Brasilplast 2011 – Petroquímica – Fenômeno do shale gas altera o panorama do gás natural no mundo

O crescimento da produção do shale gas nos Estados Unidos pode representar um ponto de inflexão nas estratégias petroquímicas mundiais.

A magnitude dessa nova fonte de gás natural e o alto teor de etano nele contido derrubaram as cotações do hidrocarboneto na região do Henry Hub, o principal parâmetro internacional dos preços do gás, para a faixa entre US$ 3,0 a US$ 4,0 por milhão de BTUs. Essa cotação, certamente influenciada pela crise econômica atual, situa-se abaixo dos valores cobrados nas regiões produtoras do Oriente Médio.

A descoberta de nova fonte de gás natural em um país politicamente estável estimula a imaginação dos planejadores da atividade econômica mundial. Mas também representa uma ameaça para produtores petroquímicos abastecidos com matérias-primas de alto custo, como é o caso do Brasil, onde o gás natural é vendido pela Petrobras na faixa de US$ 11 a US$ 14 por milhão de BTUs.

O consultor e sócio da Energia do Rio, Luís Carlos Costamilan, explicou que o shale gas (ou gás de xisto) é retirado dos folhelhos oleosos dos velhos campos de petróleo americanos em terra, já esgotados. Um folhelho é uma rocha lamelar, também chamada de “rocha podre”. “Eles descobriram que era possível fraturar essa rocha fazendo perfurações rasas e injetando líquidos sob altíssima pressão, fazendo desprender uma quantidade de gás pelas rachaduras”, comentou.

Um problema: o volume de gás obtido em cada furo é relativamente pequeno, exigindo fazer perfurações simultâneas a curtas distâncias (50 metros). E a liberação de gás começa forte, mas em poucos dias perde vazão, exigindo deslocar os poços para mais adiante. “Os americanos já exploram esse gás de xisto há uns quinze anos, mas só recentemente conseguiram melhorar para esse fim as técnicas de perfuração horizontal e de fraturamento de poços, permitindo acelerar a exploração”, explicou Costamilan. “É uma verdadeira quebra de paradigmas.”

O especialista, porém, adverte: o fenômeno do shale gas exige uma conjunção de fatores que só poderia acontecer mesmo nos Estados Unidos. “Em nenhum outro país se consegue alinhar cem conjuntos de perfuração e injeção de líquido, sob o comando de profissionais especializados”, comentou. Além disso, o gás capturado precisa encontrar uma rede de escoamento próxima. As regiões petrolíferas maduras dos EUA são cheias de dutos, quase totalmente amortizados, cujo aproveitamento reduz o custo total de produção.

O fato é que essa reserva de gás natural está disponível. Sua magnitude é assustadora. Apenas o campo de Marcellus, sobre a Filadélfia, pode conter 600 trilhões de pés cúbicos de gás (TCF). “Nesse campo, o teor de etano passa de 11% e é considerado problemático por atrapalhar a movimentação do gás por compressores, sofrendo uma depreciação”, disse Costamilan. Para se ter uma ideia, o consumo anual de gás natural no Brasil é de 0,8 TCF. Nos EUA, chega a 23 TCFs por ano. As reservas provadas brasileiras de gás natural (sem o pré-sal) montam a 15 TCFs, contra os 240 TCFs dos Estados Unidos, sem incluir grande parte do shale gas.

O potencial de mercado dessa nova fonte de gás é tão grande que os analistas internacionais já apontam os EUA como supridores do hidrocarboneto para outras regiões, como a sempre carente Europa, hoje dependente do gás russo (reservas de 1.500 TCFs) ou de remessas de gás liquefeito, oriundas do Qatar (mais de 900 TCFs). Aliás, os EUA eram até recentemente apontados como um grande comprador mundial de gás natural, principalmente do Canadá. “Espera-se que o panorama do gás natural no mundo mude significativamente a partir de 2015, quando a produção de shale gas estiver plenamente ativada, representando 30% do suprimento de gás naquele país”, comentou. Por enquanto, os prognósticos do shale gas já foram suficientes para frear investimentos em terminais de regaseificação de GNL nos EUA. Existem alguns temores quanto a possíveis danos ambientais causados pelo fraturamento da camada de xisto, com a possibilidade de contaminação de lençóis freáticos, um assunto ainda em aberto.

