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Apresentação

AA Agência Nacional do Petróleo

– ANP – coordenou, neste ano, um

estudo sobre a atividade de refino de

petróleo no Brasil. Os principais

resultados são discutidos nesta

publicação, que visa orientar uma

reflexão sobre o futuro deste

segmento estratégico da indústria do

petróleo. O estudo, realizado com

apoio da empresa de consultoria

Booz-Allen & Hamilton, conclui, com

base em projeções de crescimento de

demanda, que o nível de

dependência externa no que diz

respeito ao abastecimento do

mercado interno de derivados de

petróleo deverá aumentar dos atuais

17% para 35% em 2010.

OO consumo nacional, hoje

situado em cerca de 107 milhões de

m3/ano (1,8 milhão de barris/dia),

deverá crescer para 145 milhões de

m3/ano (2,5 milhões de barris/dia) nos

próximos oito anos. Se não forem

realizados investimentos para a

expansão da capacidade de refino,

esse aumento irá gerar um déficit de

até 50 milhões de m3/ano (860 mil

barris/dia), volume este que deverá

ser importado, provocando impacto

crescente na balança comercial do

país.

OO trabalho propõe variáveis a

serem consideradas, projeta

diferentes cenários para a evolução

da demanda e mostra as

experiências de diversos países.

Alerta, também, para o potencial

impacto que um esforço importador

causará sobre a balança comercial

brasileira e expõe alternativas de

suprimento de derivados de petróleo

para o país no fim da década. A

análise das possibilidades serve

como subsídio para a definição dos

possíveis rumos a serem adotados

para o desenvolvimento do

segmento.

PPEERRSSPPEECCTTIIVVAASS PPAARRAA OO

DDEESSEENNVVOOLLVVIIMMEENNTTOO DDOO

RREEFFIINNOO DDEE PPEETTRRÓÓLLEEOO

NNOO BBRRAASSIILL

ÍÍNNDDIICCEE

I. INTRODUÇÃO..................................................................................................... 4

II. OBJETIVOS ........................................................................................................ 4

III. PREMISSAS ADOTADAS................................................................................... 4

IV. REFINO NO BRASIL........................................................................................... 5IV.1. CARACTERIZAÇÃO DA DEMANDA ........................................................................ 5IV.2. CARACTERIZAÇÃO DO SUPRIMENTO ................................................................... 7IV.3. PERSPECTIVAS FUTURAS PARA DEMANDA E SUPRIMENTO.................................. 12

IV.3.1.Projeção de Demanda .............................................................................. 12IV.3.2.Alternativas de Investimento..................................................................... 18IV.3.3.Cenário de Referência.............................................................................. 20

V. CONTEXTO INTERNACIONAL......................................................................... 22V.1. TENDÊNCIAS DA DEMANDA E DO SUPRIMENTO .................................................. 22V.2. EXEMPLOS DE POLÍTICAS DO GOVERNO PARA O SETOR DE REFINO .................... 26

V.2.1. Políticas para Incentivar Investimentos .................................................... 26V.2.2. Outras Políticas ........................................................................................ 28

VI. PRINCÍPIOS QUE DEVEM NORTEAR O DESENVOLVIMENTO DOREFINO NACIONAL .................................................................................................. 29

VI.1. COBERTURA DE DEMANDA............................................................................... 30VI.2. REQUERIMENTOS DE PROTEÇÃO AMBIENTAL E ESPECIFICAÇÃO DE PRODUTOS.... 31VI.3. USO DO CRU NACIONAL .................................................................................. 32VI.4. DIMENSÃO E URGÊNCIA DOS INVESTIMENTOS.................................................... 32VI.5. PORTE E MODELO DA PETROBRAS ................................................................... 33VI.6. PERFIL DOS AGENTES ECONÔMICOS ................................................................ 34VI.7. CONTROLE DA INFRA-ESTRUTURA LOGÍSTICA.................................................... 34VI.8. AMBIENTE COMPETITIVO ................................................................................. 35VI.9. ATRAÇÃO DE INVESTIMENTOS .......................................................................... 35VI.10. PLANEJAMENTO E IMPLEMENTAÇÃO DE AÇÕES REGULADORAS........................... 36

VII. CONCLUSÕES................................................................................................. 38

ANPModelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional

4

I. INTRODUÇÃO

Dentre as etapas da cadeia de valordo petróleo no Brasil, a de refino é a queapresenta o menor nível de concorrência.Os setores de distribuição e revenda játêm alto nível de competitividade,enquanto os de exploração e produçãoestão em evolução.

Mas esta situação está mudando, poisno início de 2002 houve a abertura domercado. Os preços dos derivados estãoliberados, os subsídios forampraticamente eliminados (restando,apenas, o relativo ao GLP parapopulação de baixa renda), não existemais ressarcimento de transporte e háliberdade para importar/exportar petróleo,gás natural e produtos refinados.

No entanto, verifica-se umadefasagem entre a evolução da demandade derivados de petróleo e osinvestimentos em refino. Neste contexto,o governo e a ANP precisam levar emconta uma série de pontos críticos,detalhados ao longo deste documento.

Ao coordenar a elaboração desteestudo, foi objetivo da ANP abrir eorganizar o debate no seio da sociedadebrasileira sobre a atual conjuntura dosetor de refino, bem como apresentar asdiversas situações que podem acontecerno futuro em decorrência das medidasque forem adotadas no presente e nospróximos anos.

II. OBJETIVOS

O objetivo deste documento é discutiros principais pontos críticos paraestabelecer um modelo dedesenvolvimento do refino nacional quepermita dar prosseguimento às

mudanças em andamento no setor. Paraisso, é preciso responder às seguintesquestões:

Quais devem ser as fontes desuprimento de derivados de petróleo ?

− A importação?

− O refino local (por meio doincremento de conversão, da expansãoda capacidade, ou da implantação denovas refinarias)?

− As centrais petroquímicas? Osformuladores?

Como deve ser configurado o parquede refino nacional ?

Qual será a necessidade deinvestimento no setor e quais serão asfontes ?

Quais devem ser o modelocompetitivo, as fases e a velocidade deimplantação?

Quais devem ser as principais açõese medidas reguladoras que a ANP e ogoverno federal devem implantar para:

− Fomentar investimentos?

− Garantir concorrência?

III. PREMISSAS ADOTADAS

Este estudo foi desenvolvido doponto de vista da União, buscandoidentificar e representar seus interesses.Não representa especificamenteinteresses de qualquer outro agentenacional ou internacional, embora tenhahavido a preocupação de entender asprincipais expectativas de todos osenvolvidos com a evolução do setor derefino nacional.


5

Alguns princípios de regulação foramadotados, tais como:

Produzir de forma eficiente e comtecnologia adequada;

Promover a capacitação nacional naárea de refino;

Adotar práticas mundiais comrespeito ao meio ambiente, à saúdeocupacional e à segurança;

Garantir a qualidade de produtos; Promover a indústria nacional de

bens e serviços associados ao refino.

Por fim, diversos orientadoresestratégicos foram levados em contapara identificar as possíveis vias de ação:

Assegurar o suprimento; Criar condições para atrair

investidores privados de longo prazo; Contribuir para o equilíbrio da

balança comercial; Permitir a adequação da Petrobras

ao modelo emergente; Considerar impactos potenciais na

arrecadação fiscal.

IV. REFINO NO BRASIL

IV.1. CARACTERIZAÇÃO DA DEMANDA

O consumo de energia no Brasilcresceu a uma taxa de 4,9% ao anodurante os últimos 30 anos. Ocrescimento acima da média do consumode gás natural (16,1% a.a.), álcool etílico(10,5% a.a.) e eletricidade (7,5% a.a.) secontrapõe ao crescimento abaixo damédia do consumo de derivados depetróleo (4,5% a.a.). Mesmo assim, opetróleo ainda representa uma das

maiores fontes de energia consumida nopaís, responsável por 35% do consumodos 231 milhões de toneladasequivalentes de petróleo em 1999 (aeletricidade é a maior fonte de energia,com 40% do total).

Desde 1970, houve fortes mudançasno mix de produtos, com o consumo degasolina e óleo diesel crescendo 2,2%a.a. e 5,4% a.a., respectivamente, e o deóleo combustível apenas 1,6% a.a.Especificamente nos últimos 15 anos,verificou-se um aumento nas taxas decrescimento do consumo de gasolina(para 5,7% a.a) e de óleo diesel (para4,3%), enquanto o crescimento doconsumo de óleo combustívelpermaneceu estável.

A demanda total de derivados depetróleo em 2001 foi de 107 milhões dem3/ano. Óleo diesel e gasolinarepresentaram 56% do consumo emvolume. GLP, nafta e óleo combustívelrepresentaram outros 32%. A regiãosudeste concentrou quase metade dovolume total (47%) seguida pela regiãosul (21%) e pelo Nordeste (18%). Asdemais regiões representaram 14% (verfigura IV.1).


6

(1 ) Considerando gasolina, diesel, óleo combustí vel, que rosene de aviação, GLP e nafta.No tas: Dados de outros produtos não disponíveisFonte: ANP

Participação de cada produto no mix(% do volume total)

12%

8%

4%

8%

35%

21%12%

Óleo diesel

Gasolina

Nafta

Óleocombustível

Querosene

Outros

GLP

2001Volume total = 107 milhões m³ (aprox. 1,84 milhões bbl/d ia)

Consumo de derivados(1) por região(% do volume total)

6%

8% 18%

21%

47%

Sudeste

Centro-Oeste

Norte

Nordeste

Sul

Figura IV.1 - Participação do consumo de cada derivado no consumo totale consumo total de derivados por região

2 0 .4 6 9 1 8 .9 2 23 3 .6 4 5 3 6 .8 0 5

1 2 .1 3 9

1 9 .4 2 22 1 .8 7 6

9 .8 8 5

1 8 .1 4 8

9 .8 7 91 3 .0 9 3

7 .891

9 .0 5 2

1 3 .1 5 6 6 .5306 .237

7 .462

6 .096

5 .910

12 .6773 .935

2 .496

4 .171

4 .1265 . 8 0 2

3 . 7 2 6

3 . 6 7 9

8 . 8 8 0

P ro d uçã o C o nsum o P ro d uçã o C o nsum o

Ó leo Dies e l G as o lina Ó leo c ombús tív e l Na f ta G LP Q ueros ene O u tros

Fontes: Balanço Energético Nacional (BEN)—2000 e ANP (dados 2001)

Figura IV.2 - Perfis de produção e consumo (mil m3/ano)


7

A demanda por derivados de petróleotem sido complementada com aimportação de produtos. Em 1984, aimportação de derivados foi de 1,2% dovolume final consumido naquele ano. Em2001, este percentual subiu para 17,2%,um crescimento de 21,5% ao ano desde1984, taxa esta bem superior à docrescimento do consumo final no mesmoperíodo (3,9% a.a.).

Este aumento das importações foicausado, principalmente, pela evoluçãoda diferença entre os perfis de produçãodas refinarias e o do consumo dederivados (ver figura IV.2). Comoexemplo, a produção de óleo diesel em1984 (20,5 milhões m3/ano) foi 8%superior à demanda (18,9 milhõesm3/ano). Já em 2001, houve déficit de 9%na cobertura da demanda deste derivado(a produção foi de 33,6 milhões m3/ano,

enquanto a demanda foi de 36,8 milhõesm3/ano).

