PROGRAMA EQ-ANP
Processamento, Gestão e Meio Ambiente na
Indústria do Petróleo e Gás
Proposição de Análise Comparativa no
Parque de Refino Brasileiro
Márcio do Nascimento Magalhães
Tese de Mestrado
Orientadores
Prof. Peter Rudolf Seidl, Ph.D.
Prof. José Vitor Bomtempo Martins, D.Sc.
Novembro de 2002
PROPOSIÇÃO DE ANÁLISE COMPARATIVA NO PARQUE DE
REFINO BRASILEIRO
MÁRCIO DO NASCIMENTO MAGALHÃES
TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE PÓSGRADUAÇÃO EM TECNOLOGIA DE PROCESSOS QUÍMICOS E
BIOQUÍMICOS DA ESCOLA DE QUÍMICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO
RIO DE JANEIRO, COMO PARTE DOS REQUISITOS PARA A OBTENÇÃO
DE GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA QUÍMICA.
Aprovada por:
Prof. Peter Rudolf Seidl, Ph.D. (DPO/EQ – U.F.R.J)
Presidente da Banca (Orientador)
Prof. José Vitor Bomtempo Martins, D.Sc. (DEQ/EQ – U.F.R.J)
(Co-Orientador)
Profª. Adelaide Maria de Souza Antunes, D.Sc. (DPO/EQ – U.F.R.J)
Prof°. Edmar Luiz Fagundes de Almeida, D.Sc. (IE – U.F.R.J)
Dr. Ernani Teixeira Torres Filho, D.Sc. (ANP/IE – U.F.R.J)
RIO DE JANEIRO, RJ — BRASIL
NOVEMBRO DE 2002
ii
FICHA CATALOGRÁFICA
Magalhães, Márcio do Nascimento
Proposição de Análise Comparativa no Parque de
Refino Brasileiro/ Márcio do Nascimento Magalhães.
Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola de Química, 2002.
xviii, 141p.; il., graf., tab.
Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal do
Rio de Janeiro, Escola de Química, 2002.
1. Indústria de Petróleo – Tese. 2. Refino. 3.
Análise da Indústria – Tese. I. Titulo. II. Tese (Mestr. –
UFRJ/Escola de Química)
iii
Aos meus pais
iv
“Nunca andes apenas pelos caminhos traçados, pois
eles conduzem somente até onde os outros foram”.
Alexander Graham Bell
v
AGRADECIMENTOS
À AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, ANP
– pela bolsa de estudos, oportunidade de participar do programa PRH 13 (EQ–
ANP), custeio da participação em congressos nacionais e patrocínio da viagem
de campo (University of Oklahoma, Norman, OK, U.S.A);
À ESCOLA DE QUIMICA da U.F.R.J., seu Corpo Docente e Diretorias
(Adelaide M. Antunes, D.Sc., Carlos Augusto G. Perlingeiro, D.Sc. e Belkis
Valdman, Ph.D.)
– pelo convívio enquanto aluno desta instituição (1996 – 2002);
AO PROF. PETER RUDOLF SEIDL, Ph.D. (EQ – U.F.R.J)
– pela oportunidade de desenvolver este trabalho, assim como pelo incentivo,
apoio, amizade e reconhecimento durante minha vida acadêmica;
AO PROF. JOSÉ VITOR BOMTEMPO, D.Sc. (EQ – U.F.R.J)
– pela amizade, incentivo e oportunidade de desenvolver um trabalho na área
de Gestão e Inovação Tecnológica;
AO PROF. ARIKERNE RODRIGUES SUCUPIRA, D.Sc. (EQ – U.F.R.J) †
– pelo incentivo e amizade durante nosso convívio na EQ. Que Deus o tenha.
AO PROF. GORDON ATKINSON, Ph.D. (Chemistry Department, University of
Oklahoma, Norman, OK, U.S.A)
–
pela
cordialidade,
hospitalidade,
apoio,
amizade
e
interesse
no
desenvolvimento da etapa do estudo nos E.U.A.;
AO PROF. MIGUEL J. BAGAJEWICZ, Ph.D. (Sarkeys Energy Center,
University of Oklahoma, Norman, OK, U.S.A)
– pela possibilidade de poder discutir as novas tendências da atividade de
refino nos E.U.A e no mundo;
vi
À COORDENAÇÃO E SECRETARIA DO PRH 13 EQ – ANP:
PROF. EDUARDO MACH QUEIROZ, D.Sc. (Coordenador do Programa);
Sr. ANDRÉ LUIZ HEMERLY COSTA, D.Sc. (Pesquisador Visitante);
Sr.ª ALZIRENE RODRIGUES (Secretária)
– pelo convívio, apoio e amizade durante a realização deste trabalho;
À PROF. VERÔNICA M. CALADO, D.Sc. (EQ – U.F.R.J)
– pelas idéias durante a etapa de análise estatística;
AO Sr. HILDO HENZ (Diretor – Presidente da REFAP S.A., PETROBRAS)
– pelas idéias, interesse e cordialidade quando estive em visita às instalações
da refinaria em Canoas, RS;
AOS PESQUISADORES E PROFISSIONAIS DO SETOR:
PROF. MAURÍCIO TOLMASQUIM, D.Sc. (PPE – U.F.R.J);
Sr. ADRIANO PIRES, D.Sc. (Centro Brasileiro de Infraestrutura – CBIE);
Sr. ANTÔNIO R. PIMENTEL DE OLIVEIRA, M.Sc. (PETROBRAS);
Sr.ª ELIZABETH TELLECHEA (Superintendente da Refinaria de Petróleo
Ipiranga, RS);
Sr. ERNANI CARVALHO (Superintendente de Refino da ANP);
Sr. JEAN-PAUL TERRA PRATES, M.Sc. (Diretor Executivo do Grupo
EXPETRO Consultoria em Petróleo e Gás Ltda.);
Sr. PAULO MAURÍCIO CAVALCANTI GONÇALVES (Gerente Geral de
Planejamento e Gestão da PETROBRAS)
– por poder discutir assuntos de interesse acadêmico com as pessoas certas;
A LEONARDO G. CARDOSO E RAFAEL C. RIBEIRO (EQ – U F.R.J)
– pela ajuda nas tarefas de edição, impressão e entrega da tese;
AOS DEMAIS AMIGOS E COLEGAS
– pelo convívio e amizade durante a realização deste trabalho;
AOS MEUS FAMILIARES
– por me incentivarem em galgar um novo degrau na minha vida acadêmicoprofissional e pela crença no potencial que julgam que tenho.
MUITO OBRIGADO!
vii
RESUMO
MAGALHÃES, Márcio do Nascimento. Proposição de Análise Comparativa
no Parque de Refino Brasileiro;
Orientadores: Peter Rudolf Seidl, Ph.D. e José Vitor Bomtempo, D.Sc. Rio de
Janeiro: UFRJ, 2002. Dissertação (Mestrado em Ciências em Engenharia
Química).
A Indústria do Refino representa um segmento de importância
estratégica para o desenvolvimento econômico e industrial do país. Com vistas
ao entendimento da missão da referida atividade dentro de um novo contexto
regulatório, torna-se necessário conhecer as atuações desempenhadas pelos
agentes participantes, visando analisar tendências relevantes, associadas à
competitividade num mercado (recentemente) aberto. Dentro desse contexto,
procedeu-se uma caracterização das atividades desses indivíduos, seguida de
análise da estrutura da indústria investigada, buscando quantificar o poder de
atuação dos atores envolvidos. Tendo sido caracterizado como potencial o
movimento de integração por parte de empresas concessionárias de atividades
de E&P no país, identificou-se como tendência a estruturação de possíveis
acordos entre estas empresas e aquelas atuantes no segmento de refino.
Nesse sentido, desenvolveu-se uma metodologia relacionando-se fatores
técnicos e gerenciais, com vistas à proposição de uma tipologia de refinarias,
mediante análise da sua competitividade.
Identificaram-se, assim,
quatro
grupos (clusters) de unidades com propensões distintas em relação à
concretização de um eventual movimento de integração.
viii
ABSTRACT
MAGALHÃES, Márcio do Nascimento. Proposição de Análise Comparativa
no Parque de Refino Brasileiro;
Orientadores: Peter Rudolf Seidl, Ph.D. e José Vitor Bomtempo, D.Sc. Rio de
Janeiro: UFRJ, 2002. Dissertação (Mestrado em Ciências em Engenharia
Química).
The oil refining industry represents a segment which plays a strategic
role concerning the economic and industrial development of the country.
Considering the understanding of the mission of this activity in a new legal
context, it is necessary to be aware of the attributions of the involved agents in
order to analyze relevant trends concerning competitiveness in a (recent) open
market. In this context, a characterization of the activities developed by these
individuals was developed, followed by the analysis of the structure of the
investigated industry, concerning the weight of each participant group.
Regarding the potential of forward integration involving E&P concessionaries,
eventual agreements between these agents and the refinery owners in Brazil
might come true. Hence, in order to measure the exposure of each one of the
analysed plants, concerning the interests of the upstream potential partners, a
comparative methodology, including a refinery tipology proposition based on
competitiveness differentials was proposed. The results showed possible to
identify four clusters with distinct perspectives, considering the possibility of the
referenced movement.
ix
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS
ANP – Agência Nacional do Petróleo;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica;
API – American Petroleum Institute;
API – Grau API;
ASFOR – Fábrica de Asfalto de Fortaleza;
BCG – Boston Consulting Group;
bpd – Barris de petróleo por dia;
bpe – Barris de petróleo equivalente;
CADE – Conselho Administrativo de Defesa Econômica;
CBIE – Centro Brasileiro de Infraestrutura;
CENPES – Centro de Pesquisa da PETROBRAS;
CIDE – Contribuição de intervenção no domínio econômico;
CDE – Capacidade de Destilação Equivalente;
CNP – Conselho Nacional do Petróleo;
CO – Capacidade ociosa;
COPENE – Companhia Petroquímica do Nordeste (atual Braskem S.A.);
COPESUL – Companhia Petroquímica do Sul;
CMP – Central de matéria prima;
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética;
DOI – Dependência de óleo importado;
E&P – Exploração e Produção;
EIA – Energy Information Administration;
EPA – Environmental Protection Agency;
FCC – Fluid catalitic cracking;
FRONAP – Frota Nacional de Petroleiros;
GAV – Gasolina de aviação;
LUBNOR – Lubrificantes e Derivados do Nordeste;
MACRE – Metodologia de Análise e Comparação de Refinarias;
MIPE – Modelo integrado de planejamento energético;
Mbpd – Milhares de barris de petróleo por dia;
MMA – Ministério do Meio Ambiente;
MME – Ministério das Minas e Energia;
x
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS (CONTINUAÇÃO)
MTBE – Metil-terc-butil éter;
NBS – National Bureau of Standards;
NPC – National Petroleum Council;
OC – Óleo combustível;
OD – Óleo diesel;
PCN – Produção de Cortes Nobres;
PPE – Parcela de preço específico;
ppm – Partes por milhão
PMPC – Programa de monitoramento de preços dos combustíveis;
PQU – Companhia Petroquímica União;
PROCAP – Programa de inovação tecnológica e desenvolvimento avançado;
PROTER – Programa estratégico de tecnologia de refinação
QAV – Querosene de aviação;
RECAP – Refinaria de Capuava (SP);
REDUC – Refinaria Duque de Caxias (RJ);
REFAP – Refinaria Alberto Pasqualini (RS)
REGAP – Refinaria Gabriel Passos (MG)
REMAM – Refinaria de Manaus (AM)
RENOR – Refinaria do Nordeste;
REPAR – Refinaria Presidente Getúlio Vargas (PR);
REPLAM – Refinaria de Paulínea (SP);
REVAP – Refinaria Henrique Lage (SP);
RLAM – Refinaria Landulpho Alves (BA);
RPBC – Refinaria Presidente Bernardes (SP);
RPI – Refinaria de Petróleo Ipiranga (RS);
SEI – Stockholm Environment Institute;
SDE – Secretaria de Direito Econômico;
SiBI – Sistema de Bibliotecas de Informação;
toe – Toneladas de óleo equivalente;
UEN – Unidade Estratégica de Negócios.
