capacidade. No Brasil, isso está em mais de US$ 50 mil por barril de capacidade. Isso pode ser mudado, mas será necessário um grande esforço.

Como a inserção de novas tecnologias

mudará a demanda de combustíveis?

Vemos um dramático aumento na efi -ciência dos combustíveis em veículos dos principais fabricantes, com melhores moto-res levando à redução na demanda total em mercados maduros – para cerca de 1% a 2% ao ano. Tecnologias híbridas e veículos elétricos contribuem para isso. Em meu país natal, a Noruega, o carro mais vendido em 2014 foi um veículo elétrico, e seis ou sete dos automóveis mais vendidos no ano tinham motores elétricos ou híbridos. O Brasil e ou-tros países emergentes ainda têm o poten-cial para elevar o consumo de combustíveis dado que a penetração do automóvel nesses mercados ainda é pequena em comparação a países desenvolvidos. Muitos carros no Bra-sil são de categoria popular, com pequenos motores enquanto a nova classe média está trocando seus carros por veículos mais novos e de classe superior. Mas, como o país não tem incentivos para automóveis híbridos, sua participação ainda é restrita.

Refinarias mais sustentáveisEncontrar o nome da Petrobras em uma notícia positiva

tornou-se algo tão difícil quanto converter petróleo pesado em gasolina. Mas não é impossível. No ano passado suas refi narias bateram recorde de produção e deram sua contri-buição para amenizar dois problemas enfrentados pelo país: o défi cit hídrico e o risco de apagão elétrico.

De 2011 a 2014, o índice de reuso de água saltou de 20,32 bilhões para 23,31 bilhões de litros – volume que equivale a 3% de toda água consumida pelas refi narias da companhia. As ações de reúso envolvem tanto projetos de investimento quanto ações de mudança em procedimentos operacionais visando maior recuperação de água e inicia-tivas que proporcionaram maior efi ciência no uso de água e vapor. Essas medidas fi zeram com que, nos últimos três anos, a relação entre a quantidade de água consumida e o volume de petróleo processado reduzisse em 12,5%: em 2011, 1 m³ de água era necessário para o refi no de 0,98 m³ de petróleo. Em 2014, o índice é de 1,12 m³ de petróleo refi nados para cada m³ de água consumido.

As ações voltadas a efi ciência energética implementa-das nos últimos cinco anos resultaram em uma economia de energia que representa hoje aproximadamente 2,5 milhões de barris de óleo equivalente por ano, ou 15 mil terajoules no ano (TJ/a). São iniciativas como a otimização do sistema de geração e distribuição de energia elétrica e vapor, me-lhoria do desempenho energético dos fornos e caldeiras, e apuração e implementação de oportunidades operacionais e de investimentos em efi ciência energética. O resultado re-presenta também uma redução de aproximadamente 5,2% na intensidade energética das operações de refi no – com uma diminuição estimada em 3 mil toneladas por dia na emissão de CO

2.

Em uma unidade protótipo de craqueamento catalíti-co fl uido - FCC na Unidade de Industrialização do Xisto – SIX, no Paraná, a Petrobras está testando o processo de oxi-combustão – que se mostrou economicamente mais vi-ável quando comparado com a tecnologia pós-combustão que é tradicionalmente utilizada para a captura de dióxido de carbono. A partir dos dados obtidos nos testes mais re-

centes, a companhia espera capturar pelo menos 90% do CO

2 – e também gerar uma corrente de CO

2 com pureza

mínima de 95%.

Redução do teor de enxofre nos combustíveis

Um estudo realizado pela PUC-Rio constatou que os números de material particulado fi no nas regiões metropo-litanas das capitais do Rio de Janeiro e São Paulo em 2014 são semelhantes aos de dez anos atrás, apesar do considerá-vel aumento da frota de veículos na última década.

De acordo com o estudo, os resultados refl etem a intro-dução de combustíveis de baixo teor de enxofre e também das novas fases do Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores - Proconve – que demandam a modernização da tecnologia empregada na frota nacional de veículos.

Os resultados do estudo demonstraram também que as cidades atendem ao limite de 20 g/m3 de material particu-lado fi no proposto pelo Conselho Nacional do Meio Am-biente - Conama, e têm boas perspectivas de alcançar em nove anos o limite 10 g/m3 proposto pela Organização Mundial da Saúde. A pesquisa, denominada Projeto Fontes, é decorrente de um convênio da Petrobras com a PUC-Rio com a participação da USP e do Instituto de Radioproteção e Dosimetria.