IV.2. CARACTERIZAÇÃO DOSUPRIMENTO

Em 2001, o Brasil importou 315 milbbl/dia, o equivalente a 16% do totalconsumido e exportado. As principaiscarências foram GLP, óleo diesel e nafta,com importações de 66 mil bbl/dia (34%),114 mil bbl/dia (16%) e 59 mil bbl/dia(26%), respectivamente. Houveexportação de excedentes de óleocombustível (109 mil bbl/dia) e degasolina (51 mil bbl/dia) e, em menorescala, de querosene e óleo diesel (1 milbbl/dia), conforme se pode ver na tabelaIV.1.

Derivado Importação(mil bbl/dia)

Produção paraconsumo doméstico

(mil bbl/dia)Exportação(mil bbl/dia)

GLP 66 128 0Óleo diesel 114 579 1Nafta 59 170 0Outros 54 89 11Querosene 22 67 1Gasolina 0 283 51Óleo combustível 0 204 109Total 315 1520 173

Tabela IV.1 - Volume de suprimentos em 2001


8

No que se refere à localização dasfontes internas de suprimento, o Brasilconta com 13 refinarias, das quais seteestão no Sudeste (REPLAN, REDUC,REVAP, RPBC, REGAP, RECAP,MANGUINHOS), três na região sul(REPAR, REFAP, IPIRANGA), duas noNordeste (RLAM, LUBNOR) e uma naregião norte (REMAN). Existe uma forteconcentração das refinarias brasileiras noSudeste (63% da capacidade total em2001) e no Sul (20%). O Brasil contaainda com 54 terminais espalhadosprincipalmente ao longo da costa e umamalha de dutos interligando refinarias eterminais (ver figura IV.3).

A capacidade nominal deprocessamento dessas refinarias –entendida como a capacidade deprocessamento de petróleo nas suasunidades de destilação atmosférica – foide 304 mil m3/dia (1.914 mil bbl/dia) em20011, e o volume de cargasprocessadas ficou em torno de 85% dovolume nominal. Três das cinco refinariascom maior capacidade de processamento(REPLAN, REVAP e REPAR) tiveramutilização acima de 90%. Emcontrapartida, a RLAM, a segunda maiorrefinaria brasileira em capacidade,utilizou 78% da capacidade nominal,enquanto a REDUC, a terceira maior,utilizou 77%. Entre as refinarias privadas,a Ipiranga teve utilização de 97% e a deManguinhos, de 101%.

1 Com quanto cada refinaria brasileira contribui para acapacidade de refino do país: REPLAN, 56.000 m³/dia;RLAM, 41.850 m³/dia; REDUC, 38.500 m³/dia; REVAP,35.900 m³/dia; REPAR, 30.000 m³/dia; REFAP, 30.000m³/dia; RPBC, 27.000 m³/dia; REGAP, 24.000 m³/dia;RECAP, 8.500 m³/dia; REMAN, 7.300 m³/dia;MANGUINHOS, 2.200 m³/dia; IPIRANGA, 2.000 m³/diae LUBNOR, 1.000 m³/dia.

Os fluxos de derivados básicosagrupados por macrorregião forambastante desequilibrados, sendo maissignificativo o déficit observado nasregiões norte/nordeste. Nestamacrorregião, a produção (excluindopetroquímicas e UPGNs) foi de 14,5milhões m3/ano em 2001. Como ademanda foi de 24,4 milhões m3/ano,houve um déficit de 9,9 milhões m3/ano(ver figura IV.4).


9

ORSOL

OSBRA ORBEL

ORSUL

ORNIT

OSCAN

ORSUBORPENE

OSPAR

OPASC

OLAPA

REMAN

RLAM

REFAP

Ipiranga

Terminal terrestreTerminal aquaviárioRefinariaOleodutosPolidutos

Armazenadoras de gás

Fontes: Transpetro , ANP

REGAP

OBATI

OPASAOSSP

OSBAT OSRIO ORBIG

OSDUCOSVOL /OSRIO

OSVAT/OSPLAN

REVAP

RECAP

REDUCManguinhos

RPBC

REPLAN

Extensão dos dutos :• Petróleo - 1.800 km• Derivados - 4.600 kmCapacidade de tancagem :• Total - 10,5 milhões m 3

• Claros - 3,5 milhões m 3

Figura IV.3 - Mapa de refinarias, terminais e dutos

A evolução histórica do parque derefino brasileiro pode ser dividida emquatro fases:

Aprendizado (1954-1965): foraminauguradas seis refinarias (Manguinhos,RLAM, RECAP, RPBC, REMAN eREDUC), mas o consumo de derivados ea capacidade de produção internacontinuaram baixos. Refinar era um bomnegócio para o Brasil, pois erainvestimento com retorno certo e permitiaeconomia de divisas;

Auto-suficiência (1966-1980): houvegrandes atividades rumo à auto-suficiência em refino, finalizada com osegundo choque do petróleo (originadoem janeiro de 1979, quando a RevoluçãoIslâmica no Irã, um dos maioresexportadores de petróleo, substituiu o XáReza Pahlevi, aliado do Ocidente noMundo Árabe, pelo Aiatolá Khomeini,

levando a uma instabilidade política). Osinvestimentos foram voltados paraconstrução e ampliação de refinarias.Importar petróleo era mais barato do queimportar derivados e, além disso, oinvestimento em Exploração & Produção(E&P) não tinha retorno garantido;

Excesso de capacidade (1981-1989):no longo período de recessão após osegundo choque do petróleo houveredução do consumo de derivados, o quetornou a capacidade de refino superior àdemanda nacional. Além disso oprograma Proálcool contribuiu paraaumentar o excedente de gasolina.Redirecionar investimentos e ajustar aprodução eram as prioridades;

Retomada do crescimento (1990-hoje): o consumo de derivados voltou acrescer, ultrapassando a capacidade deprocessamento das refinarias e


10

acarretando um aumento dasimportações de derivados.Adicionalmente, teve início aflexibilização do monopólio da Petrobras,

que deixou de abastecer totalmente opaís com derivados de produção própria.

Figura IV.4 - Fluxo de derivados por macrorregião

Os investimentos no refino seconcentraram na década de 70,provocando um aumento significativo dacapacidade de processamento depetróleo. Na década de 90 foramparcialmente retomados (ver figura IV.5),visando ao incremento do potencial deconversão2 das refinarias.

De fato, a partir de 1980 osinvestimentos foram direcionados para a

2 O aumento do potencial de conversão das refinariasbrasileiras foi alcançado com investimentos, ao longoda década de 90, em unidades de craqueamentocatalítico fluido (fluid catalytic cracking – FCC),unidades de coqueamento retardado e unidades decraqueamento catalítico fluido de resíduos – RFCC.

conversão, havendo uma mudança noperfil de produção, com incremento daparticipação de derivados leves emédios, melhoria na qualidade dosderivados e aumento das exigênciasambientais. A participação do óleocombustível na produção total dederivados caiu de 39% (1960) para 18%(2000). O mesmo ocorreu com a gasolina(de 25% para 20%) e com o querosene(de 7% para 4%). Em contrapartida, aparticipação do óleo diesel cresceu de19% para 34% e a do GLP passou de 4%para 7%. A nafta, que até 1960 não erautilizada para fins petroquímicos,respondeu por 11% da produção dederivados em 2000.

Fluxos Regionais Totais de Derivados em 2001

(1) Inclui a Produção das Petroquímicas e das UPGNs

Fonte: ANP

Déficit de 9,9 milhões m³/ano(171 mil bbl/dia)

Produção de14,5 milhões m³/ano

(250 mil bbl/dia)

Superávit de9,7 milhões m³/ano(167 mil bbl/dia)

Produção de18,2 milhões m³/ano(314 mil bbl/dia) Déficit de

2,7 milhões m³/ano(47 mil bbl/ dia)

Norte/NordesteCentro-oeste /SudesteSul

Nota: Em cada macrorregião, a seta interna é aprodução para consumo doméstico e a setaexterna é o complemento do déficit (entrando)ou o escoamento do superávit (saindo)


(1.130 mil bbl/dia)


11

Evolução dos Investimentos em Refino da Petrobras (US$ milhões)

Nota: Investimentos medidos em dólar/EUA constante 2000, calculado a partir da série históricade índice de preços ao consumidor americano (CPI)

Fontes: Petrobras, Análise BAH

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1954

1956

1958

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

Figura IV.5 - Evolução dos investimentos em refino da Petrobras (US$ milhões)

A maior parte do petróleo nacional(63% do total processado) é pesado(abaixo de 28°API). O cru nacionalpredominante, o tipo Marlim (36% do totalprocessado), é o mais pesado (abaixo de21 °API). Mesmo assim, o crescimentodo setor de E&P nacional levou asrefinarias brasileiras a processar,preferencialmente, o petróleo nacional,reduzindo as importações. Em 1985, 48%do petróleo processado era importado.Esse percentual foi reduzido para 24%em 2000.

Os investimentos na adequação doparque de refino para processar os cruspesados nacionais levaram ao jámencionado aumento da capacidade deconversão das refinarias brasileiras. Aconversão média do parque de refino do

Brasil em 1998 (32%) é comparável à depaíses com capacidade média (embbl/dia) similar à brasileira, tais comoAlemanha (38%), Grã-Bretanha (36%),França (29%) e Japão (21%). Ao mesmotempo, é superior à conversão em paísescom maior capacidade média instalada,como Coréia do Sul (21%) e ArábiaSaudita (12%). Este aumento daconversão trouxe benefícios econômicosàs refinarias, porque, como mostra afigura IV.6, a margem bruta de refino estáfortemente relacionada ao potencial deconversão da refinaria.


12

ConversãoX

X Margem Bruta

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

3.0 5.0 7.0 9.0

REPLAN

RLAM

REDUC

REVAPREPAR

REFAP

RPBC

REGAP

RECAP

REMAN

IPIRANGA

EUA3

Margem bruta (2) (US$/bbl)

Con

vers

ão(1

)

(1) Soma das cargas das unidades de conversão (em relação à capacidade da refinaria)(2) Receita obtida com os derivados menos o custo da matéria-prima, por barril de petróleo(3) Média da margem bruta nos EUA nos últimos 10 anos; conversão e capacidade média das refinarias em 1998Nota: Não foi possível estabelecer a conversão da refinaria de ManguinhosFontes:ANP, Petrobras , Platts , EIA, Análise BAH

Capacidade

Figura IV.6 - Relação entre potencial de conversão e margem bruta por refinaria

O impacto conjunto das importaçõesde petróleo e derivados no resultado dabalança comercial tornou-se significativo.Em 2001, a exportação de derivadostotalizou US$ 1,4 bilhão. Mas, comimportações de US$ 2,8 bilhões, houvedéficit de US$ 1,4 bilhão. O mesmoaconteceu com o petróleo, com déficit deUS$ 3,3 bilhões. O impacto total dodéficit de US$ 4,7 bilhões é significativo,mesmo considerando-se que houvesuperávit de US$ 2,6 bilhões na balançacomercial no mesmo período.