xi
LISTA DE EQUAÇÕES
EQUAÇÃO 4.1 – COMPLEXIDADE NELSON ______________________________________________79
EQUAÇÃO 4.2 – ICN PARA UM PARQUE DE REFINO P ______________________________________79
EQUAÇÃO 4.3 – CAPACIDADE DE DESTILAÇÃO EQUIVALENTE _______________________________82
EQUAÇÃO 4.4 – COMPETITIVIDADE ___________________________________________________83
xii
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1.1 − TENDÊNCIA FUTURA DO MERCADO DE ENERGIA _______________________________22
FIGURA 1.2 − VISÃO SIMPLIFICADA DE UMA REFINARIA DE PETRÓLEO _________________________30
FIGURA 1.3 − CADEIA PRODUTIVA DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO _____________________________30
FIGURA 1.4 − ESTRUTURA DA INDÚSTRIA BRASILEIRA DE PETRÓLEO _________________________31
FIGURA 1.5 – MOVIMENTO DE INTEGRAÇÃO PARA FRENTE __________________________________33
FIGURA 3.2 − MODELO DE ABERTURA DO MERCADO ______________________________________64
FIGURA 4.1 − FORÇAS COMPETITIVAS _________________________________________________72
FIGURA 4.2 – ESTRATÉGIAS DE TERCEIRIZAÇÃO __________________________________________76
FIGURA 4.3 − CÁLCULO DE COMPLEXIDADES DE UNIDADES DE PROCESSAMENTO ________________81
FIGURA 5.1 – PARQUE DE REFINO BRASILEIRO ___________________________________________87
FIGURA 6.1 − DESENHO DAS FORÇAS COMPETITIVAS APLICADAS À ATIVIDADE DE REFINO NO PAÍS __110
FIGURA 6.2 – MOVIMENTO DE INTEGRAÇÃO NA CADEIA PRODUTIVA DE PRODUTOS ENERGÉTICOS ___118
FIGURA 6.3 – FLUXOS REGIONAIS TOTAIS DE DERIVADOS __________________________________122
FIGURA 8.1 – TIPOLOGIA___________________________________________________________141
LISTA DE GRÁFICOS
xiii
GRÁFICO 2.1 – FASES DO DESENVOLVIMENTO DO REFINO NO BRASIL _________________________41
GRÁFICO 5.1 – GASTOS COM IMPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E EVOLUÇÃO DO PREÇO DO BRENT _______91
GRÁFICO 5.2 – IMPORTAÇÃO DE ÓLEO SEGUNDO A ORIGEM EM 2000 _________________________92
GRÁFICO 5.4 − DEPENDÊNCIA DE ÓLEO IMPORTADO NAS REFINARIAS NACIONAIS ________________95
GRÁFICO 5.5 − GASTOS COM IMPORTAÇÃO DE ÓLEO NAS REFINARIAS NACIONAIS ________________96
GRÁFICO 5.6 − PROCESSAMENTO DE ÓLEO NO PARQUE BRASILEIRO (SÉRIE HISTÓRICA) ___________97
GRÁFICO 5.7 – CAPACIDADES INSTALADA E UTILIZADA NO PARQUE DE REFINO NACIONAL ________98
GRÁFICO 8.1 – GRÁFICO DE ÁRVORE (DENDROGRAMA) DO PARQUE DE REFINO BRASILEIRO _______134
GRÁFICO 8.2 – COMPARAÇÃO ENTRE AS CLASSES PROPOSTAS______________________________135
xiv
LISTA DE TABELAS
TABELA 1.1 − MAIORES REFINADORES DO MUNDO ________________________________________28
TABELA 1.2 − CONTROLE ACIONÁRIO (CAPITAL VOTANTE) DA BRASKEM S.A.___________________33
TABELA 2.1 − ÓLEOS NACIONAIS E IMPORTADOS _________________________________________53
TABELA 2.2 − CARTEIRA DE PROJETOS PROTER ________________________________________55
TABELA 2.3 − QUADRO COMPARATIVO DE ÓLEOS NACIONAL E IMPORTADO TÍPICOS ______________55
TABELA 3.1 − ATRIBUIÇÕES DA ANP PREVISTAS NA LEI N.º 9.478 DE 06/08/1997 _______________60
TABELA 3.2 − RELAÇÃO DAS PORTARIAS SUBMETIDAS À CONSULTA PÚBLICA ___________________62
TABELA 4.1 − ABORDAGENS EM GESTÃO ESTRATÉGICA____________________________________77
TABELA 4.2 − COMPLEXIDADE NELSON ________________________________________________80
TABELA 5.1 − REFINARIAS DO PARQUE BRASILEIRO _______________________________________88
TABELA 5.2 − PRODUÇÃO DE DERIVADOS DE PETRÓLEO ENERGÉTICOS E NÃO ENERGÉTICOS (2001) __90
TABELA 5.3 − DEPENDÊNCIA EXTERNA DE PETRÓLEO E SEUS DERIVADOS: SÉRIE HISTÓRICA ________93
TABELA 5.4 − CARGA PROCESSADA E CAPACIDADE OCIOSA DAS REFINARIAS BRASILEIRAS (2001) ___99
TABELA 5.5 − DIRECIONAMENTO DOS INVESTIMENTOS ANUNCIADOS EM REFINO _______________102
TABELA 8.1 − REFINARIAS CLASSE IV ________________________________________________135
TABELA 8.2 − REFINARIAS CLASSE III ________________________________________________137
TABELA 8.3 − REFINARIAS CLASSE II_________________________________________________138
TABELA 8.4 − REFINARIAS CLASSE I _________________________________________________139
TABELA 8.5 − DIMENSÕES INVESTIGADAS PELA TIPOLOGIA PROPOSTA _______________________140
xv
SUMÁRIO
CAPÍTULO I _____________________________________________________________________19
INTRODUÇÃO ___________________________________________________________________19
1.1 – PROJEÇÕES INTERNACIONAIS PARA O CONSUMO DE ENERGIA/PETRÓLEO 20
1.2 – TENDÊNCIAS EVOLUTIVAS DOS MERCADOS ENERGÉTICOS________________21
1.2.1 – UM FUTURO MAIS LIMPO _______________________________________________21
1.2.2 – CONVÍVIO COM OS COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS _____________________________23
1.3 – A POSICÃO DA ATIVIDADE DE REFINO FRENTE ÀS TENDÊNCIAS DO MERCADO
DE ENERGIA __________________________________________________________________25
1.3.1 – TENDÊNCIAS E DESAFIOS DA ATIVIDADE________________________________25
1.3.2 – MODIFICAÇÕES NECESSÁRIAS Á ADEQUAÇÃO DE TENDÊNCIAS___________26
1.3.3 – CONSEQÜÊNCIAS DAS MODIFICAÇÕES __________________________________27
1.3.4 – SITUAÇÃO ATUAL DAS PRINCIPAIS EMPRESAS ATUANTES EM REFINO NO
MUNDO _____________________________________________________________________27
1.4 – ASPECTOS GERAIS DA INDÚSTRIA DE REFINO NO PAÍS ____________________28
1.4.1 – MODIFICAÇÃO DA ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DE REFINO________________32
1.5 – O CARÁTER OPORTUNO DE UMA ANÁLISE NO SEGMENTO DE REFINO _____33
1.5.1 – OBJETIVOS ____________________________________________________________35
1.5.2 – DIMENSÃO TEMPORAL _________________________________________________35
1.5.3 – MOTIVAÇÃO __________________________________________________________35
1.5.4 – JUSTIFICATIVA ________________________________________________________36
1.6 – ASPECTOS SOBRE A ESTRUTURA DO TRABALHO DESENVOLVIDO _________36
1.6.1 – CONTEÚDO ____________________________________________________________36
CAPÍTULO II_____________________________________________________________________39
O DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA NACIONAL DE PETRÓLEO E SUAS IMPLICAÇÕES
PARA A ATIVIDADE DE REFINO ___________________________________________________39
2.1 – OBJETIVO DO CAPÍTULO _________________________________________________39
2.2 – REGISTROS DA OCORRÊNCIA DE OLEO NO PAÍS E OS ASPECTOS LEGAIS
ENVOLVIDOS _________________________________________________________________39
2.3 – HISTÓRICO DA INDÚSTRIA NACIONAL DE PETRÓLEO _____________________40
2.3.1 – DO INÍCIO DAS ATIVIDADES ATÉ 1966 ___________________________________41
2.3.3 – A AUTO-SUFICIÊNCIA (1967 – 1979) ______________________________________46
2.3.4 – SOBRE-CAPACIDADE (1980 – 1989) _______________________________________48
2.3.5 – A RETOMADA (DO INÍCIO DOS ANOS 1990 ATÉ HOJE) _____________________50
2.4 – ASPECTOS EVOLUTIVOS DA ATIVIDADE DE REFINO NO BRASIL____________52
2.4.1 – NECESSIDADE DO PROCESSAMENTO DO ÓLEO NACIONAL ________________52
2.4.2 – PROGRAMAS DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO ____________________53
2.5 – CONCLUSÕES SOBRE A EVOLUÇÃO DA INDÚSTRIA NACIONAL DE
PETRÓLEO E SUAS IMPLICAÇÕES PARA O SEGMENTO DE REFINO ______________55
CAPÍTULO III ____________________________________________________________________57
REGULAÇÃO: A NOVA REALIDADE DO SETOR DE PETRÓLEO E GÁS NO PAÍS _________57
3.1 – OBJETIVOS DO CAPÍTULO ________________________________________________57
3.2 – AS ORIGENS DA POLÍTICA REGULATÓRIA_________________________________57
3.3 – MOTIVAÇÃO DA ATIVIDADE REGULATÓRIA ______________________________58
3.4 – O PAPEL DO ÓRGÃO REGULADOR_________________________________________59
3.5 – OS ASPECTOS PRÁTICOS DA REGULAÇÃO DO SETOR DE PETRÓLEO E GÁS _61
3.5.1 – OBJETIVOS ____________________________________________________________61
xvi
3.5.2 – PORTARIAS____________________________________________________________62
3.5.3 – ABERTURA DO MERCADO DE COMBUSTÍVEIS (NOVO MODELO) ___________64
3.5.4 – ATORES _______________________________________________________________65
3.6 – A ESTRUTURA DE FORMAÇÃO DE PREÇOS NO REGIME DE LIVRE MERCADO68
3.7 – CONCLUSÕES SOBRE A REGULAÇÃO NO SETOR ___________________________69
CAPÍTULO IV ____________________________________________________________________70
REFERENCIAL TEÓRICO _________________________________________________________70
4.1 – OBJETIVOS DO CAPÍTULO ________________________________________________70
4.2 – GESTÃO ESTRATÉGICA ___________________________________________________70
4.2.1 – ABORDAGENS RECENTES_______________________________________________71
4.4.1.1 – FORÇAS COMPETITIVAS ____________________________________________71
4.4.1.2 – CONFLITO ESTRATÉGICO ___________________________________________72
4.4.1.3 – VISÃO BASEADA EM RECURSOS (RBV) _______________________________73
4.4.1.4 – CAPACIDADES DINÂMICAS _________________________________________76
4.3 – ABORDAGENS EM GESTÃO DA ATIVIDADE DE REFINO _____________________77
4.3.1 – COMPLEXIDADE NOS PROCESSOS DE REFINO ____________________________78
4.3.2 – CONSIDERAÇÃO TEÓRICA SOBRE COMPETITIVIDADE NO REFINO _________83
4.3.3 – GESTÃO DA ATIVIDADE DE REFINO NO BRASIL __________________________84
CAPÍTULO V _____________________________________________________________________85
SITUAÇÃO ATUAL DA INDÚSTRIA DE REFINO NO PAÍS _____________________________85
5.1 – OBJETIVOS DO CAPÍTULO ________________________________________________86
5.2 – O PARQUE DE REFINO BRASILEIRO _______________________________________86
5.2.1 – DEFINIÇÃO ____________________________________________________________86
5.2.2 – DERIVADOS PRODUZIDOS ______________________________________________88
5.2.3 – DEPENDÊNCIA EXTERNA DE ÓLEO E DERIVADOS ________________________91
5.2.3.1 – DISPÊNDIOS COM IMPORTAÇÃO DE PETRÓLEO _______________________91
5.2.3.2 – HISTÓRICO ESTATÍSTICO ___________________________________________92
5.2.3.2 – PERSPECTIVAS _____________________________________________________93
5.2.3.4 – DEPENDÊNCIA EXTERNA DAS REFINARIAS NACIONAIS _______________94
5.2.4 – CAPACIDADE OCIOSA E CARGA PROCESSADA ___________________________97
5.3 – A ATIVIDADE DAS CMPs___________________________________________________99
5.4 – INVESTIMENTOS ________________________________________________________102
5.4.1 – AMPLIAÇÕES OU INSTALAÇÃO DE NOVAS UNIDADES ___________________102
5.4.2 – AQUISIÇÕES __________________________________________________________103
5.5 – POSSIBILIDADE DA INSTALAÇÃO DE NOVAS REFINARIAS ________________104
5.5.1 – PROJETOS EM DISCUSSÃO _____________________________________________105
5.5.2 – RISCOS ENVOLVIDOS _________________________________________________106
5.6 – CONCLUSÕES SOBRE A SITUAÇÃO ATUAL DO REFINO NO PAÍS____________106
CAPÍTULO VI ___________________________________________________________________108
ANÁLISE DA ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DE REFINO FRENTE À NOVA REALIDADE
REGULATÓRIA _________________________________________________________________108
6.1 – OBJETIVO DO CAPÍTULO ________________________________________________108
6.2 – ABORDAGEM TEÓRICA UTILIZADA ______________________________________108
6.2.1 – POSSÍVEIS CRÍTICAS __________________________________________________108
6.2.2 – A ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DO REFINO ______________________________109
6.2.2.1 - CONCORRENTES ___________________________________________________111
6.2.2.2 – ENTRANTES EM POTENCIAL________________________________________112
6.2.2.3 – FORNECEDORES___________________________________________________114
6.2.2.4 – COMPRADORES ___________________________________________________114
6.2.2.5 – PRODUTOS SUBSTITUTOS __________________________________________115
6.2.2.6 – COMPLEMENTADORES_____________________________________________116
xvii
6.3 – ANÁLISE DAS TENDÊNCIAS ______________________________________________118
6.3.1 – SUPORTE TEÓRICO____________________________________________________119
6.3.2 – CONSIDERAÇÕES SOBRE O PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO DA PETROBRAS120
6.4 – CONSISTËNCIA DE UMA ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE REFINARIAS ___121
6.5 – CONCLUSÕES SOBRE A ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DE REFINO NO PAÍS __123
CAPÍTULO VII __________________________________________________________________124
METODOLOGIA DE ANÁLISE_____________________________________________________124
7.1 – OBJETIVOS DO CAPÍTULO _______________________________________________124
7.2 – MOTIVAÇÃO E ASPECTOS GERAIS _______________________________________124
7.2.1 – NECESSIDADE DE UMA PROPOSIÇÃO ___________________________________125
7.2.2 – ETAPAS NA CONSTRUÇÃO DA METODOLOGIA __________________________125
7.2.3 – OBJETIVO DA METODOLOGIA__________________________________________125
7.3 – ESCOLHA DAS VARIÁVEIS _______________________________________________125
7.3.1 – BASE TEÓRICA _______________________________________________________126
7.3.2 – OPINIÃO DE PESQUISADORES/PROFISSIONAIS DO SEGMENTO ____________126
7.3.3 – VARIÁVEIS COMPONENTES DA ANÁLISE _______________________________127
7.3.3.1 – Dimensão 1 (Posicionamento Tecnológico)________________________________128
7.3.3.2 – Dimensão 2 (Aspecto Humano/Organizacional) ____________________________129
7.3.3.3 – Dimensão 3 (Localização Geográfica) ____________________________________129
7.3.4 – NECESSIDADE DE NORMALIZAÇÃO ____________________________________129
7.4 – AGRUPAMENTO DAS REFINARIAS POR SIMILARIDADE ___________________130
7.4.1 – TRATAMENTO ESTATÍSTICO ___________________________________________130
7.5 – PROPOSIÇÃO DE TIPOLOGIA_____________________________________________130
7.5.1 – GRUPOS ______________________________________________________________131
7.5.2 – TRATAMENTO ESTATÍSTICO ___________________________________________131
7.6 – CONSIDERAÇÕES SOBRE A MACRE_______________________________________131
CAPÍTULO VIII__________________________________________________________________133
ANÁLISE DOS RESULTADOS _____________________________________________________133
8.1 – REFINARIAS CLASSE IV _________________________________________________135
8.2 – REFINARIAS CLASSE III _________________________________________________137
8.3 – REFINARIAS CLASSE II__________________________________________________138
8.4 – REFINARIAS CLASSE I __________________________________________________139
CAPÍTULO IX ___________________________________________________________________142
CONCLUSÕES __________________________________________________________________142
SUGESTÕES ____________________________________________________________________144
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ________________________________________________146
ANEXOS________________________________________________________________________153
ANEXO I – CONCESSÕES DA ANP NA TERCEIRA RODADA DE LICITAÇÕES (2001) 154
ANEXO Ii – LEGISLAÇÃO DE PREÇO PARA GASOLINA COMUM _________________155
ANEXO III – ESTIMATIVA DE DESPESA COM IMPORTAÇÃO DE ÓLEO __________156
ANEXO IV – UNIDADES INSTALADAS NO PARQUE DE REFINO NACIONAL _______158
xviii
CAPÍTULO I
INTRODUÇÃO
Sem dúvida alguma, o Século XX poderia ser tratado como o século
da energia, já que, dentre uma série de transformações geopolíticas,
tecnológicas e sociais, vivenciou-se a emergência de uma economia global,
baseada na demanda crescente de óleo e, posteriormente, de gás
(TOWNSED, 1999).
Certamente, o setor de energia continuará a deter crucial
importância no cenário mundial, com vistas ao seu caráter estratégico, dado
que se apresenta fundamental para as cadeias produtivas da indústria, muito
embora modificações cada vez mais iminentes (sejam de cunho ambiental e/ou
regulatório) se proponham a alterar seu panorama.
Dentro dessa premissa, segundo TOWNSEND (1999), surge,
naturalmente, a pergunta que tenderá a nortear as preocupações e as buscas
de organizações relevantes, direta ou indiretamente relacionadas ao setor: O
que esperar do futuro em relação ao negócio de óleo e gás e como se preparar
(estrategicamente) para não ser surpreendido por horizontes que ainda estão
por vir?
É bem provável que trabalhar numa resposta convincente seja a
chave para obter uma vantagem competitiva no longo prazo, sem a qual,
alguns dos atuais players tenderão a ser engolidos pelos naturais movimentos
do mercado (sobretudo aquisições) daqui a alguns anos.
Torna-se cada vez mais claro que as companhias internacionais
atuantes principalmente no segmento de petróleo têm sido forçadas a realinhar suas operações (tornando-se mais integradas) e repensar suas
estratégias, tendo em vista as tendências de um mercado no qual, cada vez
mais, o interesse por parceiros que venham a conferir sinergia em diversas
áreas de atuação (E&P, Refino e Distribuição, etc.) torna-se relevante
(TOWNSEND, 2000).
19
Dessa maneira, parece natural que as organizações busquem novos
modelos que as direcionem pelo caminho menos tortuoso no intuito de atingir
as metas de produtividade almejadas nas próximas décadas. Dentro dessa
nova realidade de economia globalizada, firma-se cada vez mais (como uma
resposta geral) a tendência de alianças entre organizações que utilizam os
mecanismos de fusão e aquisição, no intuito de promover esta sinergia. Nesse
sentido, as empresas perseguirão soluções (à questão proposta) no sentido de
promover integração, mitigar riscos, custos e passivos ambientais, além de
buscar maior remuneração para os seus acionistas, na incansável busca pela
liderança.
1.1 – PROJEÇÕES INTERNACIONAIS PARA O CONSUMO DE
ENERGIA/PETRÓLEO
De acordo com um estudo recente do Instituto Ambiental de
Estocolmo (SEI, 1998 apud TOWNSEND, 1999), em 2050 a população mundial
terá dobrado em relação aos números de 1990 e atingindo um valor, segundo
FAVENNEC (2001), entre 10 e 12 bilhões de habitantes; o Produto Interno
Bruto (PIB) per capita terá sido incrementado por um fator maior que dois e a
produção industrial terá mais do que quadruplicado. Entretanto, o SEI espera
que a demanda por energia1 cresça a uma taxa menor do que a do
crescimento da economia, tendo-se em vista um iminente aumento na
eficiência das atividades de geração/transmissão, principalmente nos países
desenvolvidos, bem como graduais modificações do panorama atual, no
sentido de promover atividades econômicas cada vez mais diversificadas e
menos intensivas em energia.