Desde 2013 a Petrobras comercializa o Diesel S-10, que contém 10 miligramas de enxofre de para cada quilo do pro-duto, e desde o ano passado a gasolina S-50.

Produção 2,1% maior

No ano passado a Petrobras também bateu novo recorde de produção de derivados, ao atingir a produção média de 2,17 milhões de barris por dia - volume 2,1% maior do que a média registrada em 2013. A produção de diesel totalizou 311 milhões de barris, impulsionada pelo início de operação das unidades de tratamento de diesel da Refi naria Gabriel Passos e da Refi naria Alberto Pasqualini. A produção da ga-solina totalizou 180 milhões de barris, com a maior utiliza-ção das unidades de craqueamento.

Agência PetrobrasRecap: a primeira refi naria da América Latina com descarte zero de efl uentes

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Destaque, unidade de abatimento de emissões vira vilã da Rnest

A Unidade de Abatimento de Emissões Atmosféricas - SNOX, propagada como a promessa de tornar a Refi naria Abreu e Lima a primeira refi naria sustentável do país, transformou-se no maior obstáculo para atingir a capacidade máxima. Sem a unidade, a Agência Ambiental de Pernambuco - CPRH limitou a operação do primeiro trem da Rnest a 74 mil barris/dia. Inédita na América Latina, essa unidade removerá NOx e SO

2 – partícu-

las sólidas – dos gases de combustão das caldeiras, gases ácidos e correntes residuais da refi naria. A construção de duas unidades SNOX foi contratada ao consórcio EBE-Alusa – que deixou a obra no fi nal do ano passado, pleiteando aditivos. A Petrobras optou por e realizar outra licitação para a conclusão das obras – enquanto, a companhia monitora as emissões e acredita que os níveis sejam menores que os estimados na etapa de projeto, por conta da alteração do elenco de petróleo processado.

A boa notícia é que a Rnest começou a gerar caixa para a Petrobras: o primeiro trem entrou em operação em dezembro do ano passado – essa primeira metade da refi naria tem capacidade para refi nar 115 mil barris por dia, mas limitada pelo ramp up de produção e pela ausência da unidade SNOX, processou em média 49 mil barris nos primeiros 26 dias de operação.

O tom melancólico de um empreendimento que extrapo-lou custos – US$ 18,5 bilhões, ainda não calculadas as baixas contábeis referentes aos desvios por corrupção – fi cou expli-citado com a falta de uma cerimônia ofi cial de inauguração. O segundo trem da refi naria, com capacidade igual ao pri-meiro, já está com 91% das obras concluídas e deveria entrar em operação em maio – mas esse prazo será revisto.

Petrobras revê cronograma de operação do Comperj

Quando a Petrobras defi niu a construção de uma refi naria em Itaboraí, cidade localizada a pouco mais de 40 km do Rio de Janeiro, não esperava enfrentar tantos contratempos – entre eles algumas greves dos operários, a saída de algumas construtoras e a falta de vias para transportar reatores que pesam 1.000 tonela-das. Essa soma de infortúnios afetou diretamente o cronograma do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - Comperj, e as obras, antes previstas para serem concluídas em agosto de 2016, demandarão mais alguns meses para serem fi nalizadas.

A mais recente baixa se refere ao rompimento com a Alu-mini, contratada para as obras da unidade de hidrocraqueamen-to catalítico - HCC, mas que entrou em recuperação judicial e postulava R$ 1,2 bilhão em aditivos contratuais. Antes a Fidens, responsável pelo fl are, torre de resfriamento e prédio administra-tivo, e a Multitek, contratada para construir o Centro Integrado de Controle, deixaram as obras pleiteando aditivos. Nesses dois casos, a Petrobras optou por contratar outras empresas.

O Comperj foi concebido para produzir 3,6 milhões de to-neladas de petroquímicos básicos a partir do petróleo pesado ex-traído do campo de Marlim. Mas o advento do pré-sal mudou os planos, e a Petrobras decidiu redesenhar o esquema de refi no do Comperj para a produção de combustíveis, com capacidade para processar 165 mil barris por dia. A principal unidade será o HCC – a primeira desse tipo em refi narias da Petrobras – que aumenta o rendimento em diesel com baixo teor de enxofre.