IV.3. PERSPECTIVAS FUTURAS PARADEMANDA E SUPRIMENTO

IV.3.1. Projeção de Demanda

As projeções da demanda dederivados contemplam a evoluçãohistórica do consumo de produtos,correlacionada com parâmetrosmacroeconômicos, demográficos e outros(como carga rodoviária transportada,tráfego aéreo, etc.). Para cada produto éanalisada a sua principal utilização e sãoselecionados os impulsionadores quemelhor representem o seu consumo. Sãoconsiderados dois grupos de produtos,com comportamentos distintos quanto àassociação com os impulsionadores:


13

Produtos destinados a pessoasfísicas (como gasolina e GLP), para osquais se usam parâmetros primáriosdemográficos – como população enúmero de domicílios – atrelados aparâmetros secundáriosmacroeconômicos;

Produtos destinados a pessoasjurídicas (como diesel, querosene, óleocombustível e nafta), para os quais sãoconsiderados parâmetrosmacroeconômicos ou outros parâmetrosmais adequados.

As projeções, feitas com base emsérie histórica que se estende até 1999,contemplam o conjunto total dos produtose os substitutos de cada um deles.Assim, levam em conta a demanda deálcool anidro, álcool hidratado e gásnatural veicular (GNV) – no caso dagasolina – e a demanda de gás natural –no caso do óleo combustível e do GLP –de forma a representar a demandapotencial de cada derivado, incluindo aparcela que deverá ser substituída.

As alterações de especificação deprodutos e as variações de preço foramconsideradas de baixo impacto nademanda dos produtos. A evolução dasespecificações dos produtos não foiconsiderada potencial impulsionadora dedemanda. A maior parte delas dizrespeito a questões ambientais.

Adicionalmente, as alterações deespecificação relacionadas àperformance, historicamente, semostraram de baixa percepção para oconsumidor final. Os produtos derivadosde petróleo, por serem de necessidadebásica, historicamente apresentam baixaelasticidade ao preço. Por este motivo,minimizaram-se possíveis impactos daevolução de preços e subsídios nademanda pelos produtos.

O resumo da projeção das principaisvariáveis (PIB, população, domicílios,carga rodoviária e tráfego aéreo)utilizadas para explicar a demanda dosprodutos encontra-se na figura IV.7.

Figura IV.7 – Resumo da projeção das principais variáveis

(1) Taxa de crescimento anual acumuladoFontes: Banco Central,OCDE, GEIPOT, DAC, Análise BAH

Dados TCAA 2000-2010PIB 2,8%

Setor Primário 3,2%

Setor Secundário 1,2%

Setor Terciário 3,3%

Energia/Tributos 3,2%

PIB per Capita 1,4%

População 1,3%

Domicílios 1,8%

Carga Rodov. Transp. 3,0%

Tráfego Aéreo 3,4%

Dados TCAA 2000-2010PIB 2,8%

Setor Primário 3,2%

Setor Secundário 1,2%

Setor Terciário 3,3%

Energia/Tributos 3,2%

PIB per capita 1,4%

População 1,3%

Domicílios 1,8%

Carga rodov. transp. 3,0%

Tráfego aéreo 3,4%


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Com base nestes parâmetros e emsérie histórica que se estende até 1999,estimou-se que a demanda de derivadosatingirá 145 milhões de m3/ano em 2010,

com crescimento de 3% ao ano entre1999 e 2010. Diesel e gasolinarepresentarão 60% dessa demanda (verfigura IV.8).

105126

145

1999 2005 2010

Óleocombustível

6%

GLP11%

Querosene

3%

Nafta11%

Outros9%

Gasolina27%

Diesel33%

Fontes: Balanço Energético (BEN) - 2000, IBGE, DAC, GEIPOT; AnáliseBAH

Figura IV.8 - Demanda futura de derivados por produto (milhões m3/ano)

O consumo potencial de gasolina,incluindo seus substitutos, impulsionadopelo PIB do setor terciário, atingirá 52milhões m3/ano em 2010, comcrescimento anual de 4,5% ao ano entre1999 e 2005. Por ser um produtoconsumido em sua maior parte porpessoas físicas, foi atrelado ao fatorpopulacional (consumo por habitante emlitros). Para representar a evolução doconsumo potencial de gasolina esubstitutos, o parâmetro utilizado foi ataxa de urbanização, representada pelaevolução do PIB do setor terciário.

Após a projeção do consumopotencial, é necessário projetar asubstituição dos produtos, e

conseqüentemente obter a demandalíquida de gasolina. No horizonte deestudo, os produtos substitutos dagasolina são o álcool hidratado e o GNV.Além dos produtos substitutos, o álcoolanidro é adicionado à gasolina paraproduzir a gasolina C (comercial).

As premissas assumidas foram: GNV: representará o consumo de 5%

da frota em 2010; Álcool anidro: o percentual de álcool

misturado à gasolina tenderá a diminuirprogressivamente até 2005,estabilizando-se em 20%.

Assim, o consumo líquido de gasolinaserá de 39 milhões m3/ano em 2010.


15

O consumo potencial de GLP,incluindo a substituição por gás natural,atingirá 19 milhões m3/ano (crescimentode 3,7% ao ano entre 1999 e 2010). OGLP, apesar de ter algum consumoindustrial, é um produto de utilizaçãopredominantemente residencial, portantosua demanda está atrelada ao consumopor domicílio. O consumo por domicílioevolui de acordo com a penetração doproduto, que pode ser representada pelaevolução do PIB do setor terciário(crescimento do comércio, incluindo ocomércio de eletrodomésticos).

Como premissa, foi considerado queo potencial de substituição ocorre apenasnas regiões com potencial acesso ao gásnatural. Também foi considerada umataxa de substituição ao longo do tempo deacordo com a evolução do cenárioeconômico e a disponibilidade da infra-estrutura. Por meio dessas premissas,estima-se que a substituição de GLP pelogás natural atingirá 15% em 2010, o queleva a uma demanda líquida de GLP de16 milhões m3/ano.

Impulsionado pela carga rodoviáriatransportada, o consumo de dieselatingirá 47 milhões m3/ano em 2010(2,6% ao ano, entre 1999 e 2010). Porser um produto direcionadoprincipalmente para o consumo notransporte rodoviário de cargas, não deveser atrelado a variáveis populacionais. Oparâmetro diretamente relacionado aoconsumo de diesel é a carga rodoviáriatransportada. Este parâmetro, por suavez, apresenta forte correlação com oPIB (variável secundária). Apesar deexistirem especulações sobre asubstituição do consumo de diesel porfontes alternativas (biodiesel, porexemplo), consideramos baixo o impactono horizonte do estudo.

O consumo potencial de óleocombustível em 2010 atingirá 17 milhõesm3/ano (taxa de 2,4% ao ano entre 1999e 2010), desconsiderando a substituiçãopelo gás natural. O óleo combustível éum produto de uso industrial e parageração de energia elétrica, portanto, nãoé coerente adotar variáveisdemográficas. Os parâmetros querepresentam a evolução do consumo deóleo combustível, de acordo com a suautilização, são o PIB do Setor Secundário(para representar o consumo industrial) eo PIB do Setor Terciário (pararepresentar a demanda de energiaelétrica).

O gás natural é apontado comoprincipal produto substituto do óleocombustível. As premissas assumidasforam:

Potencial de substituição em regiõescom acesso primário ao gás natural, semconsiderar, porém, a viabilidade dosinvestimentos necessários para aconstrução de acessos secundários;

Taxa de substituição ao longo dotempo de acordo com a evolução daperspectiva econômica e adisponibilidade de infra-estrutura.

Estima-se, então, que a substituiçãopor gás natural atingirá 48% em 2010,reduzindo, portanto, o consumo líquidode óleo combustível para 8 milhõesm3/ano.

Impulsionado pelo desenvolvimentode equipamentos mais eficientes,juntamente com a evolução do tráfegoaéreo, o consumo de querosenealcançará 5 milhões m3/ano em 2010. Oconsumo de querosene é basicamentepara uso em aviação, portantocorrelacionado com o consumo por kmvoado (performance de consumo). Aquantidade de quilômetros voados, porsua vez, se correlaciona com o PIB do


16

Setor Terciário, por ser bastante atreladaà evolução do setor de serviços. Não foiassumida reincidência de nenhuma

renovação brusca na frota (o últimoperíodo foi entre 1989 e 1992).

Demanda Total de Derivados dePetróleo—Ano de 2010

Demanda Total145 milhões m3/ano

Demanda total145 milhões m3/ano

PRODUTOS NORTE NORDESTE CENTRO-OESTE SUDESTE SUL BRASIL

Gasolina 19% 20% 27% 31% 26% 27%

Diesel 46% 27% 46% 30% 31% 32%

ÓleoCombustível 12% 2% 3% 9% 3% 6%

Nafta 0% 26% 0% 5% 20% 11%

GLP 10% 13% 10% 11% 9% 11%

Querosene 4% 3% 4% 4% 2% 3%

Outros 9% 9% 9% 9% 9% 9%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100%

PRODUTOS NORTE NORDESTE CENTRO-OESTE SUDESTE SUL BRASIL

Gasolina 19% 20% 27% 31% 26% 27%

Diesel 46% 27% 46% 30% 31% 32%

Óleocombustível 12% 2% 3% 9% 3% 6%

Nafta 0% 26% 0% 5% 20% 11%

GLP 10% 13% 10% 11% 9% 11%

Querosene 4% 3% 4% 4% 2% 3%

Outros 9% 9% 9% 9% 9% 9%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Participação por produto nasregiões — ano 2010

Fontes: Balanço Energético Nacional (BEN) 2000 - Superintendência de Estudos Estratégicos,Análise BAH

Norte

6%

Nordeste 19%

Centro-oeste

9%

Sudeste45%

Sul

21%

Figura IV.9 - Demanda futura de derivados por região (milhões m3/ano)


17

O consumo de nafta aumentará deacordo com a expansão da capacidadede produção dos três pólospetroquímicos (COPENE, COPESUL ePQU), devendo alcançar 16 milhõesm3/ano em 2010 (2,0% ao ano, entre1999 e 2010). O quarto pólopetroquímico, em construção no RJ, teráo gás natural como insumo, nãoimpactando o consumo de nafta.

Para a projeção da evolução doconsumo regional utilizaram-se osmesmos impulsionadores de demanda daprojeção nacional de consumo aplicadosàs cinco regiões geopolíticas brasileiras,

parametrizados para colocá-los emperspectiva regional.

Em 2010, o consumo da regiãosudeste representará 45% do consumonacional de derivados, enquanto a regiãonorte representará apenas 6% (ver figuraIV.9).

Como exemplos, a gasolina e odiesel apresentam crescimentos maisacentuados nos mercados em evolução(regiões norte, nordeste e centro-oeste),como mostra a figura IV.10.