O instituto sueco prevê, também, que os
combustíveis fósseis continuarão a dominar os mercados nos quais são
negociados (principalmente automotivo), apesar de uma expansão bastante
significativa em suprimentos relacionados a fontes alternativas renováveis.
Assim, espera-se que a demanda global de carvão cresça por um fator de 4,1
entre 1990 e 2050 e que a de eletricidade cresça por um fator de 3,7.
1
Torna-se possível falar em energia de uma maneira geral dado que suas diferentes formas se
apresentam interconversíveis, com fatores de equivalência podendo ser expressos na forma de
coeficientes. Nesse sentido, segundo FAVENNEC (2001), 1t (7,3 barris) de petróleo
(equivalente) ou seja, 1toe = 7,3 bpe (barris de petróleo equivalente) = 1t carvão (0,67toe) = 1t
lignita (0,33toe) = 1000m3 gás natural (0,9toe) = 1000kWh energia elétrica (0,086toe) = 1000
kWh energia nuclear (0,26toe).
20
É também esperado que o consumo de energia seja particularmente
intensivo em países/regiões em desenvolvimento (notoriamente energívoros),
como China, África, Oriente Médio, Sudeste Asiático (nessas localidades,
projeta-se aumento no consumo entre 400 e 500%) e América Latina.
Observam-se tendências na redução de geração por via nuclear,
tendo-se
em
vista
diversos
aspectos
negativos
(custo,
segurança,
armazenamento de lixo radioativo, encargos com seguros, apelos ambientais,
etc.) que conspiram para o desvio de recursos privados ou governamentais
para opções mais “limpas” como a geração termelétrica a partir de gás natural.
A geração por via hídrica, particularmente importante em países com
bacias hidrográficas de grandes dimensões, como o Brasil, décadas atrás
incentivada e subsidiada, tende a ser vista como potencial causadora de
impactos ambientais irreversíveis, uma vez que modifica o panorama natural da
flora e da fauna nas regiões eleitas.
1.2 – TENDÊNCIAS EVOLUTIVAS DOS MERCADOS
ENERGÉTICOS
Em paralelo ao cenário previsto pelo instituto sueco, em meados de
1999, o então presidente do Royal Dutch/Shell Group, Mark Moody-Stuart
apontava duas tendências que, provavelmente, continuariam a se apresentar
relevantes no século XXI: O aumento da complexidade e competitividade nos
mercados de energia e o crescimento das expectativas da sociedade em
relação aos mesmos (TOWNSEND, 1999).
Nessa visão, a solução de
problemas ambientais, a redução das emissões de poluentes e o compromisso
com o desenvolvimento sustentável apresentar-se-iam como alguns objetivos
perseguidos pela indústria de energia num futuro próximo
(PETROLEUM
ECONOMIST, 2000).
1.2.1 – UM FUTURO MAIS LIMPO
Em meio a esse conjunto de tendências que deverão nortear a nova
lógica energética que governará o planeta neste século, caberia talvez se fazer
outra pergunta não menos ousada: Como atender (futuramente) as crescentes
necessidades energéticas da sociedade de forma menos prejudicial à saúde e
ao
meio
ambiente
(THE
ECONOMIST,
10/02/2001)?
21
À primeira vista, esta pode parecer uma pergunta difícil de ser
respondida e embora tendências naturais apontem para fontes alternativas de
energia, potencialmente menos prejudiciais, provavelmente, a resposta estaria
condicionada à concepção particular de futuro.
Nesse raciocínio, certamente o gás natural, cuja demanda deverá
apresentar um crescimento da ordem de 76% entre 1993 e 2015, tenderá a
ocupar um lugar de destaque na matriz
energética mundial, assim como
células de hidrogênio, sobretudo para uso automotor2, figurarão como
alternativa às pressões ambientais cada vez mais intensas. Os combustíveis
fósseis, entretanto, continuariam a deter a posição principal, pelo menos até
2030, dada a sua inegável vantagem-custo (THE ECONOMIST, 10/02/2001).
Na visão relativa de futuro dos executivos da GHK Company (uma
firma americana de engenharia atuante em mercados energéticos), em 2050, o
consumo de gás natural e hidrogênio terá ultrapassado o de óleo e carvão,
representando, no final do século XXI (FIGURA 1.1), cerca de 75% do mercado
global de energia (Id., 2001).
FIGURA 1.1 − Tendência futura do mercado de energia
Fonte: THE ECONOMIST (10/02/2001).
2
Dispositivos que utilizam a energia da reação de queima do H2 para fins mecânicos.
Segundo HART (2001), apesar dos consideráveis avanços nesse campo, a escolha de um
processo padrão, simultaneamente atraente com relação aos custos e pouco prejudicial ao
meio ambiente, para a geração do combustível ainda se apresenta um tanto quanto distante.
22
Nesse sentido, assumindo como “futuro”, os próximos trinta anos, o
petróleo continuará sendo a base desse mercado e, a menos da questão
particular de uma concepção de distância (do futuro), a pergunta está
respondida.
Relata-se ainda que, segundo TOWNSEND (1999), tanto a Shell
como o SEI também predizem que o crescimento econômico, especialmente
em países em desenvolvimento, será baseado no consumo de combustíveis
fósseis (principalmente petróleo) apesar da tendência natural da redução (em
nível mundial) do consumo de combustíveis que contenham carbono.
Haveria, portanto, uma linha natural: carvão, óleo, gás e renováveis,
dado que o avanço tecnológico tenderá a minimizar os elevados custos
inerentes ao desenvolvimento destes últimos, ao passo que a escassez natural
propiciará sensível aumento nos custos (fundamentalmente ligados a
atividades como E&P) nos combustíveis fósseis como o petróleo.
1.2.2 – CONVÍVIO COM OS COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS
De acordo com estudos do órgão norte-americano ligado à
administração
de
informações
em
energia
(EIA,
1999),
a
demanda
internacional de petróleo crescerá de 75 milhões de bpd (base do consumo em
1998) para 114,7 milhões bpd em 2020. Como descrito, apesar de todas as
pressões de cunho sócio-ambiental com relação à diminuição da produção dos
combustíveis com base no carbono, o baixo custo de produção dos seus
derivados e a dificuldade, pelo menos atual, de substituição servirão de
subsídio para a manutenção de uma baixa sensibilidade da demanda em
relação ao preço (elasticidade − preço da demanda3, Ep)(SHEPHERD, 1990),
caracterizando os derivados do petróleo (ex. gasolina) como inelásticos (0 <
Ep< 1; Ep ≅ 0,4) nas próximas décadas.
3
A elasticidade-preço da demanda (Ep) mede o negativo da variação (percentual) da
quantidade demandada de um determinado bem, em relação à variação (percentual) do preço
(de oferta), sendo menor (bem inelástico) quando 0 < Ep ≤ 1, quanto menor for sua
possibilidade de substituição (“bem de primeira necessidade”) e maior, Ep ≥ 1, em caso
contrário (bem supérfluo).
23
Nesse sentido, o potencial produtivo crescerá a partir do aumento
das produções individuais de países membros ou não da Organização dos
Países Produtores e Exportadores de Petróleo − OPEP4 (detentora de cerca de
80% das reservas mundiais, cerca de 1,03 trilhões de barris, segundo
TOWNSEND, 1999), com vistas às cotações do óleo no mercado internacional
e a situação político-econômica internacional: questões militares, diplomáticas,
aquecimento e desaquecimento (recessão) da economia norte-americana.
É esperado também, um significativo crescimento em regiões de
produção
offshore
na
Argélia,
Nigéria,
Venezuela,
sobretudo
como
conseqüência da busca de vantagens competitivas por parte da Petroleos de
Venezuela S.A. − PDVSA e Brasil, neste último, pela notória tecnologia em
produção em águas profundas, desenvolvida pela PETROBRAS, ao longo de
cerca de duas décadas de operação na Bacia de Campos, RJ.
Os estudos suecos (SEI, 1998 apud TOWNSEND, 1999) atentam
ainda para a tendência no crescimento da produção referente ao Mar Cáspio,
que deve atingir a marca de 6 milhões bpd em 2020, retratando ainda contínua
expansão da produção referente ao Mar do Norte e regiões offshore do oeste
da África.
Cenários avaliados pela Shell levam a empresa a acreditar que o
consumo mundial de energia possa crescer cerca de 80% nas próximas duas
décadas. Dentro desse raciocínio, os países em desenvolvimento consumiriam
mais do que a metade de toda a energia do planeta, em comparação com
menos de um quinto desse montante há uma geração atrás.
Assim, é de se esperar que haverá uma modificação gradual, da
matriz energética mundial, na direção do consumo de combustíveis
provenientes de fontes renováveis.
Entretanto, devido às vantagens-custo
associadas aos combustíveis fósseis, espera-se que nos próximos 20 a 30
anos, estes ainda ocupem lugar de destaque.
4
Países membros: Arábia Saudita, Kwait, Iraque, Irã, Venezuela, Quatar, Indonésia, Líbia,
Emirados Árabes Unidos, Argélia e Nigéria num total de 11 (onze). Os ex-membros Equador e
Gabão deixaram a organização em 1992 e 1996, respectivamente (FAVENNEC, 2001, p. 10).
24
1.3 – A POSICÃO DA ATIVIDADE DE REFINO FRENTE ÀS
TENDÊNCIAS DO MERCADO DE ENERGIA
Dado que o refino ou atividade de refinação se constitui na
transformação de óleo cru nos seus derivados5 (Anuário Estatístico da ANP,
2001) e que, pelo menos a princípio, esta fonte não renovável (e acessível) de
energia não será substituída no curto prazo (FAVENNEC, 2001, p. 22; THE
ECONOMIST, 10/02/2001), é de se esperar uma relativa longevidade na sua
relevância como elo de ligação da cadeia produtiva (desta indústria), numa
posição fundamental entre as atividades de E&P e distribuição de
combustíveis, não energéticos ou petroquímicos (FIGURA 1.2).
1.3.1 – TENDÊNCIAS E DESAFIOS DA ATIVIDADE
Partindo-se desta premissa, segundo PENNING (2001), relatam-se
três importantes tendências desta atividade a nível internacional:
1. Necessidade de processamento crescente de óleos cada vez
mais pesados (em função da escassez dos leves);
2. Contínua
necessidade
de
processos
de
tratamento
(principalmente a base de hidrogênio (hidrotratamentos) como
dessulfurização6, desnitrificação, etc.), dado o caráter cada vez
mais restritivo das regulamentações ambientais;
3. Busca da competitividade (vantagens-custo) das empresas, aliada
à qualidade dos seus produtos (OIL & GAS JOURNAL,
01/01/2001).
5
Segundo o Anuário Estatístico da ANP (2001), produtos decorrentes da separação física ou
transformação
química
do
petróleo.
Dividem-se
em
energéticos
(utilizados,
predominantemente, como combustíveis, com a finalidade de liberar energia, luz ou ambos a
partir de sua queima: GLP, gasolina, gasolina da aviação, querosene de aviação (QAV), óleo
diesel e óleo combustível) e não-energéticos (derivados que embora tenham significativo
conteúdo energético, não são utilizados para este fim: graxas, lubrificantes, parafinas, asfaltos,
solventes, coque, nafta, extrato aromático, gasóleo de vácuo, resíduo atmosférico, diluentes e
outro óleos de petróleo).
6
Eliminação de compostos sulfurados presentes em cortes (frações) do petróleo (GOMES,
2001). Como cerca de 80% do enxofre presente no pool de gasolina (OIL & GAS JOURNAL,
01/01/2001) provêm do Craqueamento Catalítico (processo químico que consiste na quebra de
frações pesadas em leves, visando maximizar a produção dessas ultimas, conforme GOMES,
2001), as opções se constituem em: Tratar a carga desta unidade (maior quantidade de
hidrogênio e condições mais severas); tratar o seu efluente (menor quantidade de hidrogênio e
condições mais brandas) (OIL & GAS JOURNAL, 01/01/2001).
25
1.3.2 – MODIFICAÇÕES NECESSÁRIAS Á ADEQUAÇÃO DE TENDÊNCIAS
Para ilustrar este cenário futuro, salienta-se que as refinarias
americanas, nos seis últimos anos, têm concentrado esforços (e investimentos)
no sentido de processar, a baixo custo, petróleos mais pesados (oriundos
principalmente do Canadá, Venezuela e México) ou leves com elevados teores
de enxofre (principalmente árabes).
Dentre outras, as empresas BP Amoco (refinaria Toledo, em Ohio,
1999), Mobil Corp. (hoje Exxon-Mobil Corp., 1999), Phillips Petroleum (refinaria
Sweeny, Texas, no mesmo ano), Both Coastal Corp. (numa refinaria em Aruba,
2000), Premcor Inc. (refinaria Port Arthur, Texas, 2000), Shell Oil Co. (refinaria
Deer Park, Texas, 2001) ou Valero Corp. (refinaria Benicia, na Califórnia, 2001)
investiram pesado em unidades de destilação ou coqueamento no intuito de
adaptar suas plantas ao processamento de crus pesados (Orinoco, Venezuela;
Maya, México ou North Slope, Alaska) ou ácidos − com elevados teores de
enxofre − principalmente oriundos do Canadá) (Id., 2001). Investimentos no
desenvolvimento de catalisadores para unidades de FCC7 também fazem parte
desta tendência, uma vez que a necessidade deste tipo de processo de
conversão torna-se particularmente mais presente no processamento de óleos
mais pesados (BHASCAR et. al., 2002).
Com relação à especificação dos combustíveis (qualidade) e
qualidade do ar, pode-se dizer que o caso americano se apresenta como crítico
(REGULATION, 2001). Estimativas de alocação de recursos (da ordem de
dezenas de US$ bilhões) para a adequação de especificação de derivados de
petróleo (diesel e gasolina), particularmente no que diz respeito aos teores de
enxofre (Tier 2 Rule)8 e Metil-Terc-Butil Éter (MTBE) almejados pela Agência
de Proteção Ambiental Norte-Americana (EPA) têm se tornado assunto em
pauta de diversas discussões e estudos promovidos por respeitadas
instituições daquele país. Análises e previsões têm sido desenvolvidas, com o
objetivo de avaliar os potenciais impactos aos quais os consumidores estariam
7
Do Inglês Fluid Catalytic Cracking – craqueamento catalítico em leito fluidizado (operação que
visa obter cortes mais leves e nobres a partir, principalmente, dos resíduos da destilação
atmosférica).
8
Decreto regulatório expedido pela Agência Americana de Proteção Ambiental – Environmetal
Protection Agency (EPA) em 21/11/1999 requerendo, dentre outras coisas, a proibição da
utilização do MTBE (cujo prazo limite, para o Estado da Califórnia, é 31/12/2002) a redução
dos teores de enxofre da maioria das gasolinas comercializadas nos E.U.A para um máximo de
15 ppm (partes por milhão) no início de 2006 (NAKAMURA, 2002).
26
sujeitos, quando as tendências futuras da atividade de refino, seja sob o ponto
de vista regulatório-ambiental, seja sob o ponto de vista tecnológico, se
tornarem realidade.
1.3.3 – CONSEQÜÊNCIAS DAS MODIFICAÇÕES
De uma maneira geral, o Conselho Nacional de Petróleo NorteAmericano – NPC pôde concluir que os maiores problemas estariam
relacionados a possíveis lapsos locais na oferta de derivados (por parte dos
agentes refinadores e importadores, assim como operadores do sistema de
distribuição) uma vez que, certamente, nem todas as empresas e/ou
concessionárias estariam preparadas para despender recursos que tornassem
viáveis as adaptações9 necessárias em todas as áreas do país, sendo esta
decisão de cunho estratégico e função do mercado de interesse a ser atendido
(NPC, 2000).
Nesse sentido, certamente, o aparecimento de regulamentações
ambientais mais restritivas (redução do teor de enxofre, diminuição da parcela
de MTBE na gasolina, controle mais rígido da volatilidade, etc.) de certo
tenderão a promover maior competitividade (com relação ao custo e à
qualidade) entre os atores interessados apesar de poderem causar problemas
(locais) de abastecimento no médio prazo nos E.U.A e em outras regiões do
mundo.