A última medição, realizada em dezembro do ano pas-sado, apontava 81% de avanço físico nas obras do primeiro trem – e custo estimado em US$ 13,2 bilhões.

A construção do segundo trem, com capacidade para pro-cessar mais 300 mil barris por dia, ganha importância estraté-gica com o cancelamento das duas refi narias Premium – en-quanto as refi narias Premium estavam no plano, a Petrobras trabalhava com a perspectiva de colocar o segundo trem do Comperj em operação em 2024. De certo, apenas que o ritmo dos investimentos será desacelerado este ano.

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A partir deste ano, a Refi naria Getúlio Vargas - Repar está autorizada a processar 214 mil barris por dia – um aumento de 3% em relação a capacidade autorizada até o ano passado, alcançada após a realização de testes. No ano passado, a refi naria já havia batido o recorde de pro-cessamento, com a marca de 204,4 mil barris por dia. O maior ganho se dá no percentual de petróleo nacional, que vem crescendo desde 2010, quando a Petrobras con-cluiu o projeto de modernização da refi naria – no ano passado, o petróleo nacional representou 80% do volume processado.

Projeto de US$ 5 bilhões, a modernização representou a construção de 19 novas unidades da Repar – incluindo a nova HDT de correntes instáveis, que capacitou a refi naria a colocar no mercado o diesel S-10, e a unidade de coque permitiu aumentar o percentual de petróleo nacional na car-ga processada.

O planejamento de produção da Petrobras elevou os volumes de solvente, óleo combustível e asfalto, com re-dução dos volumes de gasolina e GLP no ano passado. O derivado mais produzido, no entanto, continua sendo o diesel, que representa 45,2% da produção da Repar. 85% desses produtos têm como destino os estados do Paraná, Santa Catarina, parte sul de São Paulo e do Mato Grosso do Sul. A refi naria é interligada a dois terminais marítimos – São Francisco do Sul e Paranaguá – e três oleodutos – Ospar, Olapa e Opasc.

Repar amplia capacidade de processamento

Em maio, será a vez da Refi naria de Capuava - Recap desligar os fornos para a parada geral de manutenção. A Pe-trobras aproveitará a oportunidade para implementar novos projetos para aumento da produtividade.

Desde 2012 a Recap vem batendo sucessivos recordes de produção com o processamento de petróleos mais adequados às instalações industriais, principalmente o petróleo extraído no pré-sal. “A capacidade atual de processamento da Recap foi atingida através da somatória de alguns aspectos importantes. O primeiro deles foi a implantação das novas unidades de hidrotratamento, a partir de 2011. Em seguida, de igual importância, é o plane-jamento, a programação, o recebimento e o processamento das misturas de petróleos adequados ao máximo rendimento das uni-dades da Recap. Nesse ponto, cabe ressaltar que o processamento dos petróleos da camada do pré-sal trouxe excelentes resultados com mínima necessidade de adaptação”, informa a Petrobras.O planejamento de produção da Petrobras, que integra todas as refi narias, leva em consideração a utilização otimizada dos ati-vos. No ano passado, a produção de gasolina representou um terço da produção da Recap. Os volumes de diesel – o derivado mais produzido na refi naria – também vêm crescendo. Ao mes-mo tempo, a refi naria reduziu a produção de óleo combustível, GLP e nafta.

Embora processe um volume pequeno quando com-parado com outras refi narias, a Recap está localizada na região metropolitana de São Paulo – maior mercado con-sumidor do país.

Recap prepara parada geral de manutenção

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RPCC bate recorde de processamento

A ampliação da unidade de tratamento cáustico rege-

nerativo trará maior fl exibilidade à produção de QAV na

Refi naria Potiguar Clara Camarão – RPCC. Os volumes

produzidos na refi naria ainda são modestos – represen-

tam menos de 5% da produção total. Gasolina, diesel e

óleo combustível representam 93% do volume produ-

zido. A refi naria atende os mercados do Rio Grande do

Norte e do sul do Ceará.

Concebida inicialmente como uma unidade de trata-

mento de petróleo produzido nos campos do Rio Grande

do Norte, a RPCC foi modernizada em 2009, quando ga-

nhou uma planta de produção de gasolina, novos tanques

e reforço na interligação ao Terminal de Guamaré, que

otimiza a logística de recebimento e expedição de deri-

vados. Uma ampliação da capacidade de processamento,

no entanto, está fora dos planos.