(*) Explícitos a unidade x milhões de m³

Gasolina

14.1% 14.7%

8.4% 8.8%

52.7% 51.5%

20.5% 20.5%

4.4% 4.5%

1999 2010

Sul

Sudeste

Centro-oeste

Nordeste

Norte

18,1 38,8

(1) Taxa de crescimento anual acumuladoFontes: Balanço Energético Naciona(BEM)l (

BEN) - 2000, Superintendência de Estudos Estratégicos , AnáliseBAH

Diesel

9.1% 9.2%

15.3% 16.2%

12.5% 12.7%

42.9% 42.0%

20.2% 19.9%

1999 2010

Sul

Sudeste

Centro-oeste

Nordeste

Norte

35,5 46,9

Participação do Consumo por Região

Figura IV.10 – Participação do consumo por região (gasolina e diesel)


18

IV.3.2. Alternativas de Investimento

Sem a intenção de definir o que deveser feito, mas sim a de dar os parâmetrosdas possibilidades de futuro do setordependendo das medidas que foremadotadas, são apresentados diferentescenários. O parque de refino poderáevoluir de formas diversas em função dealternativas de investimento:

Alternativa "Menor Investimento":serão realizados investimentosnecessários para manter o parque derefino em condições de competir em ummercado aberto. Investimentos emqualidade, meio ambiente e segurançatambém serão necessários para atendera especificações/legislações futuras;

Alternativa "Adequação de Perfil eConversão": além dos investimentosprevistos na alternativa anterior, foramadicionados investimentos em conversãoe pequeno aumento de capacidade,planejados pela Petrobras até 2010. Sãopropostos alguns ajustes ao planoPetrobras com o objetivo de otimizar autilização das unidades de conversão etratamento (ex. FCC e HDT) nasrefinarias onde os investimentos estãoprevistos;

Alternativa "Cobertura da Demandaem 2010": visa aumentar a produção dosprincipais derivados para atender àdemanda interna. A partir dosinvestimentos das alternativas anterioressão incluídos três módulos de 30 milm3/dia de capacidade (cerca de 190.000bbl/dia cada) para cobrir a demandaprevista em 2010. Estes módulos deprodução poderão ser instalados tantoem refinarias existentes quanto em novosempreendimentos (projetos greenfield),nos quais o investimento será maior.

Estimou-se que o investimentomáximo, necessário para cobrir ademanda em 2010, será entre US$ 13,5bilhões e US$ 15 bilhões (ver figuraIV.11). Portanto, existe uma diferençaentre as alternativas “Adequação dePerfil e Conversão" e "Cobertura daDemanda em 2010" da ordem de US$4,5 bilhões a US$ 6 bilhões.

Em todas as alternativas, o maiorpercentual dos investimentos será emqualidade de produtos, proteçãoambiental e segurança operacional (entre40% e 90% do total). No caso daalternativa "Cobertura da Demanda em2010", haverá também um forteinvestimento (30% do total) em expansãode capacidade.


19

RPSP-2632-01-5-2Q01?h

Investimentos(US$ bilhões)

Perfil de Investimentos(% total)

AdicionalGreenfield(1)

Expansão

Capacidade

Conversão

Qualidade/Meio ambiente/Segurança

90%

67%

40%

28%

17%

30%

10%

3%

6% 10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Investimento mínimo Adequação de perfile conversão

Cobertura dademanda

(1) Investimento adicional necessário caso as expansões tenham que ser feitas por meio deprojetos greenfieldsem vez de utilizar a infra-estrutura existente nas refinarias

Fontes: Petrobras, ANP, Análise BAH

6.0 6.0 6.0

2.5 2.5

4.5

0.7

0.50.5

1.5

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

Investimento mínimo Adequação de perfile conversão

Cobertura dademanda

6,7

9,0

15,0

Figura IV.11 - Alternativas de investimentos


20

IV.3.3. Cenário de Referência

Tomando-se a alternativa “Adequaçãode Perfil e Conversão" como cenário dereferência, verifica-se que em 2010 serápreciso importar todos os derivados comexceção de óleo combustível equerosene, totalizando aproximadamente

670 mil bbl/dia (27% da demanda total).As principais importações serão degasolina (26%) e óleo diesel (17%), comopode ser observado na tabela IV.2.


Produçãopara

consumodoméstico(mil bbl/dia)

Gasolina 175 490Nafta 180 100Óleo diesel 140 670GLP 100 180Outros 75 160Óleocombustível 0 150

Querosene 0 85Total 670 1.835

Tabela IV.2 – Volume de suprimentos em 2010(Cenário de adequação de perfil e convesão)

Fluxos Regionais Totais de Derivados em 2010

(1) Inclui a Produção das Petroquímicas e das UPGNs

Fontes:Balanço Energético Nacional (BEN) - 2000, Anuário ANP, IBGE, Análises BAH

Déficit de18,9 milhões m³/ano(330 mil bbl/dia)


(320 mil bbl/dia)

Déficit de9,6 milhões m³/ano(170 mil bbl/dia)

Produção de23,6 milhões m³/ano(410 mil bbl/dia) Déficit de

6,5 milhões m³/ano(110 mil bbl/dia)

Norte/NordesteCentro-oeste /SudesteSul

Nota: Em cada macrorregião, a seta interna é aprodução para consumo doméstico e a setaexterna é o complemento do déficit (entrando)ou o escoamento do superávit (saindo)


(1.170 mil bbl/dia)

Figura IV.12 - Demanda x produção(comparativo 2000 e 2010)

A auto-suficiência(produção

necessária paraatender à demandainterna total) seráalcançada apenas

em óleocombustível e

querosene.


21

Todos os fluxos por região passarãoa ser deficitários. No Norte/Nordeste, aprodução de 18,5 milhões de m3/ano nãoserá suficiente para cobrir a demanda de37,4 milhões de m3/ano, gerando umdéficit de 18,9 milhões de m3/ano.Conforme mostra a figura IV.13, omesmo ocorrerá no Sudeste/Centro-oeste (com uma produção de 67,8

milhões de m3/ano para uma demandade 77,4 milhões de m3/ano) e no Sul(com uma produção de 23,6 milhões dem3/ano para uma demanda de 30,1milhões de m3/ano).

Figura IV.13 - Fluxo de derivados por macrorregião (2010)

O impacto estimado na balançacomercial de derivados do petróleo seráde US$ 5,2 bilhões, sendo os maioresdéficits em gasolina (US$ 1,6 bilhão),nafta (US$ 1,5 bilhão) e óleo diesel (US$1,2 bilhão).

Em um cenário "Cobertura daDemanda em 2010", as importaçõesseriam limitadas a GLP, nafta e outros,reduzindo a necessidade de importaçãopara aproximadamente 240 mil bbl/dia(ver tabela IV.4). Importações menoresreduziriam o impacto na balançacomercial de derivados para menos deUS$ 1 bilhão. Embora houvesse déficitde US$ 1,5 bilhão em nafta, este seriacompensado pelo superávit na

exportação de óleo diesel (US$ 0,7bilhão) e óleo combustível (US$ 0,5bilhão).

Derivado Importação (milbbl/dia)

Produção paraconsumo

doméstico (milbbl/dia)

Nafta 175 105Outros 45 190GLP 20 250Óleo diesel 0 810Gasolina 0 670Óleo combustível 0 150Querosene 0 85Total 240 2.260

Tabela IV.3 - Volume de suprimentos em 2010(Cenário de cobertura de demanda)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

0% 50% 100% 150% 200%

Dem

anda

( m

il m

³/ano

)

Produção/Demanda

2010 2000

Óleo combustível

Nafta GLP

Gasolina

Óleo diesel

Querosene

Outros

Fontes: AnáliseBAH , ANP


22

No cenário "Menor Investimento",seria necessário novamente importartodos os derivados com exceção de óleocombustível e querosene, mastotalizando um volume maior, em tornode 860 mil bbl/dia. Haveria maiorimportação de gasolina (34% dademanda total) e de óleo diesel (28%),como se pode observar na tabela IV.3,fazendo o impacto na balança comercialde derivados subir para US$ 6,3 bilhões.Os maiores déficits seriam de gasolina(US$ 2,1 bilhões), óleo diesel (US$ 1,9bilhão) e nafta (US$ 1,5 bilhão).


Produçãopara consumo

doméstico(mil bbl/dia)

Gasolina 225 440Óleo diesel 220 580Nafta 180 100GLP 130 145Outros 105 130Óleocombustível

0 150

Querosene 0 85Total 860 1.630

Tabela IV.4 - Volume de suprimentos em 2010(Cenário de menor investimento)

V. CONTEXTOINTERNACIONAL

V.1. TENDÊNCIAS DA DEMANDA E DOSUPRIMENTO

Atualmente ocorre intenso transporteintercontinental de óleo cru. Da produçãomundial de 74 milhões bbl/dia, o fluxo decrus entre os continentes é de 45% (33milhões de bbl/dia). Os maioresimportadores são EUA, Europa Ocidentale Japão, e os maiores exportadores são

o Oriente Médio e a antiga UniãoSoviética. Entretanto, o fluxointercontinental de refinados (9 milhõesbbl/dia) representa apenas 14% daprodução total (70 milhões bbl/dia),sendo os principais importadores os EUAe a Europa Ocidental. Novamente osmaiores exportadores são o OrienteMédio e a antiga União Soviética.

Este fluxo menor de refinadosdecorre da localização das refinarias nasproximidades dos centros de consumo,de forma a suprir a demanda local.Existem dois tipos de impulsionador paraesta proximidade dos centros deconsumo: os econômicos e osestratégicos. Entre os econômicos,destaca-se o menor custo de transportede crus quando comparado ao derefinados. Além disso, os crus podem serfornecidos mundialmente, enquanto asrefinarias têm que adaptar sua produçãoà demanda local, devido ao perfil dademanda de refinados e àsespecificações dos produtos.

Dentre os impulsionadoresestratégicos está o fato de que osgovernos ainda consideram as refinariasuma indústria estratégica, seja comofornecedor de combustível para asForças Armadas ou como indicador donível de desenvolvimento do país. Outroimpulsionador estratégico é a dificuldadede realocar uma refinaria estabelecidaem um lugar, devido à grande base deativos instalados e aos altos custos depreparação do terreno, entre outrosmotivos.

De fato, a capacidade de refino porregião é próxima à demanda porrefinados (ver figura V.1). Como exceção,destacam-se apenas a América do Norte,onde há um déficit significativo, e a antigaUnião Soviética e o Oriente Médio, ondea baixa utilização das refinarias é uma


23

característica marcante. Nas demaisregiões, a utilização da capacidade derefino é alta.

Outro aspecto a ser destacado nomercado de derivados de petróleo é quetem ocorrido um deslocamento do perfilde refinados para produtos leves. De1965 até 2000, houve um crescimentoacelerado no consumo dos destiladosmédios em detrimento dos óleoscombustíveis. Enquanto nesse períodoos destilados médios (óleo diesel equerosene) cresceram de umaparticipação de 27% do total para 37%,os óleos combustíveis reduziram suaparticipação de 29% para 16%.Gasolinas e outros derivados (gasesresiduais, GLP, coque, lubrificantes, etc.)permaneceram estáveis.

Grande parte da redução noconsumo de derivados mais pesados(óleo combustível e combustível paraaquecimento) está ocorrendo devido àsua substituição, com sucesso, poroutras fontes, tais como:

Gás natural: mais eficiente do que oóleo combustível e com melhorias norendimento;

Energia nuclear e hidroelétrica:também mais eficiente do que o óleocombustível, embora ainda dependa doacesso do país à tecnologia (nuclear) oudos recursos naturais (hidro) e daaceitação popular (nuclear).