1.3.4 – SITUAÇÃO ATUAL DAS PRINCIPAIS EMPRESAS ATUANTES EM
REFINO NO MUNDO
27
Com relação à capacidade de processamento de óleo cru das
principais companhias de petróleo do mundo, é possível observar, a partir dos
números de 2001, que os movimentos de fusão e aquisição seja de empresas,
seja de ativos no segmento de refino, representaram algumas modificações no
ranking (TABELA 1.1) dos maiores refinadores do mundo (NAKAMURA, 2001),
com relação às posições
de
janeiro de 2000.
Alterações significativas
envolveram, principalmente, as norte-americanas Chevron, Texaco, Phillips
Petroleum Co. e Tosco Corp.
Ranking
(01/01/2001)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Ranking
(01/01/2000)
1
2
3
12, 1310
4
5
Empresa
Exxon Mobil Corp.
Royal Dutch/Shell Corp.
BP PLC
Chevron-Texaco Corp.
Sinopec
Petroleos de Venezuela S.A.
(PDVSA)
6
Total Fina Elf S.A.
7
Saudi Aramco
9
Petroleo Brasileiro S.A.
(PETROBRAS)
8
China National Petroleum Corp.
43, 1411
Phillips Petroleum Co.
10
Petroleos Mexicanos
(PEMEX)
11
National Iranian Oil Co.
16
Nippon Mitsubishi Petroleum
Refining Co. ltd.
15
Repsol-YPF
17
Agip Petroli SpA.
18
Pertamina
19
Kwait National Petroleum Co.
20
Marathon Ashland Petroleum
22
Conoco Inc.
Empresa de país membro da OPEP
Capacidade (bpd)
5.308.000
3.889.000
3.163.000
2.950.000
2.665.000
2.656.000
2.498.000
1.991.000
1.832.000
1.763.000
1.728.000
1.632.000
1.484.000
1.223.000
1.150.000
1.043.000
993.000
966.000
935.000
852.000
TABELA 1.1 − Maiores refinadores do mundo
Fonte: Adaptado de NAKAMURA (2001).
1.4 – ASPECTOS GERAIS DA INDÚSTRIA DE REFINO NO PAÍS
9
Avaliações técnicas, projetos de engenharia, financiamento, terceirização de atividades,
desenvolvimento de produtos (ex. catalisadores para dessulfurização, FRANZ, 2001).
10
As posições 12 e 13 estão associadas às companhias Chevron e Texaco, respectivamente,
quando atuavam de maneira independente.
11
As posições 43 e 14 estão associadas as empresas Phillips Petroleum Co. e Tosco Corp.
antes da operação de fusão anunciada no final do ano 2000.
28
A Indústria do Refino12 representa um segmento de importância
estratégica para o desenvolvimento econômico e industrial do país (BRANDÃO,
1999), na medida em que os produtos dela provenientes se tornam
responsáveis por grande parte do suprimento de energia da malha viária
(diesel e gasolina), bem como pela base das centrais de matérias primas
petroquímicas13 (CMPs) (nafta) e indústrias de segunda geração.
Nesse
sentido, torna-se possível, a partir do entendimento do funcionamento dessa
atividade (FIGURA 1.2) e do conceito de cadeia produtiva (FIGURA 1.3), fazer
uma projeção das dificuldades relacionadas ao desenvolvimento nacional, caso
lacunas ou insuficiências nessa competência tecnológica venham a se
sedimentar (MILANI, 2001).
Visando
uma
melhor
compreensão
dos
principais
aspectos
estratégicos relacionados, uma série de projetos foi desenvolvida (mediante,
em particular, grande subsídio da Agência Nacional do Petróleo − ANP, dentre
outras instituições) em universidades e centros de pesquisa de renome.
Entretanto, apesar do contexto de transformações relacionado à
vigoração da lei n.º 9.478, no que diz respeito ao setor nacional de óleo e gás
(e sua cadeia produtiva como um todo: exploração e produção − E&P, refino,
distribuição, revenda) ser bastante atual, discussões a respeito do segmento de
upstream (principalmente exploração, em função das margens envolvidas –
FIGURA 1.4) e da questão da liberação da importação de derivados (ou da sua
adulteração) têm sido preferidas por diversos autores, em detrimento de uma
análise detalhada (a que me proponho) da atividade de refinação de petróleo
no país, dentro do novo arcabouço legal relacionado.
12
Segundo o inciso V do art. 6º, da seção II, capítulo III da lei n.º 9.478 de 06/08/1997, a
atividade de refino consiste no conjunto de processos destinados a transformar o petróleo em
seus derivados, estando, dessa forma, a indústria de refino inserida na indústria do petróleo
que, pela definição do inciso XIX, consiste no conjunto de atividades econômicas
relacionadas com a exploração, desenvolvimento, produção, refino, transporte, importação e
exportação de petróleo, gás natural, outros hidrocarbonetos fluidos e seus derivados.
13
A ANP define CMP como uma unidade de processamento de condensado, gás natural, nafta
e outros, que possua craqueamento térmico, com uso de vapor de água, e/ou unidade de
reforma catalítica para produzir, prioritariamente, matérias primas para a indústria química,
tais como: eteno, propeno, butenos, butadienos e suas misturas; benzeno, tolueno, xilenos
(BTX) e suas misturas (Anuário Estatístico da ANP 2001).
29
Óleo Cru
Energia
REFINO
Efluentes
Fronteira da atividade
Base p/
Combustíveis Petroquímicos
FIGURA 1.2 − Visão simplificada de uma refinaria de petróleo
Fonte: Elaboração própria.
Logística
Exploração
Desenvolvimento
Sondagem
Produção
Refino
Petroquímica
Transporte
Distribuição
FIGURA 1.3 − Cadeia produtiva da indústria de petróleo
Fonte:MILANI (2001).
30
Neste sentido, apesar de haver alguma literatura recente relacionada
à gestão da atividade de processamento de cru para refinarias genéricas
(FAVANNEC, 2001), ou que aborde algumas particularidades sobre a realidade
nacional do tema (TOLMASQUIM E SZKLO, 2000), aspectos relacionados à
análise de desempenho das refinarias, apesar de abordados em contribuições
recentes como TOLMASQUIM et. al. (2000) ou SEIDL e MAGALHÃES (2001)
não fazem menção à possibilidade de movimentos de integração (para frente e
para trás) ou re-organização desta atividade.
Assim,
estudos
relacionados
à
compreensão
das
diversas
transformações políticas e econômicas, que procurem integrar os componentes
técnicos e gerenciais dentro da realidade atual no segmento, embora não
esgotem o assunto, servem de subsídio ao desenvolvimento de proposições a
cerca de tendências na modificação da indústria de refino nacional. Assim,
preocupações que procurem considerar interações entre atores do segmento,
dentro de um novo panorama estratégico e legal, deixam uma lacuna propícia
ao escopo deste trabalho.
Upstream
Exploração
Produção
Downstream
Refino
Transporte
Distribuição
Revenda
Perspectiva de ganho
Baixa
Elevada
FIGURA 1.4 − Estrutura da Indústria Brasileira de Petróleo
Fonte: ANP (2002a).
31
1.4.1 – MODIFICAÇÃO DA ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DE REFINO
Tendo em vista o caráter estratégico da atividade, esforços
relacionados à compreensão das possíveis tendências estruturais que essa
indústria venha assumir, a partir da configuração singular em que se
encontrava há pouco (monopólio legal14 da PETROBRAS), apresentam-se, de
fato, convenientes.
Haja vista a modificação da legislação para o setor de óleo e gás (lei
n.º 9.478), alguns fatores se apresentam como contribuintes para tais
modificações:
1. Alteração do regime de importação de derivados, amparada
pela lei do petróleo − que permitiu a importação de diesel e
gasolina (dentre outros derivados) a partir de 1º de janeiro de
2002, findo o período de transição15 previsto.
2. Aumento do poder de negociação das centrais de matéria
prima (CMPs), sobretudo após o leilão da Companhia
Petroquímica do Nordeste (COPENE, atual Braskem S.A.) −
que atualmente divide16 com o Grupo Ipiranga o controle
acionário da Companhia Petroquímica do Sul (COPESUL) −
hoje de propriedade do grupo Odebrecht (TABELA 1.2), que
poderão vir a buscar, estrategicamente, um posicionamento
de integração para trás a partir da instalação de refinarias
próprias, ou troca de ativos em refinarias existentes.
EMPRESA
PARTICIPAÇÃO (%)
14
Muito embora a nova lei do petróleo atue como dispositivo regulatório que objetiva promover
maior competição no setor de óleo e gás, via legalização da concorrência, a estatal ainda é
responsável por cerca de 99% da atividade de refino no país, em termos de petróleo
processado (ANP, 2002c). Dessa maneira, apesar da flexibilização legal, existe ainda
monopólio de fato.
15
O período de transição correspondia ao intervalo de tempo entre a promulgação da lei n.º
9.478 (06/08/1997) e 01/01/2002, quando os monopólios de exploração, produção, refino e
distribuição estriam totalmente flexibilizados, os subsídios extintos, havendo ainda a liberação
das importações de óleo cru e derivados energéticos ou não.
16
Ambos detêm 29,46% do capital votante.
32
Petroquisa (PETROBRAS Química S.A.)
8,10
Previ (Fundo de previdência do Banco do Brasil)
3,10
Grupo Odebrecht
44,6
Norquisa1 (Nordeste Química S.A.)
30,8
Grupo Mariani
3,60
Petros (Fundo de previdência da PETROBRAS)
3,10
Mercado de Capitais2
6,80
TABELA 1.2 − Controle acionário (capital votante) da Braskem S.A.
1
Controlada pelos Grupos Odebrecht e Mariani (39,80% e 16,10% do capital votante,
respectivamente)
2
Ações negociadas na bolsa de São Paulo (Bovespa) e ADRs na bolsa de New York (NYSE).
Fonte: COPENE (2002).
3. Possibilidade de participação ativa de multinacionais da
indústria do petróleo tais como: El Paso, Total Fina Elf,
Enterprise Oil, Esso, Phillips Petroleum, Petroserv ou Statoil17,
(recentes concessionárias de blocos nas bacias brasileiras,
vide ANEXO I, p. 155), no âmbito da indústria do refino,
considerando a possibilidade de Integração para frente –
movimento a jusante das atividades de E&P (FIGURA 1.5)18.
Atividades da concessionária (Momento 1)
Atividades da concessionária (Momento 2)
Exploração
Exploração
Desenvolvimento
Desenvolvimento
Produção
Produção
Refino
Refino
FIGURA 1.5 – Movimento de integração para frente
Fonte: Elaboração própria
t
1.5 – O CARÁTER OPORTUNO DE UMA ANÁLISE NO
SEGMENTO DE REFINO
17
Foram indicadas no exemplo empresas integradas ao longo da cadeia produtiva do petróleo.
33
Haja vista o teor (complexidade) e a diversidade dos fatores
mencionados, somados a recente preocupação de cunho ambiental (CHENG
et. al., 1998), elementos para sustentar a hipótese da modificação na estrutura
dessa indústria, certamente não faltam. Resta saber, ou pelo menos fornecer,
ferramentas de como buscar as possíveis configurações (tendências) futuras a
serem assumidas, quando da vigoração dessas transformações.
Assumindo como válidas tais considerações, provavelmente, o
desenho das forças competitivas (PORTER, 1980) atuantes no refino de
petróleo no país irá se modificar. Assim, traçar um panorama das possíveis
configurações que este poderá assumir, valendo-se de variáveis que busquem
integrar os componentes técnicos (relacionados à atividade de produção) e
gerenciais (relacionados à performance) para a construção de uma tipologia de
refinarias poderia ser muito útil na compreensão das transformações
associadas.
Dessa
forma,
tornar-se-ia
possível
construir
argumentos
sustentáveis que dariam subsídios para entender e justificar mudanças de
interesse dos principais atores envolvidos: governo (enquanto regulador, sob a
figura da ANP), PETROBRAS, possíveis entrantes internacionais como players
globais da indústria do petróleo e grupos industriais nacionais da iniciativa
privada.
Nesse sentido, mostra-se pertinente o desenvolvimento de uma
ferramenta de comparação de performance entre refinarias, na tentativa de
apontar
perspectivas
no
que
tange
à
intenção
de
alocação
de
recursos/propensão a investimentos futuros levando em consideração aspectos
relacionados à competitividade destas unidades.
18
Esquema hipotético da consolidação de um movimento de integração para frente, por parte
de uma concessionária.
34
1.5.1 – OBJETIVOS
1. Identificar os agentes atuantes no segmento de refino no país,
no contexto da nova realidade regulatória vigente;
2. Apresentar um modelo da estrutura da indústria de refino
brasileira buscando quantificar o poder de atuação dos atores
nela inseridos;
3. Traçar um panorama, à luz das possíveis transformações que
venham a ocorrer a médio ou longo prazos no âmbito da
referida indústria, atentando para eventuais alterações no
ambiente competitivo em que esta se insere;
4. Construir uma tipologia de refinarias, baseada em indicadores
gerenciais e técnicos que venha a retratar as tendências de
organização e diferenças de performance dentro da referida
indústria, servido de ferramenta na avaliação da direção de
investimentos futuros por parte dos grupos interessados.
1.5.2 – DIMENSÃO TEMPORAL
Com relação ao intervalo de tempo investigado para a análise
desenvolvida neste trabalho, tomou-se por base o ano de 2001 como
representativo da situação da atividade de refino no país, imediatamente antes
da abertura do mercado de derivados, representada pelo final do período
transitório estipulado pela lei n.° 9.478.
Cabe ressaltar que, muito embora possíveis críticas relativas à
pequena dimensão do período analisado venham a ser pertinentes, tendo a
metodologia proposta sido desenvolvida a partir de um modelo estático de
estrutura da indústria (PORTER, 1980), uma fotografia da situação da atividade
de refino nacional que antecede à nova realidade de mercado aberto (ano de
2001) se apresenta como o subsídio mais condizente com a análise proposta.
1.5.3 – MOTIVAÇÃO
Modificações atuais no contexto político (regulação) econômico (livre
mercado) que apresentam implicações diretas na lógica de organização da
35
indústria a ser analisada representam um desafio para uma proposta de estudo
que venha a ser útil, como ferramenta de análise por parte dos diferentes
atores (academia, governo, empresas estatais – PETROBRAS e privadas) que
desempenham papéis importantes e distintos, dentro do ambiente em questão,
de acordo com seus interesses.
1.5.4 – JUSTIFICATIVA
Face à situação singular do segmento de refino no país e o particular
caráter estratégico a
trabalho
de
pesquisa
ele associado, mostra-se pertinente desenvolver um
que
vise
buscar
elementos
para
analisar
as
conseqüências da modificação na estrutura dessa indústria devido, às
implicações relacionadas à nova lei do petróleo (Lei n.º 9.478, de 06/08/1997)
como a possibilidade de integrações para trás, por parte das centrais
petroquímicas (sobretudo após o leilão da COPENE S.A.) ou para frente, por
parte de empresas atuantes nos segmentos de exploração e produção,
licitantes de blocos em bacias como Campos (RJ) e Santos (SP), assim como a
participação de novos atores do setor (importadores e formuladores), após a
flexibilização do monopólio.
1.6 – ASPECTOS SOBRE A ESTRUTURA DO TRABALHO
DESENVOLVIDO
Com vistas à forma, a dissertação foi dividida em nove capítulos,
enunciados a partir deste que discorrem sobre assuntos relacionados ao setor
de petróleo e gás, numa tentativa de integrar elementos que traduzam sua
lógica, bem como esclarecer as particularidades da atividade de refino,
valendo-se de bibliografia de suporte à discussão da dimensão estratégica,
num âmbito gerencial, sem deixar de contextualizar a análise com o novo
arcabouço legal vigente no país após 1997.
1.6.1 – CONTEÚDO
Tendo sido sugerido o caráter oportuno do desenvolvimento de uma
análise sobre a atividade de refino no país, num novo contexto pósflexibilização do monopólio e apresentados os objetivos e a motivação que
36
nortearão a seqüência deste trabalho, sua estrutura foi dividida da seguinte
forma:
O Capítulo II (O desenvolvimento da indústria nacional de petróleo e
suas implicações para a atividade de refino) fornece uma seqüência histórica
dos acontecimentos relacionados à indústria de petróleo no país, desde o
descobrimento das primeiras reservas, apresentando alguns elementos sobre
os aspectos legais nos primórdios da atividade exploratória. Discutem-se ainda
a estruturação do setor, a criação do Conselho Nacional do Petróleo (CNP) e
da PETROBRAS, o desenvolvimento da atividade de refino no país,
características do óleo nacional, além de programas tecnológicos e fatos
relevantes de 1950 até o presente, facilitando o entendimento da situação atual
da atividade de refino no pais.