Em 2014 a RPCC bateu recorde de processamento,

com a média de 37,9 mil barris por dia. O maior salto foi

registrado na produção de óleo combustível – que, com

a utilização otimizada dos ativos, cresceu quatro vezes

em relação aos volumes registrados em 2013. Projetos

para aumento da capacidade, por enquanto, estão fora do

radar da Petrobras.

Na desaceleração do ritmo de investimentos da Petro-

bras, a ampliação da Refi naria Lubrifi cantes e Derivados

do Nordeste - Lubnor acabou barrada. O projeto, que até

o ano passado fi gurava na lista de empreendimentos em

avaliação, previa uma nova unidade de hidrotratamento,

uma unidade de tratamento de águas ácidas e a ampliação

da tancagem – que deveria duplicar a produção de lubri-

fi cantes naftênicos e asfalto.

A refi naria produz atualmente 71 mil m³ de lubrifi can-

tes naftênicos por ano – utilizado como isolante térmico

para transformadores de alta voltagem, amortecedores

para veículos e equipamentos pneumáticos. A Lubnor

também é responsável pelo abastecimento de asfalto para

os estados do Ceará, Pernambuco e Pará – o derivado é,

em volume, o principal produto da refi naria, com 235 mil

toneladas por ano.

O petróleo refi nado na Lubnor é extraído dos campos

de Jubarte, na Bacia de Campos, e de Fazenda Belém,

no Rio Grande do Norte. Duas estruturas portuárias são

utilizadas pela refi naria: o Porto do Mucuripe, em For-

taleza / CE, e o Terminal de Pecém, em São Gonçalo do

Amarante / RN.

Petrobras desiste de ampliação da Lubnor

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Reman aumenta produção com processamento de petróleo alagoano

No ano passado, a Petrobras construiu novos tan-ques e adequou a infraestrutura da Refinaria Isaac Sabbá - Reman com o objetivo de atender ao seu mercado de influência. Para 2015, outros estudos avaliarão a viabilidade de construir novas unidades de processo na refinaria.

Dois fatores favoreceram o aumento de 6% no vo-lume de petróleo processado na Reman: a conclusão do duto para transporte de Cimento Asfáltico de Pe-tróleo - CAP para o porto da refinaria, que permitiu atender a demanda do mercado nordestino com asfal-to, aumentando a demanda de processamento da uni-dade de destilação a vácuo, e a disponibilização de petróleo alagoano para a Reman, para complementar a capacidade de processamento da unidade de destila-ção de petróleo leve – a produção do campo de Urucu, de pouco mais de 27 mil barris por dia, é inferior à carga de referência desta refinaria, de 46 mil barris por dia.

Além do asfalto, a Reman aumentou a produção de nafta, óleo combustível e QAV e reduziu a produção de gasolina, GLP e outros energéticos.

Reduc amplia capacidade de processamento

Com a desaceleração do ritmo de investimentos da Petro-bras, a construção de uma nova unidade de hidrotratamento de diesel, com capacidade de 7,5 mil m³/dia, na Refi naria de Duque de Caxias será reavaliada. Mesmo já tendo uma HDT para tratamento de diesel, a nova unidade seria crucial para evitar a perda de rendimento na especifi cação do diesel S-10 – com teor de enxofre equivalente aos padrões estabelecidos nos EUA e na Europa.

No ano passado, a refi naria elevou os volumes de gaso-lina, QAV, parafi na e asfalto, com redução dos volumes de diesel, óleo combustível, nafta, lubrifi cante e GLP. A refi na-ria só não bateu o recorde de produção por conta da parada de manutenção realizada em setembro do ano passado na unidade de coqueamento retardado e nos fornos das unida-des de destilação atmosférica e a vácuo. No início deste ano foi a vez da unidade de craqueamento catalítico parar para manutenção.

Além de estar localizada na região metropolitana do Rio de Janeiro, a Reduc possui o maior portfólio de derivados: são 55 produtos processados em 43 unidades de processos. A partir deste ano, a refi naria tem autorização da Agência Nacional do Petróleo para processar 242 mil barris por dia.

A Reduc é a unidade da Petrobras que mais processa petróleo importado – em volume e em percentual. E na pró-xima década ainda demandará uma carga de petróleo árabe leve para atender a produção de lubrifi cantes – que são pro-duzidos pela rota solvente.