Figura V.1 – Demanda de refinados x capacidade de refino por região (1999)

(1) OCDE = Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico: Austrália, Japão, Coréia do Sul, Áustria, Bélgica, Dinamarca,Finlândia, França, Alemanha, Grécia, Groenlândia, Irlanda, Itália, Luxemburgo, Países Baixos, Nova Zelândia, Noruega, Polônia, Portugal,Espanha, Suécia, Suíça, Grã-Bretanha, Canadá, México, EUA, República Tcheca, Hungria, República Eslováquia, TurquiaFontes: BP Statistical Review, International Energy Agency, , Análise BAH

0

5

10

15

20

25

América doNorte

Europa Ásia OCDE Antiga UniãoSoviética

OrienteMédio

África América doSul

Ásia não-OCDE

Milh

ões

bbl/d

ia

Demanda refinados Capacidade de refino

(1)

(1) OCDE = Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico: Austrália, Japão, Coréia do Sul, Áustria, Bélgica, Dinamarca,Finlândia, França, Alemanha, Grécia, Groenlândia, Irlanda, Itália, Luxemburgo, Países Baixos, Nova Zelândia, Noruega, Polônia, Portugal,Espanha, Suécia, Suíça, Grã-Bretanha, Canadá, México, EUA, República Tcheca, Hungria, República Eslováquia, TurquiaFontes: BP Statistical Review, International Energy Agency, , Análise BAH

0

5

10

15

20

25

América doNorte

Europa Ásia OCDE Antiga UniãoSoviética

OrienteMédio

África América doSul

Ásia não-OCDE

Milh

ões

bbl/d

ia

Demanda refinados Capacidade de refino

(1)


24

Por outro lado, a demanda crescentepor transportes e a falta de substitutosefetivos contribuíram para o crescimentoda demanda por gasolina e diesel. Osprincipais substitutos ou têmdisponibilidade limitada devido à baixaprodução (caso do GLP) ou a rede dedistribuição ainda é pouco desenvolvida(GNV). Outras fontes alternativas deenergia (biomassa, resíduos, hidrogênio,etc.) não podem ser consideradas parauso em larga escala ainda nesta década.

Em termos de capacidade mundial derefino, embora acompanhando ademanda de refinados na última década,vem ocorrendo aumento da utilização dacapacidade instalada, com risco de haverfalta de capacidade. Em 1980 a utilizaçãoera de 77%, mas em 1999 subiu para92%, com tendência a continuarcrescendo (ver figura V.2).

Apesar de ultimamente a taxa deutilização estar alta, as margens de refino– definidas como a venda bruta do

refinado subtraída do preço dos crus, doscustos de transporte, dos custosoperacionais da refinaria e da provisãode custo de crédito – não têm sidoatraentes. Raramente atingiram os níveisesperados para reinvestimento. Namaioria das regiões situam-se em tornode US$ 3,50/bbl.

Nos últimos dez anos, as margens derefino foram extremamente voláteis.Embora a Guerra do Golfo tenhaaumentado as margens temporariamente(no noroeste da Europa a margem para otipo Brent alcançou o pico de US$3,76/bbl), a tendência se reverteurapidamente e as margens caíram abaixodos níveis de 1989 (em 1999 a margempara o tipo Brent foi de US$ 0,30/bbl).Embora o ano 2000 tenha sidoexcepcional (margem de US$ 1,93/bbl),estimulado pela escassez de gasolinanos EUA, em 2001 as margens caíramnovamente.

Figura V.2 – Evolução da capacidade de refino comparada com a demanda mundial de refinados

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

milhõesbbl /di

Demanda de refinados Capacidade de refino

Fontes: BP Statistical Review-Junho 2001, EIA, Análise BAH

Recessãomundial e altos

preços deenergia

Fechamento derefinarias nos EUA

e Europa (baixarentabilidade)

Crescimentomundial com

preços de energiamoderados

Certa capacidadeadicional; aumento

da confiabilidade dasrefinarias


25

Conseqüentemente, os investimentosem refino foram muito reduzidos. No casodos EUA, apenas os investimentos emredução de poluição cresceram, mesmoassim apenas em termos percentuais(ver figura V.3).

Na Europa, o mesmo comportamentopode ser observado. O investimento totalnão foi tão reduzido quanto nos EUA (deUS$ 5,2 bilhões em 1988 para US$ 4,3bilhões). Entretanto, o percentualdestinado ao meio ambiente subiu de10% (US$ 0,5 bilhão) para 42% (US$ 1,8bilhão), provocando uma redução doinvestimento relacionado à demanda deUS$ 4,7 bilhões para US$ 2,5 bilhões.

No que diz respeito a agenteseconômicos atuando na cadeia de valordo petróleo, identificam-se tanto agentestradicionais quanto alternativos. Dentreos tradicionais destacam-se quatro tipos,com estratégias diferentes:

Grandes multinacionais (majors):estão em processo de desinvestimentono setor de refino, devido à baixarentabilidade, para redirecionar fluxo decaixa para E&P (exemplos: BP e Unocal);

NOCs (National Oil Companies)produtoras de petróleo: consideram orefino um canal de vendas de seuspróprios crus, apostando na criação devalor ao longo da cadeia de valor(exemplos: KPC e PDVSA/CITGO);

NOCs não-produtoras de petróleo:mantêm refinarias como ativosestratégicos, mas redirecionam o fluxo decaixa para negócios mais rentáveis(exemplos: Hellenic Petroleum e OMV);

Refinarias independentes: buscamgerar caixa e se desenvolvem emmercados em que há concorrência erentabilidade no refino (exemplo: PetroPlus).

0

2

4

6

8

10

12

14

1974

1980

1986

1992

1998

bilh

ões

de d

ólar

es (1

999)

Total Investimentos de Empresas FRSInvestimentos com Redução de Poluição (U.S. Bureau of the Census)Investimentos com Redução de Poluicão (American Petroleum Institute)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

1974

1980

1986

1992

1998

(1): FRS engloba todas as grandes empresas produtoras de energia baseadas nos EUA (32 empresas em 1999)Fontes: Investimentos em Refino: Energy Information Administration, Form EIA-28 (Financial Reporting System, FRS)Investimentos relacionados à poluição: 1974-1994: U.S. Department of Commerce; 1990-1999: American Petroleum Institute, U.S. Petroleum Industry'sEnvironmental Expenditures, 1990-1999 (Washington, DC, 19 de janeiro de 2001)Nota: RFG = Reformulated Gasoline

Pico do período de investimento paraatender às especificações de RFG

(1)

Investimentos em Redução de Poluição como um Percentual do Total dos InvestimentosInvestimentos Anuais

Figura V.3 – Investimentos em downstream e relacionados à poluição (EUA)


26

Entre os agentes alternativos,destacam-se os traders e importadores.Os agentes alternativos são os seguintes:

Traders: operam tanto na compraquanto na venda em mercados comliquidez e escala;

Importadores: oferecem ativos delogística (como píeres, tanques dearmazenamento e acesso à logísticadoméstica) para refinarias, tradersestrangeiros e varejistas locais;

Formuladores (blenders): dependemde oportunidades de desequilíbrio entreoferta e demanda, acesso à infra-estrutura logística e à informação. Suasatividades normalmente são transitórias;

Plantas petroquímicas: mundialmentesão agentes marginais. Produzem algunsprodutos que compõem a gasolina, masfreqüentemente não contam com a infra-estrutura para comercializar a gasolinaeficientemente.

V.2. EXEMPLOS DE POLÍTICAS DOGOVERNO PARA O SETOR DEREFINO

V.2.1. Políticas para incentivarinvestimentos

Os reguladores podem incentivar oinvestimento por meio da criação decondições financeiras e de mercadoatraentes, e da estabilização dasexpectativas dos refinadores. Existemvárias alavancas disponíveis paraalcançar estes objetivos. Por exemplo, épossível estimular o aumento dademanda de um derivado específicotornando o mercado atraente por meio deincentivos fiscais. Este favorecimento dedemanda também pode ser obtido com

políticas para construção e manutençãoda confiança na estabilização docrescimento da demanda. Comoexemplo, podem ser mencionadaspolíticas de longo prazo, mudançasprogressivas nas políticas domésticas,etc.

Outra alavanca potencial disponível égarantir aos refinadores investidores quehaverá um ambiente competitivoharmonioso a longo prazo. Essaalavanca pode ser implementada, porexemplo, por meio da definição deespecificações difíceis de serematingidas (regras de formulação rígidas),protegendo os refinadores que investempara competir.

De fato, um ambiente competitivosaudável é uma forte alavanca para atrairinvestimentos. Receber bem novosinvestidores (domésticos ouinternacionais) é fundamental. E, emcaso de mudanças de políticas comimpacto sobre esse ambiente, éimportante o faseamento adequado daimplementação.

A oferta de subsídios e/ou isençõesfiscais, com períodos bem definidos,pode também ser empregada paragarantir a antecipação de investimentosem novas refinarias ou na modernizaçãode refinarias existentes, sendo uma outraalternativa de alavanca para incentivarinvestimentos.

Finalmente, podem ser implementadaspolíticas de incentivo à redução de custosoperacionais, como a adoção detecnologias mais eficientes.

É importante, no entanto, enfatizarque os tipos de política de incentivo aosinvestimentos aqui descritos foramadotados em vários países,caracterizando-se, portanto, comomodelos que odem servir de base


27

para o desenvolvimento do refinonacional. Na Suécia, por exemplo,estimulou-se a demanda de diesel combaixíssimo teor de enxofre via incentivosfiscais. As especificações do diesel (pesomáximo de enxofre, densidade máxima,peso máximo de aromáticos)implementadas pela Suécia em 1994estão entre as mais rígidas do mundo.Foi criado um imposto por m3 de derivadopara cada ppm de conteúdo de enxofre.

Como resultado, houve grandeaumento da demanda por diesel de baixoteor de enxofre, incentivando refinadoresa investir em unidades de conversão paraproduzir combustíveis mais limpos.Quase toda a capacidade foi convertidae, atualmente, os refinadores suecosestão bem posicionados para aproveitara crescente demanda desse diesel naEuropa. A política foi bem-sucedida porter criado expectativas altas e duradouraspara os refinadores, antecipando atendência mundial por produtos menospoluentes.

A Índia é um exemplo de antecipaçãode investimentos em novas refinarias pormeio de isenções fiscais. Atérecentemente, o país enfrentava umgrande déficit de derivados. Em 1998, ogoverno decidiu estimular investimentosem novas refinarias oferecendo isençõesfiscais por cinco anos para os projetosiniciados após 1998 e concluídos antesde 2003.

Tais incentivos resultaram em trêsnovas refinarias, levando a Índia à auto-suficiência. O fator decisivo para osucesso foi o horizonte de tempo doincentivo – claramente determinado erazoavelmente curto (cinco anos) – aliadoa ameaças de que os subsídios seriamcancelados caso o projeto não fossecompletado até 2003. Além disso, apolítica claramente favorecia projetosgreenfield, sem nenhum incentivo paraexpansões.

Um ambiente competitivo abertopode ser eficaz para captarinvestimentos. A Índia abriu o setor derefino para agentes privados nacionais eestrangeiros para a construção de novasrefinarias em 1991. Os agentesestrangeiros poderiam ter participação deaté 49%, em caso de joint ventures (JV)com agentes privados nacionais, e de26%, em JV com empresas estatais. Ovarejo permaneceu sob controle dogoverno, mas estava previsto umpotencial acesso a ele em 2002, desdeque fossem realizados investimentosprévios em refino, E&P ou infra-estruturadutoviária.

A política conseguiu atrairinvestimentos de agentes privadosnacionais (em particular da Reliance,gigante petroquímico indiano) devido àexpectativa de elevado crescimento dademanda de derivados e à potencialabertura do mercado de varejo.Entretanto, não foi capaz de atrairagentes estrangeiros devido,principalmente, à falta de acesso aovarejo e às incertezas sobre os prazos eas regras de desregulamentação.