O capítulo seguinte (Regulação: A nova realidade do setor de óleo e
gás no país) comenta de maneira sucinta os fundamentos teóricos da
regulação econômica, atendo-se às suas implicações práticas para a atividade
de refino no país, a partir da vigência da lei n.º 9.478 e da criação da ANP.
Enumera, ainda, as principais portarias de regulamentação de derivados
relacionadas à atividade-alvo da análise, além de definir os objetivos da
abertura do mercado de combustíveis, os novos atores do segmento, bem
como suas atribuições legais.
O Capítulo IV (Referencial teórico) tem como objetivo fazer uma
revisão bibliográfica a respeito dos fundamentos em gestão estratégica,
apresentando uma seqüência de abordagens relacionadas, assim como um
levantamento trabalhos clássicos e recentes a cerca da atividade de refino.
O capítulo subseqüente (Situação atual da indústria de refino no
país)
fornece
características
e
dados
relevantes,
como
localização,
propriedade, produção, gastos com importação, utilização da capacidade
instalada
e
investimentos
planejados
relativos
Mencionam-se ainda estatísticas consolidadas
ao
parque
brasileiro.
e estimativas a respeito da
dependência externa de óleo e derivados, além da discussão da atuação das
centrais petroquímicas no novo cenário do setor desregulamentado.
O Capítulo VI (Análise da estrutura da indústria de refino frente à
nova realidade regulatória) apresenta a justificativa da utilização da abordagem
de Forças Competitivas com agente complementador (desenvolvida por
PORTER, 1980 e estendida por BRANDENBURGER e NALEBUFF, 1996)
37
para modelar a estrutura da indústria de refino num novo ambiente
contextualizado pela lógica de mercado pós-flexibilização. Explora-se ainda
uma teoria sobre estratégia de terceirização (ARNOLD, 2000), que utilizada
sob
a
ótica
de
potenciais
investidores
estrangeiros,
apresentar-se
particularmente interessante no que condiz ao desenvolvimento de acordos
para uma eventual expansão da capacidade de refino nacional, motivando,
dessa maneira, uma análise comparativa no parque nacional.
O Capítulo VII (Metodologia de análise) preconiza a descrição das
etapas de desenvolvimento de uma análise comparativa das refinarias
brasileiras, com base na sua competitividade, mediante subsídio de suporte
teórico aliado à experiência de pesquisadores e profissionais atuantes no
segmento. Propõe ainda uma divisão das referidas unidades em quatro grupos
(clusters), a partir de uma análise do comportamento das variáveis estudadas.
O Capítulo VIII (Discussão dos Resultados) fornece a comparação
das
refinarias
brasileiras,
segundo
os
critérios
pré-estabelecidos
na
metodologia, discutindo os resultados obtidos com relação à tipologia empírica
proposta, tendo em vista a propensão diferencial dessas unidades ao interesse
de concessionárias de atividades de E&P no país.
O Capítulo IX (Conclusões) tem por objetivo comentar os
resultados obtidos fornecendo perspectivas a respeito de uma eventual
reorganização do parque de refino brasileiro, considerando a possibilidade do
movimento de integração para frente por parte de concessionárias atuantes
nas atividades de E&P no país, num novo ambiente de mercado aberto.
38
CAPÍTULO II
O DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA NACIONAL DE
PETRÓLEO E SUAS IMPLICAÇÕES PARA A ATIVIDADE
DE REFINO
2.1 – OBJETIVO DO CAPÍTULO
Tendo sido sugerida uma motivação com relação ao entendimento
do novo ambiente legal das atividades relacionadas ao setor de óleo e gás,
mostra-se importante compreender os aspectos responsáveis pela evolução
que o tornou possível.
Nesse sentido, o capítulo procura apresentar
acontecimentos relevantes ao desenvolvimento da indústria de petróleo
nacional e, particularmente, do segmento de refino, desde os primórdios da
atividade exploratória no país, até a realidade atual do setor desregulamentado.
2.2 – REGISTROS DA OCORRÊNCIA DE OLEO NO PAÍS E OS
ASPECTOS LEGAIS ENVOLVIDOS
Segundo MENEZELLO (2000, p. 30), os primeiros documentos
sobre petróleo no Brasil datam da segunda metade do século XIX, ainda
durante o governo do segundo reinado, iniciando-se em 1864, na Bahia,
estudos sobre a possibilidade da ocorrência do mineral em território nacional.
A autora destaca ainda que a legislação atribuída à atividade de lavra de
minerais em geral passou por modificações que oscilavam entre a propriedade
e a concessão do subsolo (naquela época apenas com ênfase em bacias
continentais), fato particularmente interessante, sobretudo se considerarmos as
disposições legais atuais (Cap. III).
Dentro desse raciocínio, no que se refere às riquezas minerais do
subsolo, a primeira Constituição da República (1891) estabelece, na Seção II –
Declaração de Direito, art. 72, § 17, que:
“As minas pertencem aos proprietários do solo, salvas as
limitações que forem estabelecidas em lei a bem da exploração deste
ramo de indústria.”
No
entanto,
segundo
MARINHO
JR
(1989,
p.
216)
apud
MENEZELLO (2000 p. 30), nesta mesma Carta Republicana
39
“substituiu-se o regime da dominialidade das minas pelo
sistema fundiário ou direito de acessão, atribuindo-se a propriedade do
subsolo e de suas riquezas ao proprietário do respectivo subsolo, a título
de propriedade acessória, como na legislação americana.”
adotando-se, assim, o regime de propriedade plena.
Nos anos que se seguiram, destacam-se variadas buscas por
petróleo com a participação de técnicos estrangeiros, sendo criado em 1907 o
Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil (SGMB), como uma entidade
vinculada ao Ministério da Agricultura.
Como principais dificuldades da
atividade de lavra, sobressaíam-se as carências tecnológicas e a dimensão
continental do território brasileiro (MENEZELLO, 2000 p. 31).
Ainda segundo MARINHO JR, (1989, p. 223) apud MENEZELLO
(2000, p. 31):
“em 1928, o SGMB fixou nova doutrina em matéria de
produção de petróleo. Substituiu a ‘orientação preferencialmente inicial’
por uma base marcadamente científica, pela qual ‘todas as sondagens
deverão ser feitas onde houver estrutura geológica apropriada para a
concentração de petróleo em quantidades expropriatórias’.
Dentro da
nova orientação, prosseguiram em 1929 as perfurações nos Estados do
Pará, São Paulo e Paraná.”
Tais
aspectos
representaram
um
passo
importante
caracterizado
na
Constituição de 1934, que
“trouxe modificações importantes ao regime de exploração
dos recursos minerais. Por outro lado, adotou o regime da concessão, ou
seja, a exploração do bem mineral dependia de autorização federal19, e
instituiu, pela primeira vez, em uma Carta Constitucional a dicotomia entre
a propriedade do solo e do subsolo” (ALMEIDA, 1999, p.36 apud
MENEZELLO, 2000, p.31).
2.3 – HISTÓRICO DA INDÚSTRIA NACIONAL DE PETRÓLEO
Numa tentativa de resumir os caminhos traçados pela indústria de
refino nacional, a ANP, em apresentação na Rio Oil & Gas Conference (ANP,
40
2002a), propôs uma divisão histórica da atividade em quatro fases (GRÁFICO
2.1), com base na comparação entre as capacidades instaladas, capacidades
processadas e o consumo de derivados no país. São elas:
1. Aprendizado (até 1966);
2. Auto-suficiência (1967 – 1979);
3. Sobre-capacidade (1980 – 1989);
4. Retomada (após 1990).
Com o intuito de facilitar a ilustração dos fatos marcantes com
relação às atividades da indústria de petróleo no Brasil e, em particular, do
segmento de refino, adotou-se a proposta para o desenvolvimento da série
Barris/dia
histórica do presente capítulo.
Ano
GRÁFICO 2.1 – Fases do desenvolvimento do refino no Brasil
Fonte: ANP (2002a).
Obs.: Assinalou-se, em amarelo, a fase atual que será tratada, em maior detalhe, ao final do
capítulo.
2.3.1 – DO INÍCIO DAS ATIVIDADES ATÉ 1966
De acordo com estudo realizado pela GAZETA MERCANTIL –
Análise Setorial (1999), a atividade de refino de petróleo no Brasil teve início
19
Tal qual como acontece hoje, após a promulgação da Lei N.º 9.478 de 06/08/1997, conforme
41
em 1932, antes mesmo de que se encontrasse a primeira gota de óleo em
território nacional (que só viria acontecer em 1934), com a Destilaria SulRiograndense, construída da cidade de Uruguaiana (RS), na fronteira com a
Argentina e pioneira na refinação de petróleo no país. Operando em processo
descontínuo, com capacidade inicial de 25 m3/dia (157 bpd), era abastecida por
óleo bruto proveniente do Equador e importado via Argentina.
Em 1935, aquele país proibiu o tráfego de petróleo em trânsito para
outros países, sendo a solução encontrada importar óleo pelo porto do Rio
Grande (RS) − o que resultou no projeto da Refinaria de Petróleo Ipiranga (RPI)
(159 m3/dia ou 1.000 bpd), construída próxima a este e inaugurada em 1936.
Também em 193620, foi inaugurada, em São Caetano (SP), a Refinaria
Matarazzo, com capacidade de processar 80 m3 (500 bpd) que, por sua vez,
fazia
parte
das
Indústrias
Reunidas
Francisco
Matarazzo,
o
maior
conglomerado industrial brasileiro da época.
Durante a Segunda Guerra Mundial, as refinarias brasileiras tiveram
sérios problemas de abastecimento em função da dificuldade de obtenção de
petróleo importado, devido às operações de submarinos alemães em diversas
regiões do Atlântico-Sul. Dentro desse contexto, após a guerra, em meados de
1950, o então Conselho Nacional de Petróleo – CNP , órgão estatal que havia
sido criado em 1938, inaugurou a Refinaria de Mataripe (BA), para processar o
petróleo extraído do Recôncavo Baiano, com capacidade de 400 m3/dia (2.512
bpd), sendo maior do que as três outras unidades precursoras.
Em 1953, com a promulgação da Lei n.º 2.00421, o refino passou ao
monopólio estatal, exercido pela recém-criada Petróleo Brasileiro S.A.
(PETROBRAS), que incorporou ao seu patrimônio os campos de petróleo no
Recôncavo Baiano, a Frota Nacional de Petroleiros – FRONAP (com 22
navios), os bens da Comissão de Industrialização do Xisto Betuminoso
(PETROBRAS, 2002c), além das refinarias de Mataripe (futuramente RLAM,
BA) e a Refinaria Presidente Bernardes (futuramente RPBC), em Cubatão
(SP), ambas em fase de construção (as obras foram iniciadas pelo CNP e
concluídas pela empresa em 1955).
abordado em detalhe no Cap. III.
20
Neste mesmo ano, a capacidade de refino (no país) atingiu 265 m3/dia (1.650 bpd).
21
Lei que regulamentou a criação da Petróleo Brasileiro S.A.(PETROBRAS) e instituiu o
monopólio em relação às atividades relacionadas à cadeia produtiva da commodity.
42
Com relação à indústria nacional de petróleo, os anos 1950 (e mais
da metade da década de 1960) foram marcados pelo learning by doing.
Naquela ocasião (e em outras) o governo foi responsável por uma série de
benefícios, meios e facilidades concedidas à sua recém-criada estatal, visando
aumentar a produção e o processamento de óleo cru, melhorar a infra-estrutura
de abastecimento (desenvolvimento da rede de transporte) e incrementar a
pesquisa no país.
A partir da metade da década, a produção de petróleo somava cerca
de 2.700 bpd, sendo associada aos campos de Candeias, Dom João, Água
Grande e Itaparica, todos na Bahia (e em fase inicial de desenvolvimento),
representando, aproximadamente, 27% do consumo brasileiro.
Ao final da
década, o parque de refino atendia a uma pequena fração do consumo
nacional de derivados, neste momento, cerca de 137 mil bpd, sendo a maior
parte destes, importada (Id., 2002).
Segundo a GAZETA MERCANTIL – Análise Setorial (1999), pela
legislação vigente na época, as refinarias privadas existentes foram mantidas
com seus proprietários sendo, embora,
impedidas de serem ampliadas22.
Naquela ocasião, três refinarias privadas estavam em construção –
Manguinhos no Rio de Janeiro (RJ), União, em Santo André (SP) e Isaac
Sabbá, em Manaus (AM) – sendo concluídas entre 1954 e 1956.
Amparada pela lei n.º 2.004 e detentora do monopólio de refinação
de petróleo em território nacional, a PETROBRAS expandiu seu parque de
refino com a construção de sete novas refinarias entre as décadas de 1960 e
1970, além da constante preocupação com a ampliação de suas capacidades.
Em 1961, a estatal havia alcançado um dos seus principais
objetivos: a auto-suficiência na produção dos derivados principais (gasolina,
diesel e GLP), com o início do funcionamento da Refinaria Duque de Caxias
(REDUC), situada no Estado do Rio de Janeiro e primeira construída pela
empresa (naquela década) sendo a REVAP, em São José dos Campos (SP) a
última.
Durante aqueles anos, outras unidades entraram em operação: As
Refinarias Gabriel Passos (REGAP, em 1968), em Betim, MG e Alberto
Pasqualini (REFAP, no mesmo ano), em Canoas, RS.
22
Um mês antes da promulgação da lei n.º 2.004, a RPI havia aumentado a sua capacidade
para 1.500 m3/dia (9.420 bpd).
43
A PETROBRAS acabou também absorvendo diversas refinarias
privadas, como a pioneira Destilaria Sul-Riograndense e a Refinaria Matarazzo
– ambas desativadas em seguida – a Refinaria União Santo André (atual
Refinaria de Capuava, RECAP) e a Refinaria Isaac Sabbá (futuramente
conhecida como REMAM), restando apenas as Refinarias Ipiranga (RPI, de
propriedade da Petróleo Ipiranga S.A.) e Manguinhos (naquela época apenas
de grupo Peixoto de Castro) sob propriedade privada (GAZETA MERCANTIL –
Análise Setorial, 1999).
No que concerne à importação de petróleo e derivados, pode-se
observar uma evolução na vocação da produção desses últimos em território
nacional: Enquanto em 1953, quando da criação da estatal, 98% das compras
(do setor) no exterior correspondiam à demanda por derivados e apenas 2% a
óleo cru (uma proporção de 49:1), em 1967 a relação era de 1:11,5, ou seja,
8% de derivados para 92% de petróleo bruto, numa tendência invertida.
Com relação à produção de óleo, registrou-se ainda um outro
importante marco alcançado nesta fase de aprendizado:
O patamar de
100.000 bpd, em 1962.
44
De
acordo
com
PETROBRAS
(2002c),
destacam-se
como
marcantes, nesta primeira fase, os seguintes fatos:
1. A partida da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em
Cubatão (SP), em 1955;
2. A descoberta (no mesmo ano) de petróleo em Nova Olinda, AM,
sendo considerado mais tarde campo de aproveitamento
subcomercial;
3. O início da operação do Terminal de Madre de Deus (BA), que
tornou possível enviar para São Paulo o excesso de óleo
produzido no Estado (1956);
4. O esforço para conseguir, no mercado interno, quantidades cada
vez maiores de materiais e equipamentos. Em 1956, a RPBC
adquiriu 78% dos seus suprimentos no país;
5. A intensificação das pesquisas geológicas e geofísicas em todas
as bacias sedimentares conhecidas.
6. O início da exploração da plataforma continental, na faixa que se
estendia do Maranhão ao Espírito Santo (1961);
7. A
inauguração
do
primeiro
posto
de
abastecimento
PETROBRAS (BR Distribuidora) em Brasília, DF (1961);
8. A diversificação das fontes de suprimento da estatal, até então
restritas à Arábia Saudita e Venezuela (1965);
9. A inauguração da Fábrica de Asfalto de Fortaleza (antiga
ASFOR), hoje conhecida como Lubrificantes e Derivados de
Petróleo do Nordeste – LUBNOR (1966);
10. A Criação (no mesmo ano) do Centro de Pesquisa e
Desenvolvimento da PETROBRAS – CENPES, atualmente o
maior centro de pesquisas da América Latina.