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Revap amplia oferta de diesel e nafta

Em 2014 a Refi naria Henrique Lage processou 258 mil barris por dia – 11,6% a mais em comparação com os volumes processados no ano anterior. O diesel ainda continua como o derivado mais produzido, mas o maior salto ocorreu com a produção de nafta – que dobrou em relação à produção registrada em 2013. A Petrobras ex-plica que sua produção de derivados é planejada de forma integrada, visando ao atendimento do mercado nacional, seguindo critérios de utilização otimizada dos ativos.

Em 2012 a Petrobras concluiu a modernização da Re-vap – que qualifi cou a refi naria a produção de diesel S-10 e gasolina S-50. O investimento de US$ 4,9 bilhões in-cluiu novas unidades de HDS de gasolina, HDT de nafta de coque e reforma catalítica, além de unidades auxilia-res e sistemas de utilidades. No fi nal de 2010 a refi naria já havia colocado em operação as unidades de coque e hidrotratamento de instáveis.

A oferta de nafta e diesel deverá dar um novo salto quando a unidade de fracionamento de C5+ entrar em operação, no segundo semestre deste ano. A unidade irá converter em diesel e nafta as correntes produzidas na Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba - UTG-CA. O projeto também inclui a ampliação do parque de GLP da Revap e do terminal Tevap.

Nova HDT viabiliza produção de diesel S-10 na Refap

A conclusão das obras da segunda unidade de hi-drotratamento de diesel – e da unidade de geração de hidrogênio – em setembro do ano passado, permi-tiram a retomada dos volumes de produção de die-sel registrados pela Refi naria Alberto Pasqualini aos patamares registrados em 2013, superando 500 mil m³/mês, recorde atingido antes da mudança de espe-cifi cação do produto, ocorrida em janeiro de 2014.No ano passado, além da partida da HDT II e da UGH II, a Refap realizou uma parada para manutenção da Unidade de Destilação. Também substituiu parte das importações pelo petróleo extraído do pré-sal. Da cesta de derivados produzidos, aumentou a produção de gasolina, asfalto, óleo combustível e QAV e reduziu a produção de nafta, GLP, solvente e diesel – embora esse último combustível represente quase metade do volume produzido.

Nas próximas paradas programadas de manutenção – este ano e em 2017 – a Petrobras irá implantar me-lhorias em unidades de processo, que devem elevar a capacidade de processamento da Refap. Os testes, ainda em andamento em todas as unidades de processo, per-mitiram identificar uma série dessas melhorias, algu-mas das quais já estão implementadas, como o aumento da capacidade da Unidade de Destilação Atmosférica II, autorizado pela ANP este ano.

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RPBC bate recorde de processamento

A Petrobras revisou para o segundo trimestre des-

te ano a partida das unidades que compõem a Cartei-

ra de Diesel da Refinaria Presidente Bernardes – uma

unidade de hidrotratamento de diesel, com capaci-

dade para 10 mil m³/dia e as unidades auxiliares de

geração de hidrogênio e de recuperação de enxofre.

O diesel representa mais da metade do volume

produzido pela RPBC, e a gasolina 25%. A RPBC

também é a única refinaria da Petrobras a produzir

gasolina de aviação - usada em aeronaves equipadas

com motores a pistão. Seguindo o planejamento de

produção da Petrobras, no ano passado a RPBC ele-

vou os volumes de solvente, óleo combustível e as-

falto, com redução dos volumes de gasolina e GLP. A

maior parte dos produtos tem como destino a capital

paulista – há, ainda, uma parcela que abastece a Bai-

xada Santista e regiões Norte, Nordeste e Sul.

Em 2014 a RPBC bateu o recorde de processa-

mento, com média de 177 mil barris/dia. Também

aumentou o percentual de petróleo nacional em seu

processamento – para 87%.

ANP autoriza aumento de capacidade da Replan

O projeto de construção de uma nova HDT de diesel na Refi naria de Paulínia é mais um que será reavaliado pela Petrobras. Mesmo já tendo uma HDT para tratamento de diesel, em operação desde 2012, a construção de uma nova unidade fi gurava na lista de empreendimentos em avaliação da Petrobras – justamente por ser determinante para evitar a perda de rendimento na especifi cação do diesel S-10.