Para obter sucesso a abertura para aconcorrência tem de ter suas etapas bemplanejadas e implementadas. A Polônia,antes de privatizar e permitir aconcorrência, investiu em modernizaçãodo seu parque de refino. As refinariasenfrentavam falta de capital, tecnologiasobsoletas, baixa eficiência energética ebaixa utilização da capacidade. Ogoverno decidiu, então, lançar um planoagressivo para modernizar a indústria derefino, com custos estimados em US$ 2,5bilhões. Este plano foi baseado naproteção dos refinadores domésticos pormeio do aumento de tarifas alfandegáriase em um grande investimento paramodernizar as instalações das refinariasPlock e Gdansk. Uma parcelasignificativa dos custos desta


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modernização foi assumida porinvestidores privados – privatização daPlock por meio de IPO (initial publicoffering) e venda de 75% da Gdansk paraa Rotch Energy do Reino Unido, queconcordou em investir US$ 600-700milhões em expansão.

Devido a este plano, a Polônia pôdeaumentar a sua auto-suficiência emdiesel e óleo de aquecimento, apesar doaumento na demanda. Pôde melhorar a

qualidade dos produtos e, ao mesmotempo, se preparar para a livreconcorrência. A boa implementação porfases, com o início da modernização dosativos domésticos antes da mudança dapolítica, foi a chave para que as refinariasdomésticas se preparassem para aconcorrência

.

V.2.2. Outras Políticas

Por fim, além de incentivarinvestimentos, os reguladores tambémpodem promover a concorrência de

preços, tanto entre refinadores quanto aoredor deles, conforme a tabela V.1 aseguir:

Alavancas deconcorrência relacionadas

a preçoConcorrência entre

refinadoresConcorrência ao redor de

refinadores

Estrutura de concorrência:Dominância/ Altaconcentração/Propriedade

Quebrar o monopólio derefino em várias entidadesdistintas

Impor acesso a terceiros

Suprimento de produtos Criar oportunidades detrading com logística

Reduzir taxas de importaçãoe dar acesso à logística

Quebrar direitos exclusivosde importação

Política de precificação Adotar políticas de livreprecificação

Favorecer agentes quedêem descontos

Tabela V.1 – Visão geral das políticas para promover concorrência de preços

A Polônia, por exemplo, dividiu seusetor de refino em vários órgãos paracompetir entre si. O governo reestruturoua indústria de refino para estabelecer abase para os pólos futuros deconcorrência no refino e comercialização.As refinarias Plock e Gdansk foramtransformadas em empresas acionáriasem 1993. Foram implementadas a fusãoda refinaria Plock com uma das cincopequenas refinarias do Sul (Trzebinia) e

a fusão da refinaria Gdansk com outrarefinaria do Sul (Jedlicze). Em 1997 a Leide Energia estabeleceu o acesso deterceiros à infra-estrutura logística, comoforma de evitar supremacias regionais. Omaior pólo (Plock) permanecerá sobcontrole do governo, enquanto os outrosserão privatizados para empresasinternacionais.


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Na França, ao contrário, foi permitidauma alta concentração no setor de refino.A TotalFinaElf, após sua fusão, passou ater seis refinarias e a dominar 55% domercado. Outras quatro empresas(ExxonMobil, Shell, BP e CRR) ficaramcom os 45% restantes. Mas o livreacesso à infra-estrutura logística foimantido. Numerosos terminais deimportação são operados por empresaslogísticas independentes e mais de 50%do transporte de derivados é feito empolidutos operados por consórcios sobintensa fiscalização de autoridades dedefesa da concorrência. Estas condiçõesde livre acesso ajudaram a viabilizar aconcorrência entre as refinarias.

VVII.. PPRRIINNCCÍÍPPIIOOSS QQUUEE DDEEVVEEMMNNOORRTTEEAARR OODDEESSEENNVVOOLLVVIIMMEENNTTOO DDOORREEFFIINNOO NNAACCIIOONNAALL

A situação atual e, principalmente, aevolução da demanda e do suprimentonos próximos anos suscitam dezprincípios que devem nortear aconcepção de um modelo para odesenvolvimento do refino nacional (verfigura VI.1).

Figura VI.1 – Questões-chave para o desenvolvimento do refino nacional

Dimensão eurgência dosDimensão e

urgência dosinvestimentos

AmbienteCompetitivo

AAmmbbiieenntteeccoommppeettiittiivvoo

Atração de

Cobertura dademanda

1

Uso doUso docru nacional

3

Controle daPetrobras

PPoorrttee ee mmooddeellooddaa PPeettrroobbrraass

5

Perfildos Agentes

PPeerrffiill ddoossaaggeenntteess

eeccoonnôômmiiccooss

6

Infra-estruturalogística

CCoonnttrroollee ddaaiinnffrraa--eessttrruuttuurraa

llooggííssttiiccaa

7

4

8

AAttrraaççããoo ddeeiinnvveessttiimmeennttooss

9

de MA e especif especif. de produto

meio ambiente e Normas de2

PPllaanneejjaammeennttoo eeiimmpplleemmeennttççããoo ddee

aaççõõeess rreegguullaaddoorraass

10



AmbienteCompetitivo


Atração de

Cobertura dademanda

1


3



5

Perfildos Agentes



6




7

4

8


9





10



AmbienteCompetitivo


Atração de

Cobertura dademanda

1


3



5

Perfildos Agentes



6




7

4

8


9





10


30

VI.1. COBERTURA DE DEMANDA

O fluxo intercontinental de petróleocru é de 45% do total processado nomundo, enquanto o fluxo intercontinentalde refinados representa apenas 14% daprodução mundial. Isso mostra que asrefinarias estão localizadas perto doscentros de consumo, de forma a suprir ademanda local. Além do mais. existemimpulsionadores econômicos eestratégicos para esta proximidade doscentros de consumo, conformeapresentado no item V.1 – Tendências daDemanda e Suprimento.

A prática internacional demonstraque os países procuram manter sob suaresponsabilidade a produção de pelomenos 70% ou 80% da demanda interna.A maioria dos países da Europa, os EUAe a Argentina produzem mais de 70% dademanda interna de derivados.Historicamente, o Japão sempre sepreocupou com sua dependência nosuprimento de derivados. Desenvolveunovas unidades de refino a fim deprocessar o máximo de petróleo possívelpara atender à demanda doméstica e,atualmente, produz mais de 80% de suademanda de derivados em suasrefinarias.

Outro exemplo é a Índia, que, paraatender ao aumento de demanda dederivados, tem concentrado seusesforços no aumento de capacidade derefino (cinco refinarias nos últimos dezanos) e na implementação da tecnologianecessária para atingir a demandapredominante de destilados médios (5%de aumento de conversão nos últimoscinco anos).

Ao mesmo tempo, esses paísesestão tentando adequar a produção aoperfil da demanda e da sua evolução. AÍndia tem procurado reduzir suadependência de importações de diesel e

óleo para aquecimento. Na França, osrefinadores domésticos nãoacompanharam esta evolução, o queresultou em um superávit de gasolina eem um aumento no déficit de destiladosmédios.

O Brasil, atualmente, está acima dafaixa de 80% da cobertura da demandainterna de derivados, havendo déficit dealguns produtos que não chega acomprometer o abastecimento nacional(ex.: diesel e GLP). Mas precisará fazerinvestimentos para continuar assim em2010. A demanda de derivados no paíshoje é de 107 milhões m³/ano (base:2001) e cerca de 92% são supridos pelaprodução interna. Em 2010, a demandaestimada será de 145 milhões m³/ano eserão necessários de US$ 4,5 bilhões aUS$ 6 bilhões de investimentos emaumento de capacidade do parque derefino nacional para equacionar o déficitprevisto para aquele ano, além dos US$9 bilhões já previstos no PlanoEstratégico da Petrobras.

A realização ou não dosinvestimentos no parque de refino podeacarretar impactos significativos nabalança comercial do país:(i) considerando os investimentosprevistos no Plano Estratégico daPetrobras, haverá um déficit de derivadosde 670 mil bbl/d que, se suprido porimportações, acarretará um impacto deUS$ 5,2 bilhões por ano; (ii) caso hajadificuldades na implementação do citadoplano da Petrobras, o déficit aumentariapara 860 mil bbl/d, com um impacto deUS$ 6,3 bilhões por ano; (iii) por outrolado, caso os investimentos previstospela Petrobras e os adicionaisnecessários para aumento de capacidadesejam realizados, o déficit seria reduzidopara 240 mil bbl/d, com um impacto deUS$ 700 milhões/ano.


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Estes investimentos tambémreduzirão o alto grau de dependênciaexterna dos volumes de demandaprojetados. Caso os investimentos nãoocorram, o grau de dependência deimportação de derivados causaria o riscode desabastecimento, além das pressõesinerentes a elevações de preços. A atualtransação mundial de derivados envolve9 milhões bbl/dia. Sem investimentos, em2010 o Brasil precisaria importar emtorno de 10% desse mercado. Além domais, os países não estão investindo emaumento de capacidade de refino visandoa exportações e, sim, o mínimo para suasnecessidades internas, provocando orisco de desabastecimento e pressõessobre os preços. O Brasil teria comopossíveis fontes de suprimento externo aVenezuela e a Argentina, países vizinhostradicionalmente exportadores depetróleo e derivados.

Em resumo, a demanda dederivados deveria ser supridamajoritariamente pela produção local,evitando um elevado déficit na balançacomercial e uma grande dependênciaexterna. Para isso, investimentos daordem de US$ 4,5 bilhões a US$ 6bilhões serão necessários paraaumento de capacidade, visandoatender à demanda em 2010.

VI.2. NORMAS DE PROTEÇÃOAMBIENTAL E ESPECIFICAÇÃO DEPRODUTOS

Desde os anos 80, a redução deemissões de poluentes é o maiordirecionador de mudanças deespecificações de combustíveis detransportes em âmbito internacional(EUA, Europa e Japão).Conseqüentemente, os paísesindustrializados têm lançado seus

programas de controle de qualidade doar, forçando melhorias em motores ecombustíveis. Dentre estes países,alguns adotam programas ainda maisradicais, em geral aliados à redução deimpostos.

No Brasil, a legislação está evoluindoe seguindo tendências internacionais.Entretanto, existe claramente umadefasagem desta legislação quandocomparada às existentes em paísesdesenvolvidos (ex. teor de enxofre dodiesel em 2000: Brasil – 2.000 ppm(metropolitano); Suécia – 50 ppm; Europa– 350 ppm).

Especificações e regulamentaçõesmais rígidas trazem fortes impactos parao setor de refino, pois resultam emgrandes investimentos, que algumasvezes comprometem a sobrevivência derefinarias. Podem ter impacto substancialnos custos operacionais de refino – nemsempre compensados com o aumentodos preços –, o que pressiona arentabilidade dos negócios.

Por outro lado – conforme foidiscutido no item V.1, Tendências daDemanda e do Suprimento –, osinvestimentos em refino foram muitoreduzidos nos últimos anos, enquanto aparticipação dos investimentosrelacionados à proteção ambientalcontinua crescendo. Na Europa, em 2000investiu-se cerca de US$ 1,8 bilhão emadequações relativas ao meio ambiente,num total de US$ 4,3 bilhões (42%). Em1988, estes investimentos representavamapenas 10% do total. No Brasil, aPetrobras já divulgou em seu plano aintenção de investir US$ 6 bilhões norefino, para atender à evolução dasespecificações, a questões ambientais ede segurança operacional.


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Portanto, seriam necessáriosinvestimentos significativos no futurovisando adaptar a produção derefinados às exigências de qualidadede produtos, proteção ambiental esegurança operacional.