45
2.3.3 – A AUTO-SUFICIÊNCIA (1967 – 1979)
Data dessa fase
a primeira descoberta de petróleo no mar, em
1968. O campo de Guarirema no litoral de Sergipe representaria um passo
importante para que o país mergulhasse em direção ao futuro sucesso
exploratório na atividade offshore.
No inicio dos anos 1970, o consumo de derivados de petróleo
duplicou, impulsionado, principalmente, pelo crescimento médio anual do PIB a
taxas superiores a 10% a.a. (milagre econômico).
Como responsável pelo abastecimento nacional de óleo e derivados,
a estatal brasileira viu-se diante da necessidade de reformular sua estrutura de
investimentos, na tentativa de atender uma demanda crescente. Datam desse
período o início da construção da Refinaria de Paulínea (REPLAN), SP, a
modernização da RPBC, além da construção da unidade de lubrificantes da
REDUC (Id., 2002b).
A década de 1970 seria marcada ainda por duas crises.
Os
membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
elevaram
substancialmente
os
preços
internacionais
da
commodity,
provocando os chamados choques de 1973 e 1979. O mercado tornou-se,
então, conturbado e repleto de incertezas relacionadas a dois fatores
fundamentais
de
interesse
nacional:
O
preço
do
barril
cotado
internacionalmente e a garantia de suprimento. Entretanto, como importante
cliente das companhias (estatais) dos países membros da OPEP, a
PETROBRAS conseguiu manter o abastecimento nacional, como resultado de
anos de bons relacionamentos com as mesmas, diminuindo o impacto, para o
mercado brasileiro, da conjuntura político-econômica internacional.
Na busca da superação das dificuldades cambiais, (com a
importação de quantidades crescentes de óleo a elevados valores em dólar), o
governo adotou medidas econômicas de contingência, algumas destas,
ligadas, diretamente, à estatal: Redução do consumo de derivados e aumento
da oferta interna de petróleo. Datam dessa época a adoção de contratos de
risco assinados entre a PETROBRAS e companhias privadas, para intensificar
a pesquisa de novas jazidas, bem como o desenvolvimento de fontes
alternativas de energia. O exemplo clássico foi o incentivo na utilização do
álcool como combustível automotivo, com a criação do Programa Nacional do
Álcool – Proálcool. Passou a ser dada prioridade aos investimentos nas áreas
46
de E&P, ocasionando aumento da produção de óleo brasileiro, sendo utilizado,
cada vez mais, na carga das refinarias do país23. Destacam-se de acordo com
PETROBRAS (2002c) como marcos da fase de auto-suficiência:
1. A constituição da PETROBRAS Química S.A. (Petroquisa),
buscando articular a ação dos setores estatal e privado na
implantação da indústria petroquímica no país (1967);
2. O inicio dos levantamentos geofísicos na Bacia de Campos (RJ),
sendo o primeiro poço submarino perfurado em 1968.
3. A criação de 5 (cinco) outras subsidiárias: PETROBRAS
Distribuidora (1971), PETROBRAS Internacional – Braspetro
(1972), PETROBRAS Fertilizantes – Petrorfértil e PETROBRAS
Comércio
Internacional
–
Interbrás
(1976),
além
da
PETROBRAS Mineração S.A. – Petromisa (1977);
4. A Partida do Complexo Petroquímico de São Paulo (1972), em
Cubatão (I pólo petroquímico brasileiro), com a operação da
Petroquímica União (PQU), sua CMP; realização (no mesmo
ano) da primeira extração de óleo de xisto com a partida da
Usina Protótipo do Irati, em São Mateus do Sul, PR.
5. O Início da operação das Refinarias de Paulínea – REPLAN
(SP), ainda hoje a maior do país e Presidente Getúlio Vargas
(REPAR), em Araucária, PR (1977), além do início da produção
de petróleo na Bacia de Campos, no mesmo ano, no campo de
Enchova.
6. A Compra das Refinarias de Capuava, SP (hoje RECAP) e
Manaus (Isaac Sabbá, hoje REMAM) pela PETROBRAS (1974);
7. A Primeira descoberta de acumulo de gás com possibilidades
comerciais na região amazônica em Juruá, AM (1978);
8. A Inauguração da Copene (atual Braskem) − Companhia
Petroquímica do Nordeste S.A. (CMP do II pólo petroquímico do
país), subsidiária da Petroquisa, em Camaçari, BA (1978).
23
Ao final da década o país produzia 165.000 bpd, 34% dos quais devido a atividades offshore,
atingindo a produção média de gás natural o patamar de 5.200 m3/dia (Id., 2002).
47
2.3.4 – SOBRE-CAPACIDADE (1980 – 1989)
Segundo PETROBRAS (2002c), a chamada “década perdida”
levou a indústria nacional de óleo a superar grandes desafios. Com as bruscas
elevações dos preços no exterior (reflexo, principalmente da crise de 1979), o
dispêndio de divisas com petróleo e derivados aumentava cada vez mais,
chegando a alcançar a casa dos US$ 10 bilhões em 1981.
Dentro deste
contexto, investimentos em atividades de E&P, junto ao esforço desenvolvido
na área de comercialização, contribuíram para minimizar a dependência
energética nacional, reduzindo, em 70% (em meados de 1989), os gastos do
setor com produtos importados.
Com relação à atividade offshore, a estatal brasileira importou
tecnologia disponível no exterior para produção em lamina d'água de 120 m,
consolidando a primeira fase de operação comercial da Bacia de Campos, RJ.
A utilização de sistemas antecipados trouxe a possibilidade de antever receitas
e o domínio gradual da tecnologia de produção submarina, fundamental para a
atual posição de destaque da companhia, no que tange à produção em águas
profundas.
Sucessivos recordes foram alcançados, atingindo a marca dos
675.135 bpd em dezembro de 1981.
Bons resultados foram relatados no que concerne à atividade de
produção em bacia continental. A operação comercial do campo de Urucu, no
Alto Amazonas (1988), descoberto dois anos antes, foi um marco histórico nas
operações da companhia naquela região, onde a procura de óleo antecedia à
criação da empresa.
A respeito do segmento de refino, as instalações industriais da
PETROBRAS foram adaptadas, em todo o país, na tentativa de atender o
consumo crescente de derivados.
Data dessa década a implantação do
Projeto Fundo de Barril, com o objetivo de transformar os excedentes de óleo
combustível (produto de baixo valor agregado) em derivados (nobres) como
óleo diesel (de maior demanda), gasolina automotiva e GLP.
Os anos 1980 foram marcados ainda pelo germinar da
preocupação ambiental (por parte da empresa) a exemplo da alocação de
recursos no treinamento e educação ambientais, no desenvolvimento de
tecnologias específicas de proteção do meio ambiente, além da adoção de um
programa de melhoria da qualidade de combustíveis.
Segundo PETROBRAS (2002c), destacaram-se ainda:
48
1. A Entrada em operação da Refinaria Henrique Lage (REVAP), em
São José dos Campos, SP (1980);
2. A Partida do III pólo petroquímico brasileiro, instalado em Triunfo,
RS (1982);
3. A Construção do Centro de Combate à Poluição por óleo (primeiro
do país), em São Sebastião, SP (1984);
4. A Realização das únicas descobertas comerciais efetuadas pelas
contratantes de risco:
Gás natural pela Pecten, na Bacia de
Santos (SP) e óleo, pela brasileira Azevedo Travassos, na parte
terrestre da Bacia Potiguar, RN (1985);
5. A Descoberta dos primeiros campos gigantes em águas
profundas da Bacia de Campos (RJ) – Albacora (1984) e Marlim
(1985);
6. A
Criação
do
Programa
de
Inovação
Desenvolvimento Avançado – PROCAP,
Tecnológica
e
para viabilizar a
produção de óleo e gás primeiramente em profundidades
superiores a 1.000 m e, posteriormente, a 3.000 m (1986);
7. A Consolidação do pioneirismo na exploração em águas
profundas, com perfuração de poços de lâminas d'água
superiores a 1.200 m e produção a profundidades de cerca de
400 m (recorde mundial em 1986);
8. O Novo recorde mundial de produção em águas profundas (492
m), no campo de Marimbá, RJ (1988).
49
2.3.5 – A RETOMADA (DO INÍCIO DOS ANOS 1990 ATÉ HOJE)
Os últimos dez anos representaram o início da vanguarda
tecnológica: sensoriamento remoto, poços perfurados horizontalmente, robótica
submarina, produção de petróleo em águas ultraprofundas. A estatal brasileira
iniciou a década sendo indicada pela Offshore Technology Conference para
receber o OTC Distinguished Achievement Award, o maior prêmio do setor
petrolífero mundial, em reconhecimento à sua notável contribuição para o
avanço da tecnologia de produção em águas profundas.
O início dos anos 1990 foi marcado pelo desafio de produzir petróleo
em águas abaixo de 500 metros, feito não conseguido então por nenhuma
companhia no mundo. A partir de notório esforço e concentração de
competências
principalmente
nacionais,
desenvolveu-se
a
tecnologia
necessária para produzir em águas até mil metros, sendo o sucesso tamanho
que, menos de uma década depois, o país seria indicado como referência na
produção em águas ultraprofundas24.
Além da capacitação brasileira na produção de petróleo em águas
profundas e ultraprofundas, outros desafios foram enfrentados pelo setor
nacional de óleo e gás. Entre eles estão o aumento do fator de recuperação do
petróleo das jazidas, o desenvolvimento de novas tecnologias para adequação
do parque de refino ao perfil da demanda nacional (principalmente diesel,
gasolina automotiva e GLP) de derivados e a formulação de novos produtos e
aditivos que garantam o atendimento à crescente exigência da sociedade
brasileira por combustíveis e lubrificantes de melhor qualidade.
A partir de agosto de 1997, o setor passou a atuar em um novo
cenário de competição instituído pela lei n.° 9.478, que regulamentou a emenda
constitucional de flexibilização do monopólio estatal do petróleo. Abririam-se,
então, perspectivas de ampliação das atividades produtivas para empresas
estrangeiras interessadas (E&P, refino, distribuição), vislumbrando a situação
de mercado aberto (que se consolidaria no início de 2002).
24
Dentre os últimos recordes registrados, destaca-se o obtido em janeiro de 1999 no campo do
Roncador, na Bacia de Campos (RJ), produzindo a 1.853 metros de profundidade.
50
Segundo Id. (2002b), entre o início da década de 1990 e os dias
atuais, destacam-se:
1. O Decreto Presidencial n.° 99.226, de abril de 1990, determina a
extinção da Interbrás e da Petromisa;
2. A Assinatura do acordo Bolívia − Brasil, para importação de gás
natural, prevendo a construção de um gasoduto (GasBol) de
2.233Km (1993);
3. O Desenvolvimento do projeto Centros de Excelência que
associa o governo, universidades e empresas privadas e a
estatal na implantação de núcleos de notório saber com
ascendência tecnológica de nível internacional (1997);
4. A Superação da marca de produção de 1 milhão bpd (1997);
5. A Criação (por força do decreto presidencial n.° 2.455, de 14 de
janeiro de 1998) da ANP com a missão de promover a regulação
e estimular a competição no setor nacional de petróleo e gás;
6. A Modificação do estatuto da Petrofértil (1996), a tal sorte que a
empresa pudesse operar no segmento de gás natural.
Mais
tarde, a subsidiária teria sua razão social alterada para
PETROBRAS Gás S.A. − Gaspetro (1998);
7. A Criação da PETROBRAS Transporte S.A. − Transpetro com o
objetivo de construir e operar dutos e terminais, embarcação e
instalações para o transporte e armazenagem de petróleo, gás e
derivados (1998);
8. A Assinatura dos primeiros acordos de parcerias entre empresas
nacionais e estrangeiras para a cooperação em atividades de
exploração e desenvolvimento (1998);
9. A Inauguração da primeira etapa do gasoduto Bolívia − Brasil
(trecho Santa Cruz de la Sierra, na Bolívia e Campinas, SP)
(1999) e o lançamento (no mesmo ano) da primeira rodada de
concessões (Brazil round 1) de áreas exploratórias nas bacias
sedimentares nacionais;
10. A Segunda (2000), terceira (2001) e quarta (2002) rodadas de
concessões de áreas para atividades exploratórias.
51
2.4 – ASPECTOS EVOLUTIVOS DA ATIVIDADE DE REFINO NO
BRASIL
Especificamente com relação ao desenvolvimento da atividade de
refino, optou-se pelo aprofundamento da discussão de dois aspectos
particularmente importantes nas fases de Sobre-capacidade e Retomada,
abordadas no histórico da indústria nacional de petróleo.
2.4.1 – NECESSIDADE DO PROCESSAMENTO DO ÓLEO NACIONAL
De acordo com TOLMASQUIM et. al. (2000), o aumento do preço
do óleo cru, devido ao segundo choque do petróleo, ocorrido no final de década
de 1970, afetou sensivelmente a balança comercial brasileira, a ponto de, em
1981, os gastos com sua importação representarem cerca de 44% das
compras nacionais.
Nesse sentido, a necessidade de reduzir as importações motivou o
aumento da participação do petróleo nacional no consumo brasileiro. A
plataforma continental passou a merecer atenção especial e, depois de
Guaricema, SE, foram realizadas mais de 20 descobertas de pequeno e médio
portes no litoral de vários Estados (PETROBRAS, 2002c).
Ressalta-se ainda que a adoção de técnicas pioneiras colocou em
operação áreas produtoras recém-descobertas na Bacia de Campos, RJ e
disparou investimentos por parte da estatal na capacitação de produção em
águas profundas25, no intuito de reduzir as importações nacionais de petróleo.
Como resultado desse esforço, a produção nacional cresceu de 97,4
milhões de barris, em 1982 (MME, 1998 apud TOLMASQUIM et. al., 2000) para
501,2 milhões de barris em 2001 (Dados Estatísticos mensais – ANP, 2002), o
que representou uma taxa média anual de 19,96%. No mesmo período, o
volume de importações caiu de 298,9 para 153,3 milhões de barris (uma
variação total de -94,97% nestes nove anos), explicitando um gradativo
aumento da participação do óleo nacional na carga das refinarias brasileiras.
Como conseqüência, a participação do óleo bruto nas importações nacionais
caiu para 9,3% em 1997. Neste mesmo ano a estatal atingiu o patamar de
produção de 1 milhão de bpd, devendo-se esta marca, principalmente, aos 734
Mbpd produzidos na Bacia de Campos.
52
2.4.2 – PROGRAMAS DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
Os crescentes incrementos nas atividades offshore da PETROBRAS
fomentadas, inclusive, pela competição por blocos exploratórios nas quatro
rodadas (1999, 2000, 2001 e 2002) de licitações promovidas pela ANP
sinalizam para uma produção de cerca de 1,7 milhão de bpd em 2002, com
destaque para o Estado do Rio de Janeiro26, que deverá ser o responsável por
mais de 80% do óleo nacional. Vale ressaltar, entretanto, que os petróleos
oriundos do Norte Fluminense, ainda que tenham baixo teor de Enxofre (óleos
doces27), apresentam baixo grau API28 (TABELA 2.1), exigindo um maior
número de unidades de conversão para a obtenção de produtos de maior valor
agregado.
Bacia de Campos
Oriente Médio e África
América Latina
Petróleo
ºAPI
Petróleo
ºAPI
Petróleo
ºAPI
Albacora
26
Arabe leve
35
Mescla Venezuelana
23
Cabiunas
25
Bonny leve
36
Maya29
22
Corvina
29
Dubai
32
Marimba
28
Iraniano leve
34
Marlim
19
Marlim Sul
27
TABELA 2.1 − Óleos nacionais e importados
Fonte: TOLMASQUIM et. al. (2000).
O programa Fundo de Barril (criado em 1981) e o Programa
Estratégico da Tecnologia de Refinação (PROTER) mais recente (1997)
objetivaram, diante desse quadro, promover modificações tecnológicas
pertinentes nas refinarias (estatais) para torná-las aptas a aproveitar esses
25
Implantação do Programa de capacitação tecnológica de produção em águas profundas
(PROCAP) em 1986.