No fi nal do ano passado, a Replan obteve a autoriza-ção defi nitiva para elevar a capacidade de processamen-to de petróleo para 434 mil barris/dia. O volume pro-cessado, no entanto, não atingiu toda essa capacidade por conta da parada de manutenção realizada no início do ano nas unidades de destilação e de craqueamento.Seguindo o planejamento de produção da Petrobras, no ano passado a Replan elevou a produção de asfalto, diesel e QAV, e reduziu os volumes de gasolina e GLP.

Com a operação da nova unidade de recuperação de hi-drogênio, a Replan implementou uma solução de sintonia em malhas de controle, que otimizou a produção de hidrogênio, reduzindo o consumo de gás. Antes, quando havia excesso de gás enviado para URH, este excedente era queimado no sistema de fl are – agora, quando o sistema da URH começa a perceber elevação da quantidade de gás, parte do gás de uma das unidades é desviada para o sistema de gás combustível da refi naria, pre-venindo pressão elevada na entrada da unidade. O novo sistema de controle permite que 15,5 mil m³ / dia sejam disponibilizados para geração de energia, gerando uma economia de aproximada-mente R$ 3,3 milhões por ano.

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Regap passa a entregar diesel S-10

Operação mais estável gera processamento recorde na Rlam

A operação mais estável das unidades permitiu o au-mento na carga de petróleo processada nas unidades de destilação da Refi naria Landulpho Alves. No ano passa-do foram processados 301,3 mil barris por dia, um volu-me 7,5% maior do que o registrado em 2013.

“Alguns fatores foram fundamentais para o alcance desses resultados, tais como a busca de soluções dura-douras, o investimento em manutenção e o Promega, que promoveram maior confi abilidade e otimização das uni-dades”, informa a Petrobras.

A Rlam também elevou o processamento de petróleo extraído do pré-sal e de outras cargas. Este ano, no en-tanto, a performance será afetada pela parada de manu-tenção realizada em janeiro.

Em 2012 a Rlam colocou em operação uma unida-de de hidrotratamento de diesel – que a qualifi cou para produção do diesel S-10. No ano seguinte, entraram em operação duas unidades de hidrodessulfurização de nafta craqueada. A refi naria ainda tem um projeto para cons-truir uma nova HDT para diesel – mas esse investimento entrou em compasso de espera com a desaceleração do ritmo de investimentos da Petrobras. Juntos, diesel, ga-solina e óleo combustível representam mais de 80% da

produção da Rlam.

As melhorias implementadas nas unidades – com

destaque para as duas unidades de destilação – otimi-

zação da operação e investimentos em novas unidades

de tratamento de diesel e gasolina resultaram no au-

mento da produção de praticamente todos os deriva-

dos na Refi naria Gabriel Passos.

A operação da nova HDT de diesel – associada

à modernização de outra HDT já existente na Regap

– qualifi ca a refi naria à produção do diesel S-10. Dos

derivados produzidos pela Regap, o diesel representou

35,9%, seguido da gasolina, com 24,4%. Sua área de

atuação abrange grande parte do estado de Minas Ge-

rais – e, eventualmente, o Espírito Santo.

Em 2014 foram processados 158,7 mil barris por

dia – o que corresponde a 95,5% da nova capacidade

de processamento autorizada em abril pela Agência

Nacional de Petróleo, e também um aumento de 6,1%

em relação aos volumes registrados no ano anterior.

Da Bacia de Campos foi fornecido quase todo o petró-

leo processado pela Regap.

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Em recuperação judicial, Manguinhos enfrenta dificuldades para obter financiamentos

A defasagem entre os preços do petróleo no mercado inter-nacional e dos derivados no mercado interno nem é a maior pre-ocupação da Refi naria de Manguinhos. Em recuperação judicial desde que o Governo do Rio de Janeiro desapropriou o terreno onde está instalada, a refi naria tem enfrentado difi culdades para fi nanciar suas operações. O decreto foi anulado pelo ministro Gilmar Mendes, do Supremo Tribunal Federal – mas essa deci-são ainda precisa ser ratifi cada em plenária do STF.

A refi naria hoje opera com capacidade reduzida, produzin-do apenas gasolina a partir do processamento de nafta importa-da. A produção é comercializada com a distribuidora do grupo controlador da refi naria. Um salto maior na produção vai de-pender do aumento no consumo. Outro plano seria aproveitar a área da refi naria, localizada próximo do centro e do porto do Rio de Janeiro, para atuar como um polo logístico.