Plástico moderno, Luís Carlos Costamilan, Consultor e sócio da Energia do Rio, Brasilplast 2011 - Petroquímica - Fenômeno do shale gas altera o panorama do gás natural no mundo
Costamilan: projetos do pré-sal podem ser abalados

No panorama energético, os hidrocarbonetos serão dominantes na matriz mundial de demanda por muito tempo. As estimativas apontam que eles responderão por quase 80% do total a ser consumido em 2035, nas projeções da Agência Internacional de Energia (EIA, 2009). A diferença é que os EUA seguem importando petróleo, mas contam com novo fôlego em gás natural. Tanto assim que, antes da eclosão da crise financeira atual, em 2008, as cotações médias do gás no Henry Hub chegavam a US$ 13,74/milhão de BTU. Em abril de 2009, no auge da recessão, não passou de US$ 3,4, cotação da qual não se afastou mais.

Costamilan explica que os preços do gás e os do petróleo caminhavam emparelhados. “Desde 2005, com o crescimento do shale gas, as curvas de preço se descolaram, hoje o petróleo gira em torno de US$ 80 por barril, mas o gás continua abaixo de US$ 4 por milhão de BTU”, comentou.

Esse novo suprimento de gás afeta os mercados consumidores. A geração de eletricidade nos EUA, que depende muito do carvão mineral – o país conta com uma das maiores reservas mundiais –, começa a usar cada vez mais gás, aproveitando seu baixo custo e a vantagem de queimar melhor, emitindo menos poluentes.

No mundo, o shale gas preocupa principalmente a Rússia e o Qatar. Este investiu pesadamente nos últimos anos para montar uma estrutura para liquefação e exportação, contando com cotações mundiais ao redor de US$ 7 por milhão de BTU. “Esse negócio ainda pode ser viável, mas a rentabilidade será menor que a projetada”, avaliou.

No caso do Brasil, a queda das cotações mundiais de gás natural pode trazer problemas para o equacionamento econômico dos projetos do pré-sal. “A alternativa de liquefazer o gás do pré-sal para exportação não é mais viável”, disse Costamilan. Isso obrigará a Petrobras a ser mais criativa para encontrar mercados. Para o especialista, a solução passa pela definição de preços diferenciados para petróleo e gás, hoje atrelados. Como a disponibilidade de gás no pré-sal serágrande, é possível imaginar o aumento de vendas para geração termelétrica, o incentivo à  produção de fertilizantes nitrogenados, o reincentivo ao aumento da frota de veículos movidos a gás e, além disso, a adoção de tecnologias de obtenção de líquidos provenientes de gás (gas to liquids, ou GTL).

Impacto petroquímico – O shale gas agrava a competitividade internacional da petroquímica brasileira, exigindo implementar medidas para baratear o insumo para consumo na cadeia produtiva. Esse é um pleito antigo e recorrente do setor. “O gás natural do Brasil é muito caro, perto de US$ 12 por milhão de BTU, contra US$ 4 ou US$ 5 nos Estados Unidos, até a Ásia conta com gás a US$ 1 por milhão de BTU”, apontou Marc Slezynger, diretor do grupo Unigel, o segundo maior player nacional do setor, atrás apenas da gigante Braskem. “As resinas nacionais ficarão menos competitivas em relação às importadas.”

Produtor de estirênicos e derivados metacrílicos, o grupo ampliou sua capacidade de produção por meio de aquisições nos últimos anos. A compra da Estireno do Nordeste (EDN), antiga fabricante de monômero de estireno em Camaçari-BA, que estava em poder da Dow, agregou 120 mil t/ano de capacidade ao grupo. Além disso, investimentos em modernização tecnológica e ampliação, concluídos recentemente, elevaram para 180 mil toneladas/ano a capacidade de produção do monômero nessa unidade. A unidade de monômero de Cubatão-SP segue sem a ampliação nem modificações de processo, como haviam sido anunciadas. “Tivemos a oportunidade de comprar a planta da EDN e isso inibiu os investimentos que estavam previstos para Cubatão”, explicou.