26
O Estado do Rio de Janeiro foi responsável por 79,4% da produção nacional de óleo bruto
no ano passado, com base no Anuário Estatístico da ANP (2002).
27
No jargão da indústria do petróleo, consideram-se como doces óleos que tenham baixos
teores de enxofre, sendo ácidos aqueles que apresentam quantidades elevadas de
compostos que apresentam elemento.
28
Escala idealizada pelo American Petroleum Institute – API, juntamente com o National
Bureau of Standards – NBS, utilizada para medir a densidade relativa de líquidos. A escala
API varia inversamente com a densidade relativa (quanto maior a densidade relativa, menor o
grau API):
º API = (141,5/g) – 131,5; onde g é a densidade do petróleo, em relação à água, a 15ºC.
29
Petróleo oriundo do México.
53
óleos pesados, na busca da otimização da produção de derivados que
maximizassem frações leves (GLP, nafta e gasolina) e médias (diesel).
Com relação ao PROTER, as preocupações com a estimulação da
busca pela competitividade na indústria do refino (tendência mundial), em
função da globalização dos mercados e do estreitamento da margem
associada, foram decisivas com relação à necessidade de se implementar
inovações tecnológicas e ferramentas de gerenciamento modernas, na busca
da excelência em gestão (LEITE, 2000).
Nesse sentido, o aumento da oferta do petróleo fluminense implicou
na necessidade de investimentos nas refinarias para operar com essa matéria
prima de forma rentável, assim, o fundamento do programa se baseia no fato
de que um óleo de baixo
grau API
(pesado) gera grande quantidade de
frações pesadas (escuros), de menor valor agregado, em detrimento dos
derivados leves (claros), como gasolina, nafta ou querosene de aviação (QAV)
(TOLMASQUIM et. al., 2000).
No que concerne às características da atividade, o parque de refino
atual difere bastante daquele em operação na década de 1980, seja em
relação à qualidade do óleo processado (hoje pior) ou ao mix de derivados
produzidos.
De uma maneira geral, as unidades foram se adaptando à
necessidade de produzir cortes de maior valor agregado (a partir de crus mais
pesados), atentando para especificações de qualidade cada vez mais severas
(principalmente no que tange a questão ambiental30), em detrimento de
produtos menos nobres (ex. óleo combustível), cuja demanda tem se mostrado
decrescente.
Dentro
desse
panorama,
observa-se
uma
tendência
de
concentração de investimentos em processos que otimizem a produção de
derivados leves e no tratamento de produtos acabados31, visando o aumento
de qualidade e atendimento a especificações de produto cada vez mais
restritivas. A título de exemplificação dessa problemática, a PETROBRAS tem
se mostrado bastante interessada no desenvolvimento de tecnologias que
30
Portarias recentes da ANP atentam para a produção de derivados com menor teor de
enxofre, como é o caso do diesel.
31
Destacam-se as unidades de hidrotratamento (HDT) da Refinaria de Cubatão (RPBC),
Paulínia (REPLAN) e Gabriel Passos (REGAP), assim como o conjunto de hidrorefino da
Refinaria de Duque de Caxias (REDUC), cuja finalidade é produzir diesel de alta qualidade,
além da unidade de hidrodessulfurização da Refinaria do Paraná (REPAR).
54
viabilizem o processamento desses crus, de maneira cada vez mais rentável,
conforme pode ser observado na TABELA 2.2.
N.º
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
PROJETO
Craqueamento catalítico fluido para conversão de resíduos
Processos alternativos para conversão de resíduos
Maximização de efluentes líquidos no coqueamento retardado32
Consolidação da tecnologia de craqueamento térmico brando
Redução nos custos de produção de H2
Hidroconversão33 de resíduos em leito expandido
Redução nos custos das unidades de hidroconversão de gasóleo34
Derivados de petróleo Marlim
Integração de processos
Alternativas de uso de produtos pesados
Rotas biotecnológicas
TABELA 2.2 − Carteira de Projetos PROTER
Fonte: PETROBRAS (2002a).
Um bom exemplo de capacitação tecnológica alcançada pelo
PROTER foi o desenvolvimento de catalisadores para a remoção de
compostos
nitrogenados
tolerantes
a
elevados
teores
de
metais
(principalmente níquel e vanádio, vide TABELA 2.3), que resultou numa
considerável economia
nas operações de regeneração, necessárias aos
processos de FCC.
Óleo
Características
ºAPI
S (%p/p)
N (%p/p)
Acidez (mg KOH/g)
Asfaltenos (%p/p)
Ni (ppm)
V (ppm)
MARLIM
19,70
0,75
0,45
1,01
2,60
19
24
Nacional
CABIÚNAS
24,70
0,47
0,27
0,83
2,80
9
12
Importado
ÁRABE LEVE
33,30
1,63
0,09
0,08
1,10
3,50
14
TABELA 2.3 − Quadro comparativo de óleos nacional e importado típicos
Fonte: LEITE (2000).
2.5 – CONCLUSÕES SOBRE A EVOLUÇÃO DA INDÚSTRIA
NACIONAL DE PETRÓLEO E SUAS IMPLICAÇÕES PARA
O SEGMENTO DE REFINO
32
Operação de obtenção de cortes leves a partir do processamento de coque (C).
Processo que visa obter produtos mais leves (e nobres) a partir de resíduos de fundo da
unidade de destilação à vácuo.
33
55
Dentro do âmbito do desenvolvimento da indústria de petróleo no
Brasil, pôde-se observar que aspectos de cunho estrutural se mostraram
representativos no que concerne na adequação da atividade de refino.
Primeiramente, já estabelecido um mínimo de infra-estrutura
relacionada ao processamento de óleo no país (construção das primeiras
refinarias e sistemas de dutos), as crises internacionais de 1973 e,
principalmente, de 1979 motivaram o fomento da atividade exploratória em
bacias oceânicas, com o intuito de minimizar o ônus causado à balança
comercial, por conta da sua importação. A mudança de mentalidade quanto a
origem do óleo a ser processado tornara-se vigente.
Posteriormente, a percepção da necessidade de adequação das
unidades de refino às características do óleo nacional se mostrou fundamental
na criação dos programas de capacitação tecnológica que norteariam sua
reestruturação, numa tentativa de promover melhor apropriação do valor
gerado pela atividade de processamento.
34
Unidade de conversão de gasóleo (derivado médio) associada à produção de diesel.
56
CAPÍTULO III
REGULAÇÃO: A NOVA REALIDADE DO SETOR DE
PETRÓLEO E GÁS NO PAÍS
3.1 – OBJETIVOS DO CAPÍTULO
Com o intuito de analisar as perspectivas da atividade de refino no
país, torna-se de grande importância o conhecimento da legislação do setor de
petróleo e gás, assim como uma revisão associada aos
fundamentos nos
quais se apóia a estrutura da regulamentação.
Acredita-se ainda que, provavelmente, as modificações iminentes na
atividade com relação a eventuais movimentos estratégicos tenderiam a ser
impulsionadas pela recente modificação da legislação, levando-se em
consideração o regime de livre mercado adotado a partir do início de 2002.
Nesse sentido, mostra-se pertinente comentar a atuação dos novos
atores do segmento mediante suas atribuições específicas, numa tentativa de
esclarecer suas participações num ambiente de setor desregulamentado.
3.2 – AS ORIGENS DA POLÍTICA REGULATÓRIA
Na opinião de PEREIRA (2001), o crescimento do setor público
brasileiro é resultado de uma contínua expansão da interferência do governo
em atividades não tradicionais, decorrente da necessidade de intervenção do
Estado em setores de natureza social e da busca de crescimento rápido após a
década de 1950.
Dentro desse raciocínio, observa-se que a natureza contínua dessa
atividade começou a mostrar sinais de deficiência. Durante a década de 1970,
surgiram os primeiros sinais de esgotamento do padrão de intervenção estatal
e, devido a uma série de fatores sociais, econômicos, tecnológicos e
institucionais, iniciou-se durante os anos 1980, um processo de deterioração
dos serviços e do desempenho econômico das empresas estatais, gerando
fortes críticas dos consumidores e pressões pela sua privatização, inicialmente
nos
países
desenvolvidos
e,
posteriormente,
nos
países
ditos
em
desenvolvimento ou emergentes.
Assumindo como válidas tais considerações, a queda acentuada de
investimento público brasileiro provocou a deterioração da qualidade dos
57
serviços e um crescimento de demanda insatisfeita. Nesse sentido, a forma
tradicional de organização de oferta de produtos e serviços dos setores elétrico
e de petróleo e gás, seja em termos da estrutura, da propriedade, da gestão de
patrimônio ou do estabelecimento de preços, tornou-se obsoleta. Com a crise
fiscal do Estado, que se abateu não somente sobre os países em
desenvolvimento, tornou-se não só desejável, como imperativa, a busca de um
modelo alternativo de prestação desses serviços.
A questão estrutural a ser resolvida no escopo da reformulação
desses setores diz respeito à introdução da competição (onde possível), de
modo que o mercado assumisse o papel de agente regulador dos níveis ou
tarifas, assim como da freqüência de entradas ou saídas do setor, sendo que
as demais atividades (de caráter não competitivo) necessitariam ser reguladas
de modo consistente com o interesse público.
Com relação a esse novo panorama, PEREIRA (2001) afirma que a
montagem e operação dos órgãos reguladores que induzam à eficiência do
modelo (regulatório) escolhido são primordiais para a sociedade, devendo a
regulação ser encarada como um instrumento de política econômica.
3.3 – MOTIVAÇÃO DA ATIVIDADE REGULATÓRIA
Segundo PINTO (2001), as experiências recentes de reestruturação
da indústria de infra-estrutura de uma maneira geral e, das indústrias
energéticas, em particular, alimentam de forma permanente e salutar o debate
sobre os problemas relacionados à regulação econômica. Em uma análise
mais específica, a literatura sobre esse assunto não é propriamente nova,
sendo que os trabalhos afins se concentram, fundamentalmente, em dois
temas: a regulação da concorrência, escorada na base jurídico-institucional da
legislação anti-truste e a regulação de monopólios naturais.
Nesse sentido, as questões no que concerne à regulamentação
econômica vêm sendo alvo de maiores investigações, sobretudo em países
com histórico recente de reestruturação de setores produtivos como Brasil,
Argentina, Índia e sudoeste da Ásia (LANE e GHEMAWAT, 2000), onde o
processo de redução progressiva de barreiras institucionais (governamentais) à
entrada de novos operadores ou concessionários numa determinada indústria,
acentuou ou acentuará a introdução benéfica de pressões competitivas,
culminando
numa
revisão
dos
dispositivos
regulatórios
existentes
58
(desregulamentação) e estabelecendo, a reboque, uma agenda complexa de
tarefas de regulação a serem executadas.
Os princípios básicos desses dispositivos envolvem um amplo leque
de objetivos, dentre os quais, tal qual sugere abordagem recente (PINTO,
2001), cabe destacar:
1. Promoção da competição;
2. Correções das imperfeições (falhas) de mercado;
3. Garantia do livre acesso às redes;
4. Incentivo à eficiência;
5. Garantia da qualidade adequada do serviço e
6. Manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
Dessa maneira, serão apresentadas a caracterização e as
prerrogativas específicas do organismo competente (ANP) em se tratando da
regulação do setor de petróleo e gás no Brasil, para que, posteriormente, tornese possível discorrer a respeito das implicações práticas associadas ao marcoregulatório vigente (lei n.º 9.478), considerando ainda o término do período de
transição, previsto neste instrumento.
3.4 – O PAPEL DO ÓRGÃO REGULADOR
Tendo sido mencionados os objetivos básicos dos dispositivos de
regulação, abordando-se ainda, de uma maneira geral, a prerrogativa principal
de um órgão regulador, torna-se necessário discutir os aspectos relacionados
ao caso específico da regulação do setor de petróleo e gás no Brasil,
procurando ressaltar as atribuições da ANP.
Instituída pelo decreto presidencial n.º 2.455, de 14/01/1998 como
uma entidade integrante da Administração Publica Federal, submetida ao
regime autárquico especial com o status de órgão regulador da indústria de
petróleo a ANP apresenta-se vinculada ao Ministério das Minas e Energia
(MME), conforme disposto no art. 7º da lei n.º 9.478, que discorre sobre a
política energética nacional35, as atividades relativas ao monopólio do petróleo
e o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).
35
A política energética nacional (que discorre sobre o aproveitamento nacional das fontes de
energia) tem como principais objetivos: preservar o interesse nacional, promover o
desenvolvimento (aumentar a competitividade do país no mercado internacional) ampliar o
59
Nesse sentido, de acordo com o art. 8º
e os incisos I a XV
(TABELA 3.1) da mesma lei, a ANP tem como finalidade promover a
regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas
integrantes da industria do petróleo, cabendo-lhe as seguintes atribuições:
Inciso
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
XIII
XIV
XV
Atribuição
Implementar, em sua esfera das atribuições, a política nacional de petróleo e gás natural, contida
na política energética nacional (em acordança com os termos do capítulo I da lei em questão);
Promover estudos visando a delimitação de blocos36, para efeito de concessão das atividades de
exploração, desenvolvimento e produção
Regular a execução de serviços de geologia e geofísica aplicados à produção petrolífera, visando
o levantamento de dados técnicos, destinados à comercialização, em bases não exclusivas;
Elaborar os editais e promover as licitações para a concessão de exploração, desenvolvimento e
produção, celebrando os contratos delas decorrentes e fiscalizando sua execução;
Autorizar a prática das atividades de refinação, processamento, transporte e importação e
exportação, na forma estabelecida (na lei n.º 9.478) e sua regulamentação;
Estabelecer critérios para calculo de tarifas de transporte dutoviário e arbitrar seus valores nos
casos e da forma prevista (na referida lei);
Fiscalizar diretamente, ou mediante a convênios com órgãos dos Estados, e do Distrito Federal,
as atividades integrantes da industria do petróleo, bem como aplicar as sanções administrativas e
pecuniárias previstas em lei, regulamentação ou contrato;
Instituir processo, com vistas a declaração de utilidade publica, para fins de desapropriação e
instituição de servidão administrativa, das áreas necessárias à exploração, desenvolvimento e
produção de petróleo e gás natural, construção de refinarias e dutos terminais;
Fazer cumprir as boas práticas do uso nacional do petróleo, dos derivados, do gás natural e da
preservação do meio ambiente.
Estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias na exploração, produção transporte, refino
e processamento;
Organizar e manter o acervo das informações e dados técnicos relativos a atividade da indústria
do petróleo.
Consolidar anualmente as informações sobre as reservas nacionais de petróleo e gás natural
transmitidas pelas empresas, responsabilizando-se por sua divulgação.
Fiscalizar o funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o cumprimento
do plano anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis, de que trata o art. 4º da lei n.º 8.176,
de 08 de fevereiro de 1991.
Articular-se com outros órgãos reguladores do setor energético sobre as matérias de interesse
comum, inclusive para efeito de apoio técnico ao CNPE.
Regular e autorizar as atividades relacionadas com o abastecimento nacional de combustíveis,
fiscalizando-as diretamente ou mediante a convênios com órgãos da União, Estados, Distrito
Federal ou Municípios.
Atribuições associadas, dentre outras atividades ao refino
TABELA 3.1 − Atribuições da ANP previstas na lei n.º 9.478 de 06/08/1997
Fonte: Conforme Art. 8º, Lei 9.478, de 06/08/1997.
A partir do descrito, cabe a ANP zelar pelo cumprimento da política
energética nacional com vistas à competitividade do país no mercado
internacional, no que tange ao setor de petróleo e gás. Assim, segundo PINTO
(2001), a agência deve consolidar suas fronteiras de competência, a fim de
firmar seu espaço institucional num novo contexto (flexibilização do monopólio),
mercado de trabalho, valorizar os recursos energéticos, proteger os interesses do consumidor
e garantir o fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional, nos termos
do § 2º do art. 177 da Constituição Federal. Este, por sua vez, ressalta os aspectos
relacionados aos Monopólios da União (flexibilizados pela lei n.º 9.478).
36
De acordo com as definições técnicas (inciso XIII, art. 6º, seção II do capitulo III) previstas na
lei n.º 9.478, bloco se constitui na parte da bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de
profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas
de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e
gás natural.