No fi nal do ano passado, o Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro determinou que a Petrobras recompensasse Manguinhos pelos danos fi nanceiros causados pelo controle de preços dos combustíveis entre 2002 e 2008. A conta acumula R$ 935,53 milhões e o edifício-sede da Petrobras chegou a ser hipotecado – a decisão da juíza Simone Chevrand, da 25ª Vara Cível, conside-rou que a Petrobras “no exercício de sua atividade praticamente monopolista de exploração do mercado de petróleo e derivados em nosso País, e segundo suas conveniências administrativas, tenha praticado atos capazes de ocasionar os danos narrados”.

Riograndense volta a operar de forma independente após mudança nos preços

A queda nas cotações do petróleo mudou o cenário para a Refi naria Riograndense. A empresa, que até novembro do ano passado operou prestando serviços para a Petrobras, voltou a adquirir petróleo e vender derivados no mercado.

A refi naria não conseguiu repetir no ano passado a boa performance de 2013. O perfi l do petróleo processado em função da necessidade de adequação às novas especifi ca-ções de gasolina e óleo diesel, atrasos nas descargas de na-vios e as paradas operacionais de manutenção programada derrubaram o volume processado em 14,8%. A maior par-te desse volume foi direcionada para a produção de diesel – nafta, óleo combustível e gasolina complementam o mix de produção. Não há planos para aumento da produção de gasolina – uma vez que a região Sul do país é superavitária nesse combustível.

Para este ano, a Riograndense prevê uma parada de manutenção na unidade de craqueamento catalítico – além de outros projetos com foco em incrementos da confi abi-lidade operacional e melhorias nos sistemas de automação e controle e nas instalações de estocagem e transferência de produtos.

Do mix processado, a Bacia de Santos foi a principal fornecedora. Para este ano, a refi naria prevê um mix de petróleos nacionais e importados – atualmente a Argélia é a principal fornecedora internacional.

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Dax Oil estuda produção de diesel e gasolina

Univen interrompe processamento

A situação vivida pela Univen é a maior amostra

de que, apesar do cenário promissor projetado para o

mercado de combustíveis, o refino não é um negócio

lucrativo para investidores privados. O processamento

foi interrompido em março do ano passado e agora a re-

finaria estuda as oportunidades abertas pela queda nos

preços do petróleo – para manter a autorização dada

pela Agência Nacional do Petróleo, a Univen não pode

passar dois anos contínuos sem processar petróleo.

A situação é bem diferente da vivida há uma década,

quando a Univen tinha planos de ampliar a planta com a

construção de uma unidade de reforma catalítica e uma

HDT. O projeto foi abandonado, grande parte dos fun-

cionários foi dispensada e a Univen desligou os fornos

em março de 2012. Retomou em março de 2013 pro-

duzindo solventes alifáticos a partir do processamento

de outras cargas. Mas a situação não perdurou um ano

completo.

Disputar mercado com um concorrente que possui

porte suficiente para formar preços é uma tarefa que a

todo momento flerta com a inviabilidade – mesmo para

as refinarias que se apostem em nichos de mercado e

produtos exclusivos.

A Dax Oil já avalia incluir em seu portfólio o diesel e a gasolina. O efeito da queda nos preços do petróleo sobre as margens do refi no trouxe novas possibilida-des para a refi naria – que no ano passado produziu solventes, óleo combustível, diesel marítimo e parafi -na. E a Dax Oil está localizada em um mercado hoje defi citário nesses combustíveis.

A refi naria processa o óleo extraído pelas petrolei-ras independentes nos campos onshore das Bacias do Recôncavo e do Rio Grande do Norte, além de con-densado produzido nos campos de Manati, na Bacias de Camamu, e de Gavião Real, na Bacia do Parnaíba – de fora, processa nafta importada da Argentina e Eu-ropa. Mas no ano passado, a retração do consumo de óleo combustível e de solventes puxou para baixo o volume processado – os volumes médios fi caram em 826 barris diários, uma queda de 33% quando compa-rados ao processamento registrado em 2013.

Outro projeto, que havia sido engavetado pelas condições desfavoráveis, deve ser retomado este ano: a ampliação da capacidade de armazenamento – com isso, a Dax Oil reduz a dependência de tancagem do porto. A diretoria da refi naria já busca viabilizar o fi -nanciamento para esse projeto.

a (necessária) expansão do parque refinador · da operação lava jato. abrir a licitação a...

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