A saída da Dow do mercado local de estirênicos – vendeu a EDN e fechou sua polimerização no Guarujá-SP – deixou a situação mais equilibrada entre os três players nacionais: Unigel, Innova (Petrobras) e Videolar (em Manaus-AM). “O mercado estava superofertado, agora podemos rodar cheios, de forma mais econômica”, explicou o diretor. Em 2009, o grupo Unigel comprou a unidade de polimerização da Basf, em São José dos Campos-SP, sua tradicional cliente de monômero, aproximando-se da ponta da cadeia. Ele salientou ser o mercado global dos estirênicos muito volátil em preços, porém registrando há algum tempo bons resultados. “É um ciclo: o negócio fica desinteressante e deixam de ser feitos investimentos em novas plantas; depois de alguns anos a demanda cresce, falta produto e os preços sobem, atraindo novos investimentos”, comentou.

As perspectivas para o mercado brasileiro são boas, no entendimento do diretor. A economia aquecida reflete positivamente na demanda de seus produtos. “Acreditamos em 2011 e 2012 fortes.” Nas estimativas de Slezynger, o consumo doméstico deve crescer neste ano entre 5% e 8% sobre 2010.

O poliestireno (em seus vários tipos) brasileiro não costuma sofrer concorrência direta com os importados. O mesmo não se dá com resinas de engenharia, como o ABS (acrilonitrila-butadieno-estireno), nas quais a concorrência é mais intensa. A Unigel possui 300 mil toneladas anuais de capacidade instalada de poliestireno (a Innova, 146 mil t/ano e a Videolar, 110 mil t/ano), mais 15 mil t/ano de policarbonato e 90 mil t/ano de acrílico.

Na linha dos acrílicos, a propósito, o grupo Unigel foi encontrar no México um caminho para ampliar sua capacidade de produção e também uma porta de entrada para o mercado norte-americano. “Fizemos um acordo com a Pemex para melhorar e reativar unidades produtivas, e estamos encontrando um bom ambiente para negócios, apesar da crise econômica nos Estados Unidos, o maior comprador desses produtos”, comentou Slezynger. O grupo produz acrilonitrila em Morelos (em parceria com a Pemex), com a qual faz metacrilato de metila, ácido sulfúrico e sulfato de amônio em Cosoleacaque. No Brasil, mantém linha de produção similar em Camaçari-BA. Em ambos os casos, segundo o diretor, o suprimento de propeno está equacionado e garantido.

A expectativa de novos investimentos petroquímicos do grupo Unigel para os próximos anos, porém, é muito baixa. “Investimos muito nos últimos anos, principalmente na compra de empresas, e agora precisamos digerir isso tudo para preparar movimentos futuros”, afirmou.

Com previsões de crescimento acima do PIB para a indústria do plástico em 2011, o diretor da Unigel espera uma Brasilplast “quente” neste ano. A empresa levará para o Anhembi sua linha de poliestireno, que passa a ser o principal foco da companhia, ao lado do acrílico.

Mais uma vez ausente da Brasilplast, a Innova teve 100% do seu capital social assumido pela Petrobras no início de abril. Até então, a produtora de estirênicos era controlada pela Petrobras Energia Internacional, subsidiária argentina da Petrobras Argentina (Pesa). O negócio, aprovado pelo conselho de administração da Petrobras e da Pesa, envolveu US$ 332 milhões. A participação integral concede à Petrobras autonomia para realizar novos investimentos na Innova. A Pesa, por seu turno, concentrará suas atividades na Argentina.

Plástico moderno, Roberto Ramos, VIce-presidente de negócios internacionais, Brasilplast 2011 - Petroquímica - Fenômeno do shale gas altera o panorama do gás natural no mundo
Para Ramos, preço do gás e derivados será revisto

Passos do gigante – A Braskem mantém uma carteira de projetos de investimentos em todo o continente americano. “O shale gas está mudando o jogo petroquímico, quem for investir em unidades alimentadas a gás precisará refazer os cálculos comparando com a oferta de gás nos EUA, tomando a mesma base de preços”, recomendou Roberto Ramos, vice-presidente de negócios internacionais da companhia.