VI.3. USO DO CRU NACIONAL

Mundialmente, o cru tem se tornadomais pesado. Em função disso, ospaíses, inclusive o Brasil, têm sepreparado para esse tipo deprocessamento. Países dependentes depetróleo importado em geral prepararamsuas estruturas de refino com altaconversão para se adaptar a cruspesados. No Brasil, os crus que estãosurgindo são também mais pesados, jáque a média nacional, que em 1993 erade 28 °API, em 2000 baixou para 25°API.

É prática mundial as refinariasprocessarem misturas de crus, facilitandoo uso de pesados e até extrapesados,que também apresentam dificuldadesfísicas de transporte. Este procedimentopode ser observado no Brasil. Apesar damédia do cru nacional ter atingido 25°API no ano 2000, o °API médio do cruprocessado foi de 28,5, o que significaque foram realizados blendings paradiluição (processamento de 25%importado e 75% nacional).

O país tem a maioria de suasrefinarias preparadas para processar crupesado, o que permite ao refinadorescolher entre vários crus para atingir operfil de produção desejado.

Em termos de tendência mundial naseleção de crus, verifica-se a utilizaçãodo melhor sob o aspecto econômico paracada refinaria, evitando a mudança dasunidades de refino de acordo com aexploração e a produção de petróleo

locais. Por exemplo, o México e os EUAprocessam o cru economicamente maisvantajoso para cada refinaria, nãoimportando a origem, mas sim acombinação, a estrutura de refino e operfil de derivados desejado.

O critério para seleção do cru pode,em alguns casos, ser ainda uma questãoestratégica e/ou econômica. AVenezuela, por exemplo, utiliza o crulocal para produção de derivados, a fimde capitalizar suas enormes reservas eagregar valor ao seu cru porque este nãoé de boa qualidade e derivados possuemmaior valor agregado.

Como conclusão, a utilização decrus diferentes (nacionais ouimportados) deveria se basear emdecisões econômicas, proporcionandoflexibilidade aos agentes.

VI.4. DIMENSÃO E URGÊNCIA DOSINVESTIMENTOS

Como resultado das consideraçõesanteriores, a dimensão e a urgência dosinvestimentos totais necessários emrefino representam por si só uma questãocrítica.

O total dos investimentosnecessários para adequar o parque derefino e atender à demanda em 2010 éde US$ 13,5 bilhões a US$ 15 bilhões,incluindo neste montante US$ 9 bilhõesprevistos no Plano Estratégico daPetrobras. Comparativamente, nosúltimos oito anos, a Petrobras investiuUS$ 4,2 bilhões no refino. Além disso, opaís deve tomar decisões deinvestimento no curto prazo, para que osefeitos possam ser sentidos ainda nofinal da década.

Caso os investimentos não ocorram,o grau de dependência de importação dederivados, conforme foi dito


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anteriormente, poderia levar ao risco dedesabastecimento. Como os paísesestão investindo em aumento decapacidade de refino apenas paraatender a suas necessidades internas evisando a exportações, a ausência deinvestimentos poderia provocar risco defalta e pressões sobre os preços.

Quanto à atratividade, apesar dasmargens de refino mundiais serem baixase com alta volatilidade, no Brasil háperspectivas de que as condições sejammelhores, pois os custos operacionaispraticados pelas refinarias de portemédio a alto (>150.000 bbl) são maisbaixos do que os do mercadointernacional.

Em resumo, a dimensão e aurgência dos investimentos totaisnecessários no refino, quandocomparadas com a situação recente,representam uma mudançasignificativa na política deinvestimentos.

VI.5. PORTE E MODELO DAPETROBRAS

No Brasil, a Petrobras detém quase atotalidade do mercado de refino: controlamais de 98% da capacidade de refinonacional e supre 80% do mercadodoméstico. Além disso, atua sob ummodelo operacional integrado, realizandoplanejamentos de produção, custos einvestimentos conjuntos entre asrefinarias e fazendo uso de uma malhalogística bastante interligada. Seu parquede refino atual possui margens brutasmédias comparáveis às médias mundiais(US$ 5,5 a US$ 7,8 por barril). A entradade sócios minoritários em joint venturesem refinarias específicas não impactasignificativamente o controle.

A título de exemplo, em outros paísesonde existia alta concentração no setor

de refino o modelo foi revisto. No caso daPolônia, houve uma reformulação dessesetor com reestruturação e fusão derefinarias, venda de postos de gasolinaàs refinarias e estabelecimento deacesso de terceiros à infra-estruturalogística. O objetivo foi criar a base paraos pólos futuros de concorrência norefino e na comercialização. O maior pólopermanecerá sob controle do governo,enquanto os outros serão privatizados.

Na França, foi aprovada a fusão daTotalFinaElf, resultando na concentraçãode 55% do mercado de refino, com acondição de que o grupo vendessegrande parte dos seus ativos logísticos(depósitos e polidutos). Na Índia, existeuma multiplicidade de agenteseconômicos atuando no refino: trêsempresas estatais de comercialização erefino, quatro refinarias estataisindependentes e joint venture entreempresas estatais e privadas, além deuma empresa privada nacional. Alémdisso, estes agentes compartilham apropriedade da empresa criada paraatuar na infra-estrutura (Petronet Índia).Na Argentina, a YPF detinha 60% dacapacidade de refino antes daprivatização. Depois disso, uma série deobrigações foram impostas àRepsol/YPF, tais como desinvestimentoem postos para voltar à participaçãoanterior à privatização (troca de ativoscom a Petrobras) e impossibilidade detransferência de ativos a agentes comparticipação superior a 10% no varejo ourefino.

Diferentemente, na Venezuela, houvea consolidação do monopólio estatal nosetor de refino. Isto ocorreu porque opetróleo é a indústria mais importante dopaís, onde a monetização das reservasde petróleo tem um grande impacto naeconomia nacional. A PDVSA, empresanacional de petróleo, em 2000 contribuiu


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com 84% das exportações nacionais e51% da receita fiscal.

Em suma, o controle exercido defato pela Petrobras sobre o refinoimpõe dificuldades significativas parao surgimento de novos concorrentes.A mudança desse quadro depende deuma revisão da participação daPetrobras para que novos agentestenham condições de concorrer comela.

VI.6. PERFIL DOS AGENTESECONÔMICOS

Os agentes econômicos atuando norefino podem ser tradicionais oualternativos, e com perfis variados (veritem V.1 – Tendências da Demanda eSuprimento). A presença dos agentescom diferentes perfis determina o nívelde concorrência presente no mercado.No setor de refino brasileiro atual,predominam dois tipos de agente, emdiferentes escalas: uma NOC produtorade petróleo e, em menor escala, doisagentes privados que são refinariasintegradas com o varejo (Manguinhos eIpiranga). O volume da produçãonacional de crus ainda não justificapostura semelhante à praticada pelaVenezuela, onde se manteve omonopólio estatal, viabilizando aestratégia de escoar a produção do seupróprio cru.

Mundialmente, também se podeobservar a presença de vários agentesdeterminando o nível de concorrência. NaFrança, embora a TotalFinaElf tenhamais da metade da capacidade de refinodo país, a participação doshipermercados gerou uma divergência deinteresses no varejo. Contudo, apermissão para a prática de dumping novarejo inibiu investimentos no refino.

A Índia abriu o mercado de refinopara empresas privadas, garantindo auto-suficiência por meio da construção – viaincentivos fiscais – de refinariasgreenfield. Embora não tenha conseguidoatrair multinacionais (o varejo ainda nãofoi liberado), a iniciativa privada local teminvestido pesadamente no setor de formaisolada. Na Argentina, com aobrigatoriedade imposta à Repsol/YPF dedesinvestir parte de sua capacidade derefino e varejo para um agente comparticipação menor que 10%, um novoagente (Petrobras) foi atraído.

Portanto, o estabelecimento denovos agentes relevantes é condiçãonecessária para uma concorrênciaestrutural no setor de refino.

VI.7. CONTROLE DA INFRA-ESTRUTURALOGÍSTICA

A tendência mundial é ocompartilhamento de infra-estruturalogística com grande transparência,gerando um bom ambiente competitivo eabrindo espaço para investimentos emexpansão. Na França, mais de 50% dosderivados são transportados por dutos,que são abertos a terceiros, foramconstruídos com incentivos da OTAN(Organização do Tratado do AtlânticoNorte) e são operados porconsórcios/empresas logísticasindependentes, sob forte fiscalização deautoridades de defesa da concorrência.Também foi determinado que aTotalFinaElf deveria se desfazer degrande parte de seus ativos logísticos.Na Índia, foi criada a Petronet Índia, naqual 50% de participação é dasempresas públicas e o restante é dosetor privado e de investidoresfinanceiros. Esta empresa é encarregadade construir novos dutos, com apossibilidade de criar JVs entre empresaspúblicas e privadas.


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O compartilhamento da infra-estrutura logística é mais eficaz quando aposse e o controle dos dutos/terminaissão balanceados entre diferentesagentes. Isso evita a concentração dainformação dos fluxos nas mãos de umúnico agente e, no caso em que ospreços são regulados, o poder reguladoré fortalecido.

Identificam-se duas opções demodelo tarifário para os serviçoslogísticos, associados ao provimento delivre acesso: tarifas negociadas entre osagentes, apenas a partir do momento emque os reguladores tenham garantido aconcorrência justa entre os refinadores; etarifas reguladas pelo governo, o modelonormalmente mais utilizado.

No Brasil, o esquema depropriedade, controle e operação dainfra-estrutura logística precisa serrevisto. Houve a liberação do acesso àinfra-estrutura para os agentesinteressados, em meados de 2000. Estemodelo, entretanto, ainda nãocorresponde às expectativas, já que apropriedade dos dutos e terminaispermaneceu nas mãos da Petrobras e háausência de transparência nasoperações.

Logo, a configuração e o controleatual da infra-estrutura logística aindaimpedem o estabelecimento daconcorrência, seja por volume ou porpreço.

VI.8. AMBIENTE COMPETITIVO

O ambiente competitivo pode sergerado entre refinadores ou ao redordeles, como apresentado no item V.2-2(Outras Políticas). No Brasil, o refino é osetor da cadeia de valor do petróleo que

apresenta menor nível de abertura econcorrência. É, portanto, o setor que ogoverno e a ANP querem focalizar paracontinuar o processo de abertura.

Entretanto, dada a condição dedomínio da Petrobras, algumas dasalavancas discutidas deverão seraplicadas para estabelecer o ambientecompetitivo.

A concorrência só poderá serdesenvolvida por meio da atração deagentes econômicos relevantes, quepoderão não se estabelecer nas atuaiscondições de concorrência.

VI.9. ATRAÇÃO DE INVESTIMENTOS

É preciso alterar algumas variáveis afim de criar as condições atrativas emtermos econômicos e estratégicos paraos agentes desejados. Algumascaracterísticas do setor de refino noBrasil são vantajosas: o estágio deabertura e o nível de intensidadecompetitiva em que se encontram asoutras etapas da cadeia de valor dopetróleo; o crescimento de quase 40% nademanda para os próximos anos; a boamargem bruta de refino e os custosoperacionais baixos.

Entretanto, ainda existem condiçõesnão adequadas à atração deinvestimentos para o setor de refino doBrasil. A principal é a existência de umagente mantendo o controle e ahegemonia no refino e na infra-estruturalogística. Além disso, falta uma visão delongo prazo para o desenvolvimento dosetor. Conseqüentemente, é necessárioatuar no ambiente competitivo para criaras condições estratégicas e econômicaspara conquistar agentes com o perfildesejado.


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Esta geração de condições atrativasprecisa ser combinada com incentivos,devido ao porte e à urgência dosinvestimentos necessários. Considerando-se o crescimento previsto de demanda ea cobertura do parque de refino atual, osinvestimentos precisam acontecer numhorizonte de tempo curto, definido egerenciável

Atentando para o nível e avolatilidade das margens de refino – e ofato de que os investimentos em refinosão tipicamente atrelados a outrasatividades na cadeia do petróleo –, ébastante usual que os paísesestabeleçam políticas de incentivo comoferramenta para fomentar investimentos(isenções fiscais e tributárias, barreirasalfandegárias, direitos exclusivos deconstrução e/ou operação em uma áreadefinida, etc.).

Na Índia, onde a demanda dederivados cresceu em média 6% ao anona última década, isenções fiscais decinco anos para novas refinariasconstruídas até 2003 permitiram ao paístornar-se auto-suficiente em derivados. Acapacidade de refino dobrou na últimadécada, com a entrada de cinco novasrefinarias. Os investimentos em projetosgreenfield foram feitos por agentesprivados locais, que foram liberados paraimportar cru para seu próprio uso. Asrefinarias existentes, porém, todasestatais, não receberam incentivos, entãoquase não expandiramcapacidade/conversão. Desta forma, nãoestão preparadas para enfrentar osdesafios da desregulamentação,pressionando a postergação da aberturado varejo.

Mesmo em mercados maduros, ondeo crescimento da demanda é menor,

também é prática usar incentivos fiscais.Na Suécia, por exemplo, a introdução deincentivos fiscais para produtos novoscom alta qualidade resultou em grandesinvestimentos nas refinarias. Umprograma de incentivos para estimular ademanda por diesel com baixíssimo teorde enxofre foi implementado. O aumentoda demanda por este diesel incentivourefinadores a investir em unidades deconversão. Quase toda a capacidade derefino foi convertida e, atualmente, asrefinarias suecas estão bemposicionadas para aproveitar a demandacrescente por este diesel na Europa.

Concluindo, os investimentos noparque de refino poderiam ser atraídoscriando as condições econômicase/ou estratégicas conforme osinteresses dos agentes relevantes eimplementando incentivos fiscais,tributários e/ou de outra natureza quefacilitem e acelerem este processo.

VI.10. PLANEJAMENTO EIMPLEMENTAÇÃO DE AÇÕESREGULADORAS

Uma implementação bem sucedidade ações requer o atendimento de váriosfatores críticos — visão, transparência,equilíbrio e continuidade. A falta de umavisão de longo prazo exposta de formatransparente e confiável desencorajainvestimentos e desestimula a presençade diferentes agentes econômicos,limitando no tempo o efeito dosincentivos fiscais. Na Índia, a ausência deuma definição precisa do papel da novaautoridade reguladora, assim como darelação entre refino e varejo, foi um fatorfundamental para as majors nãoentrarem no mercado.


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É fundamental, também, equilibrar asvárias ações impulsionadoras,organizando uma seqüência de medidasque não gerem efeitos indesejados nosetor de refino. A Polônia adotou umaabordagem em fases, forçandoprimeiramente os investimentos paramelhorar a concorrência da indústria, einiciando em seguida a privatização,antes da livre concorrência. Emcontrapartida, a tolerância da França emaceitar o dumping no mercado dederivados (hipermercados), em conjuntocom outras políticas não favoráveis aorefino (gasolina x diesel), afetou arentabilidade no downstream, inibindonovos investimentos.

Uma implementação bem-sucedidarequer, também, atender a fatores comotransição e prazo. Existem fases detransição durante uma mudança nocenário competitivo que devem serconsideradas, tomando-se medidas quegarantam a manutenção dacompetitividade do parque atual e evitemo sucateamento das empresasexistentes. Na Polônia, o governoprotegeu com um aumento de tarifasalfandegárias os refinadores nacionais emodernizou a indústria do refino cominvestimentos pesados em conversão etratamento antes de privatizar a empresaestatal. Já nos EUA, o prazo dado para aadequação às especificações deprodutos, apesar de proteger osrefinadores nacionais, foi prejudicial nanegociação com os agentes queexportavam derivados para aquele país.

Por outro lado, o prazo para adaptaçãodos refinadores às novas regras nãodeve ser excessivo, para evitar que asmedidas necessárias sejam postergadase gerem ineficiência operacional eeconômica. Na Polônia, a privatização foifeita negociando-se previamente com oscompradores um investimento mínimoem expansão.

Fatores como flexibilidade eadaptação também devem ser atendidos.O processo de desregulamentaçãoprecisa ser cuidadosamente gerenciado.Deve ser flexível, permitindo ajustes àsmudanças econômicas, aos movimentosestratégicos dos agentes e às reaçõesnão esperadas. A Índia optou pormodificar levemente os pré-requisitospara os agentes privados secandidatarem a uma participação naempresa de distribuição/varejo IBP-Instituto Brasileiro de Petróleo. De início,eram exigidos altos investimentos norefino, o que permitia que apenas umagente atendesse à norma O pré-requisito foi suavizado para incluirinvestimentos em logística. Este ajuste foinecessário para estimular as ofertas parao leilão.

Em resumo, dada a situação noBrasil, o planejamento criterioso dasações e sua implementação são tãoimportantes quanto a definição domodelo para o desenvolvimento dorefino.


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VII. CONCLUSÕES

EEste documento foi elaborado com oobjetivo de discutir os principais pontoscríticos para o estabelecimento de ummodelo de desenvolvimento para o refinonacional. Levantaram-se questõesimportantes, detalhadas ao longo dosdiversos capítulos, com o intuito depermitir uma reflexão sobre as possíveisvias de ação a serem adotadas pelogoverno e pela ANP.

PPara formular e avaliar essaspossíveis vias de ação deve-se, emprimeiro lugar, ressaltar o grande desafioque existe pela frente no que diz respeitoao refino nacional. A demanda atual é daordem de 107 milhões m³/ano (1,84milhão bbl/dia), suprida principalmentecom refino próprio, mas suplementadapor um grande volume de importações(17,2% em 2001). Calculando-se umcrescimento da demanda de 3% a.a.,previu-se para 2010, com base em sériehistórica que se estende até 1999, umademanda total de 145 milhões m³/ano(2,5 milhões bb/dia). Conseqüentemente,pode ser esperado um déficit de 50milhões m³/ano (35% da demanda), secompararmos a demanda prevista com acapacidade total do parque de refino em2010, sem considerar qualquerinvestimento em aumento de capacidade.

OO tamanho deste déficit na produçãode derivados de petróleo levou àresposta da questão levantada sobre anecessidade de investimentos no setorde refino nacional. Para cobri-lo comsuprimento próprio, são necessáriosinvestimentos de US$ 13,5 bilhões a US$15,0 bilhões, incluindo neste montante osUS$ 9 bilhões previstos no PlanejamentoEstratégico da Petrobras. Vale ressaltarque os investimentos específicos para

aumento de capacidade (US$ 4,5 bilhõesa US$ 6 bilhões) levarão de três a quatroanos, a partir do início dosempreendimentos, para se tornaremoperacionais, período durante o qualparte da demanda seria suprida comimportação. Tais números determinam adimensão e a urgência dos investimentosnecessários em refino, que, quandocomparados com a situação dos últimosanos, representam uma mudançasignificativa na política de investimentosno setor, tendo em vista que a Petrobrasinvestiu US$ 4,2 bilhões em refino nosúltimos oito anos.

PPor outro lado, a resposta à questãolevantada a respeito de quais deveriamser as fontes de suprimento de derivadosde petróleo no país, também na seção II,foi bastante amadurecida. Viu-se que aspráticas internacionais sugerem umacobertura de 80% a 90% da demanda pormeio de produção local. Logo,reafirmando o que já foi expostoanteriormente, a demanda de derivadosdeve ser suprida majoritariamente comprodução local, evitando-se assim umalto déficit na balança comercial e umagrande dependência externa.

TTrata-se, portanto, de identificar asformas mais adequadas de atrairinvestidores para o setor de refinonacional, sem deixar de levar em contaque a atividade de refino no mundo hojeé pouco atrativa se comparada aosoutros elos da cadeia de valor dopetróleo, nos quais as margens derentabilidade são maiores. Em funçãodisso, só tem havido investimentos naconstrução de novas refinarias emcondições excepcionais de crescimentoda demanda, combinados com diversostipos de incentivo.

AAssim, a resposta à questão relativa àfonte da qual deveriam partir osinvestimentos necessários à ampliação


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da capacidade do refino nacionalpermanece em aberto. Na seção V.2,foram discutidos diversos tipos de políticade governo para atrair essas fontes deinvestimentos em refino, bem comooutras para intensificar a concorrência nosetor, o que fornece os elementos pararesponder à última questão da seção II,sobre as possíveis ações reguladoras aserem empreendidas pela ANP.

NNo entanto, a atração de investidoresdepende de decisões do GovernoFederal e do Congresso Nacional, quedeverão, antes de tudo, estabelecer: (i) aconfiguração que o parque de refinonacional deverá passar a ter; (ii) omodelo de concorrência a ser adotadopara o setor de refino; (iii) o papel quedeverá ser desempenhado pelaPetrobras e pelos agentes privados neste

novo modelo; (iv) o prazo em que asmudanças necessárias deverão serimplementadas; e (v) a definição depossíveis incentivos econômicos queviabilizem os investimentos necessários.

DDesta forma, com base nos princípiosque devem nortear o desenvolvimento dorefino, identificados anteriormente,extraem-se os vetores que deverão guiaro processo de identificação de opçõespara o modelo de desenvolvimento dosetor. Estes vetores, como mostra afigura VII.1, são seis e contemplam: aCobertura da Demanda, a Configuraçãodo Parque de Refino, a Propriedade dosAtivos, o Modelo de Concorrência, aInfra-estrutura Logística e o Prazo paraIntrodução da Concorrência.

Figura VII.1 – Vetores baseados nos princípios norteadores

Cobertura daDemanda

Configuraçãodo Parque

Modelo deCompetição

Prazo paraConcorrência

Infra-estruturaLogística

Propriedadedos Ativos

QuestõesChaves

Importações

Produção local:– Greenfield– Expansões

Apenas Petrobras

JV com a Petrobras

Agentes privados

“Livre acesso”

Compartilhada com propriedadee operação de terceiros

Atrelada ao parque de refino

Integrado

Subdividido regionalmente

Refinarias independentes

Concorrentes periféricos

Concorrentes estruturais– Integração vertical– Sem integração vertical

Imediata

Curto prazo

Longo prazo

Questões-chave

Cobertura daDemanda

Configuraçãodo Parque

Modelo deCompetição

Prazo paraConcorrência

Infra-estruturaLogística

Propriedadedos Ativos

QuestõesChaves

Importações

Produção local:– Greenfield– Expansões

Apenas Petrobras

JV com a Petrobras

Agentes privados

“Livre acesso”

Compartilhada com propriedadee operação de terceiros

Atrelada ao parque de refino

Integrado

Subdividido regionalmente

Refinarias independentes

Concorrentes periféricos

Concorrentes estruturais– Integração vertical– Sem integração vertical

Imediata

Curto prazo

Longo prazo

Questões-chave

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