Ele citou dados do Cambridge Energy Research Associates (Cera) que indicam reservas de 900 TCFs de shale gas nos Estados Unidos, volume próximo ao do Irã. “Sem dúvida, isso vai mexer com o preço do gás e seus derivados em toda a região do Atlântico”, avaliou. Ramos salientou alguns problemas a serem vencidos por essa fonte de suprimento, entre eles, o alto teor de gás carbônico, a falta de comprovação de todas as reservas e a instabilidade do teor de etano presente no gás ao longo do tempo.

A produção de petróleo do pré-sal, a ser efetivada até 2020, aumentará a oferta de gás natural. Segundo Ramos, essa região conta com óleo leve de boa qualidade, porém associado a grande volume de gás, na relação de 35 m³ por barril de óleo produzido. Na Bacia de Campos-RJ, essa relação varia entre 7 e 10 m³/barril. “Para se produzir 1,8 milhão de barris de óleo por dia, como se espera para 2020, serão obtidos 600 milhões de m³/dia de gás”, calculou. Isso é duas vezes a produção atual da estatal.

O gás do pré-sal é rico em etano, porém carrega alto teor dos gases sulfídrico e carbônico, além de exigir um esforço logístico descomunal. “Nessas condições, esse gás não poderia custar menos de US$ 4,5 por milhão de BTU, sem a incidência de tributos, ou seja, esse gás será caro em relação aos concorrentes”, avaliou.

Para a petroquímica nacional, são mais interessantes as produções de nafta nas refinarias premium do Nordeste, no Ceará e no Maranhão. “Elas representam um aporte de sete milhões de t/ano de nafta petroquímica, que serão muito bem-vindas”, disse Ramos. Os resultados atuais mostram que os operadores de crackers de cargas líquidas estão alcançando melhores índices de rentabilidade que os crackers meramente olefínicos, alimentados a etano. Isso se explica pela variedade de produtos e subprodutos gerados, atualmente valorizados pela baixa oferta mundial.

No caso específico dos investimentos no país, o presidente Carlos Fadigas comentou que a companhia aguarda algumas definições por parte da Petrobras para decidir o formato da sua participação no conjunto petroquímico de Suape-PE. Quanto ao Comperj, ele considera a parceria fundamental tanto para a companhia como para a Petrobras, em atendimento à futura demanda do mercado doméstico. “A configuração do projeto está sendo estabelecida e estamos definindo a participação da Braskem.”

No momento, os estudos envolvem a disponibilidade de petróleo e gás, os volumes de capacidades e matérias-primas, entre outros aspectos relevantes, a fim de chegar a um desenho definitivo para contrato de engenharia de projeto. “Teremos uma percepção mais clara de volumes por volta do final do ano”, estimou. O investimento material começa só em 2012.

O Comperj teve seu escopo alterado desde que foi aberta a possibilidade de contar com óleos leves do pré-sal que deveriam ser aproveitados em vez dos extrapesados de Campos. “A Petrobras vai montar duas linhas de refino convencional, cada uma para 165 mil barris diários, priorizando a produção de combustíveis, especialmente a de querosene de aviação”, disse Roberto Ramos. “Essa configuração não favorece muito a atividade petroquímica”, disse.

O advento do shale gas colocou as perspectivas petroquímicas globais de cabeça para baixo. Há uma década ninguém imaginaria a instalação de novas capacidades para produção de polietileno nos Estados Unidos, fato que pode vir a ocorrer em breve. Da mesma forma, com eteno barato, o polietileno poderá “dar o troco” no polipropileno, recuperando algumas aplicações nas quais foi destronado nas últimas décadas. Sem correntes C3 de refino disponíveis, o propeno está ficando caro.

O investimento feito há alguns anos na compra da antiga divisão petroquímica da Sunoco (hoje Braskem America) trouxe para a companhia capacidades produtivas de propeno e polipropileno (mais de 800 mil t/ano), com sede na Filadélfia. Exatamente em cima da área de Marcellus, a maior reserva de shale gas. Uma boa oportunidade para aproveitar essa situação.

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