60
buscando cumprir uma complexa agenda de relações com o Poder Executivo
Federal, o CNPE, outras entidades reguladoras (Agência Nacional de Energia
Elétrica − ANEEL, no caso do gás natural para geração de energia), Conselho
Administrativo de Defesa Econômica – CADE, assim como outros ministérios
ou instâncias governamentais (Ministério do Meio Ambiente, Ministério da
Fazenda, etc.) no caminho da aprendizagem institucional e regulatória no país.
Tendo sido discutidas as prerrogativas-chave da agência, cabe
salientar o conjunto de modificações que se tornaram vigentes na esfera
jurídica do setor, a partir da promulgação da lei do petróleo e do fim do período
de transição. Tomando por base o teor da lei n.º 9.478, esta implantou um
novo marco regulatório para o setor petrolífero brasileiro, objetivando dotá-lo de
regime de livre mercado, com maior nível de eficiência/competição entre os
agentes econômicos interessados (empresas estatais e privadas atuantes nos
elos da cadeia produtiva) e benefícios para o consumidor (ANP, 2001).
3.5 – OS ASPECTOS PRÁTICOS DA REGULAÇÃO DO SETOR
DE PETRÓLEO E GÁS
Em síntese, findo o período de transição (a partir de 01/01/2002), o
petróleo, o gás natural e todos os seus derivados básicos estão com seus
preços livres, do produtor ao consumidor final; as importações liberadas e os
subsídios extintos, exceto quando justificáveis e previamente aprovados pelo
Congresso Nacional, em concordância com a lei n.° 9.478, de 06/08/1997. Em
meados de dezembro de 2001, após aprovação em primeiro turno do Senado
Federal (requisito indispensável para a abertura do mercado de importações) a
ANP submeteu à consulta pública um conjunto de portarias (TABELA 3.2) que
versavam sobre o abastecimento de combustíveis, alinhadas aos preceitos da
referida lei. Essas regras, que passaram a vigir a partir do início do corrente
ano, tinham como objetivos principais, tal qual sugere o informativo Modelo de
abertura do abastecimento de combustíveis, ANP (2001):
3.5.1 – OBJETIVOS
1. Assegurar um aumento das alternativas de oferta de derivados ao
mercado interno;
61
2. Ampliar as opções de acesso dos consumidores a novas fontes
de suprimento, tanto internas (CMP´s, no caso de gasolina, por
exemplo) quanto externas ao país (como traders de derivados).
3.5.2 – PORTARIAS37
N.º
309
310
311
312
313
314
315
316
317
318
COMPETÊNCIA
Estabelece as especificações para a comercialização de gasolinas
automotivas38 em todo o território nacional e define obrigações dos agentes
econômicos sobre o controle de qualidade do produto
Estabelece as especificações para a comercialização de óleo diesel
automotivo em todo o território nacional e define obrigações dos agentes
econômicos sobre o controle de qualidade do produto
Estabelece procedimentos de controle de qualidade na importação de
petróleo, seus derivados e álcool etílico combustível
Estabelece a regulamentação para a atividade de importação de solventes
Estabelece a regulamentação para a importação de óleo diesel
Estabelece a regulamentação para a importação de gasolinas automotivas
Estabelece a regulamentação para a exportação de derivados de petróleo
Regulamenta o exercício da atividade de formulação da gasolina “A”,
comum, premium39 e óleo diesel a partir de misturas de correntes de
hidrocarbonetos
Regulamenta o exercício da atividade de produção, armazenamento e
comercialização de gasolina “A”, comum, premium nas centrais de matériasprimas petroquímicas
Regulamenta o exercício da atividade de produção de solventes
TABELA 3.2 − Relação das portarias submetidas à consulta pública
Fonte: ANP (2002d).
Quanto à produção de derivados, as principais alterações referem-se
à introdução de dois novos agentes: “Formulador” e “Importador” e à
autorização para produção de gasolina “A”40 por parte das CMP’s.
Em relação aos novos agentes mencionados, ambos se apresentam como
pessoas jurídicas distintas dos demais agentes existentes no mercado
(refinarias, CMP’s, distribuidoras, TRR’s41 e revendedores), devendo atender a
requisitos próprios e específicos (portaria ANP n.º 317/2001 para o primeiro e
37
Portarias expedidas em 27/12/2001, (DOU de 28/12/2001).
Combustível apropriado para motores de combustão interna com ignição por centelha, em
motores que usam o ciclo Otto, em automóveis de passageiros, utilitários, veículos leves,
lanchas e equipamentos agrícolas. Inclui as gasolinas classificadas como gasolina comum
(“A” ou “C”) e gasolina premium (“A” ou “C”).
39
Gasolina automotiva de alta octanagem, com índice anti-detonante maior ou igual a 91,
conforme estabelece a portaria ANP N.º 197/1999.
40
Gasolina produzida no país ou importada pelos agentes econômicos autorizados, isenta de
componentes oxigenados e comercializada com o distribuidor de derivados de petróleo.
41
Transportadores e Revendedores Retalhistas – pessoas jurídicas, devidamente registradas e
autorizadas pela ANP a desempenhar as funções de aquisição (de produtos à granel),
armazenamento, transporte, comercialização e controle da qualidade de combustíveis.
38
62
n.º 311/2001, 312/2001, 313/2001 e 314/2001 para o segundo) para o exercício
das respectivas atividades, previamente autorizadas pela ANP.
Com o intuito de proceder com o processo de regulamentação, a
ANP tornou pública (DOU, 20/12/2001) a portaria n.º 297/2001, obrigando
todos os produtores e importadores de combustíveis autorizados a operar no
país a partir de 1º de janeiro de 2002, a informarem, semanalmente, à agência
seus preços de venda máximo, mínimo e médio, assim como os respectivos
volumes comercializados. Começou a vigorar nesta data o novo modelo de
abertura do mercado de combustíveis no Brasil, com liberação total dos preços
e importações de produtos (FIGURA 3.2).
As informações serão destinadas ao acompanhamento pela ANP
das políticas de preços praticadas no mercado interno pelos produtores locais
de combustíveis (refinarias da PETROBRAS, Manguinhos e RPI, centrais
petroquímicas Braskem, PQU e Copesul e novos formuladores a serem
autorizados pela agência) e pelos importadores. A ANP estará comparando os
preços internos com as cotações internacionais dos produtos, incorporando os
custos de internação42 no país.
Nesse sentido, ressalta-se que o acompanhamento dos preços dos
produtores e importadores complementará o Programa de Monitoramento de
Preços dos Combustíveis (PMPC) da ANP, que investiga os valores cobrados
por distribuidoras e revendedores.
Este permite à agência verificar a
ocorrência de infrações a ordem econômica e instruir processos junto à
Secretaria de Direito Econômico (SDE) bem como, se for o caso, à agência
anti-truste de regulação da concorrência (CADE) (ANP, 2002b).
42
Utilização de dutos e terminais, dentre outros.
63
3.5.3 – ABERTURA DO MERCADO DE COMBUSTÍVEIS (NOVO MODELO)
Mercado Externo
Refinarias
CMP
Formulador
Aumento das opções de
oferta no mercado interno
Importador
Distribuidores
Exceto Gasolina e Diesel
TRR
Revendedores
Exceto Gasolina
Consumidores Finais
FIGURA 3.2 − Modelo de abertura do mercado
Fonte: ANP (2001).
Maiores opções de
acesso a fontes de
suprimento
64
3.5.4 – ATORES
Seguem listados, os agentes previstos na legislação e suas
atribuições, em consonância com a lei n.º 9.478.
Formuladores
Estes novos atores do segmento podem exercer a atividade de
formulação de gasolina “A”, sendo autorizados a adquirir no mercado interno
correntes de hidrocarbonetos líquidos, de refinarias, CMP´s, produtores de
solventes, importadores e outros formuladores. Podem ainda comercializar, no
mercado interno:
1. Gasolina “A”, exclusivamente com distribuidores de combustíveis,
refinarias, CMP´s, exportadores e outros formuladores;
2. Diesel, exclusivamente com distribuidores, refinarias, CMP´s,
exportadores, outros formuladores e consumidores finais;
3. Sobras de correntes de hidrocarbonetos líquidos, exclusivamente
com refinarias, CMP´s, exportadores e outros formuladores.
além de poderem exportar gasolina, diesel e sobras de hidrocarbonetos
líquidos.
Importadores
As atividades de importação de petróleo, gás natural e derivados43
estão sujeitas à prévia aprovação da ANP. De uma maneira geral, os pontos
que merecem destaque se referem à importação de solventes passíveis de
promover adulteração em combustíveis44, à marcação de solventes importados
que não se destinarem à produção de combustíveis e ao fato de que, em
respeito às portarias ANP n.º 313/2001 e 314/2001, empresas cujo objeto
social contemple a atividade de importação (traders) não podem exercer outras
atividades.
43
Como exemplo da atividade, chegou ao Brasil (no porto de Suape, PE), em 05/03/2002, o
primeiro carregamento de óleo diesel importado por uma empresa privada. A empresa de
trading PETRO ENERGIA comprou no mercado norte-americano 19,5 milhões de litros do
combustível, pretendendo atender, principalmente, o mercado nordestino através de sua
ligação com as distribuidoras Dislub e Total (O GLOBO online, 06/03/2002).
44
Neste caso há necessidade de aprovação da transação pela ANP.
65
Vale a pena salientar que foi autorizada somente a importação de
gasolina isenta de componentes oxigenados (portaria ANP n.º 313/2001), tais
como MTBE45, metanol, etanol anidro ou quaisquer álcoois.
Dessa maneira, em consonância com o órgão regulador, as
empresas não produtoras, autorizadas ao exercício da atividade exclusiva de
importação de gasolina e diesel (novos agentes previstos na legislação)
podem, observando as regras de internação, fixadas pela portaria ANP n.º
311/2001, comercializar tais produtos no mercado interno, exclusivamente com:
distribuidores de combustíveis, produtores de gasolina e diesel (refinarias,
CMP´s e formuladores), empresas exportadoras autorizadas pela ANP (portaria
ANP n.º 315/2001) e consumidores finais, no caso do diesel.
Agentes de Produção de Derivados
No que diz respeito ao escopo de atuação dos agentes de produção
de derivados, à exceção dos formuladores (portanto, refinarias e CMP’s), estes
têm o privilégio de importar e exportar correntes de hidrocarbonetos líquidos e
produtos derivados do petróleo e do gás natural, em conformidade com a
legislação vigente, podendo ainda comercializar, no mercado interno:
1. Correntes de hidrocarbonetos líquidos destinados à formulação de
combustíveis, exclusivamente com formuladores, importadores,
exportadores ou outras refinarias e CMP’s;
2. Correntes de hidrocarbonetos líquidos destinadas a uso não
combustível, atendendo ao disposto na portaria ANP n.º 274/2001
(estabelece obrigatoriedade de adição de marcador a derivados
de petróleo indicados pela agência), exclusivamente com
distribuidores de solventes, importadores, exportadores, outras
refinarias e CMP’s (portaria ANP n.º 212/2001);
3. Produtos especificados (exceto gasolina “C”46), exclusivamente
com distribuidores de combustíveis automotivos, formuladores,
45
Éter metil-terc-butílico, produto que confere aumento de octanagem misturado à gasolina “A”
para a obtenção da gasolina “B” até o mês de abril de 1999, apenas no Estado do Rio
Grande do Sul (Anuário Estatístico da ANP, 2001).
66
importadores
e
exportadores,
outras
refinarias,
CMP’s
e
consumidores finais.
Nesse sentido, as refinarias e CMPs passaram a dispor de maior
flexibilidade no que concerne à sua carteira de clientes (podendo vender
inclusive para consumidores finais) e tenderão, conforme objetivado pela
legislação, a ampliar a preocupação no que diz respeito a qualidade dos
derivados produzidos (em função da concorrência), buscando melhorar as
condições de processamento, provavelmente, via investimentos que otimizem
seus processos de produção.
Outros Agentes de Mercado
Com relação aos players não citados (exportadores, distribuidores,
revendedores e TRR’s) informa-se que a atividade de exportação de petróleo,
gás natural e seus derivados continua sujeita à autorização prévia da ANP (nos
moldes da portaria ANP n.º 315/2001), sendo que será somente concedida a
empresas produtoras (refinarias, CMP’s ou formuladoras), para gasolinas,
diesel, nafta, querosene de aviação, GLP e solventes apropriados à formulação
de combustíveis. Ressalta-se ainda que estas devem ter, como objeto social, a
atividade de exportação, não exercendo assim, outras atividades reguladas
pela agência, a menos das de importação.
Com relação às atividades de distribuição e revenda, foram mantidas
as regras vigentes com relação a requisitos de habilitação, autorização, escopo
de atuação, qualidade dos produtos comercializados, e relacionamentos com
consumidores e demais agentes do setor. As alterações pertinentes que foram
introduzidas na regulamentação atual, a partir da portaria ANP n.º 310/2001
que discorre sobre a autorização concedida aos TRR´s para adquirirem
produtos que estão autorizados a comercializar das refinarias e CMPs.
Consumidores Finais
Sendo os principais beneficiados com o novo conjunto de leis,
decretos e portarias que regulamentam a atividade do setor de petróleo e gás,
46
Gasolina constituída de uma mistura de gasolina “A” e álcool etílico anidro combustível. A
proporção obrigatória de álcool na mistura é fixada por decreto presidencial, podendo variar
de 20 a 24%, conforme determinou a lei N.º 10.203/01. Para o ano 2000, o percentual
adotado era de 24% até 20/08, sendo reduzido para 20% após esta data (Anuário Estatístico
da ANP, 2001).
67
os consumidores finais passam a contar com a possibilidade do acesso direto a
fontes primárias de suprimento, tanto no mercado interno (refinarias, CMP´s,
formuladores e importadores), quanto externas ao país (importação direta).
Além desses aspectos, tais agentes foram ainda beneficiados pela
preocupação por parte do órgão regulador a respeito da qualidade dos
produtos, no que concerne às especificações47 (portaria ANP n.º 301/2001) e à
adição de marcadores (portaria ANP n.º 274/2001). Com relação a esta última,
torna-se obrigatória, para derivados de petróleo ou gás natural indicados pela
agência,
solventes
e
correntes
efluentes
da
indústria
petroquímica
(comercializadas no mercado interno ou, quando for o caso, exportadas) a
adição de marcadores por parte dos produtos ou importadores definidos
anteriormente.
3.6 – A ESTRUTURA DE FORMAÇÃO DE PREÇOS NO REGIME
DE LIVRE MERCADO
Dentro da lógica do processo de desregulamentação do setor de
óleo e gás, o governo vem adotando providências (desde 1997, com a lei n.º
9.478) no sentido de construir um regime de livre mercado, dentre as quais se
destaca a liberação, ao consumidor, de preços, fretes e margens de
comercialização de combustíveis em todo o território nacional (ANP, 2002b).
A partir de 1º de janeiro do ano corrente, completou-se importante
etapa desse processo, mediante a introdução de modificações estruturais no
downstream, inserindo-o, praticamente, em regime de livre mercado.
Nesse sentido, várias medidas foram implementadas tais como:
eliminação do controle de preços de faturamento de refinaria para gasolinas
automotivas, óleo diesel e GLP, extinção de subsídios e edição de
regulamentação sobre novos agentes concorrentes dos produtores de
derivados de petróleo previamente instalados no país.
As modificações alcançaram, também, a formação de preços de
combustíveis, com destaque especial para sua componente tributária, haja
vista a instituição, pela Emenda Constitucional n.º 33 de 11/12/2001, da
47
Com relação, fundamentalmente, aos teores máximos de enxofre para o diesel automotivo
metropolitano (0,20% em peso), a ser comercializado nos municípios estabelecidos pelo
Ministério do Meio Ambiente (MMA) e para o diesel automotivo interior (0,35% em peso), sendo
este último comercializado nos demais municípios brasileiros por refinarias, CMP´s,
formuladores e importadores, depois da adição de corante especificado pela ANP.
68
Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (CIDE) para os
combustíveis.
Com a CIDE, cuja criação foi regulamentada pela lei n.º 10.336, de
19/12/2001, extinguiu-se a Parcela de Preço Específica (PPE) que integrava os
preços de faturamento de refinaria de óleo diesel, gasolinas automotivas e
GLP, dando condições para que se promovesse a abertura do mercado à
importação.
Dessa maneira, em conformidade com o novo contexto regulatório, é
apresentada, no Anexo II (p.156) a estrutura de formação dos preços ao
consumidor final da gasolina comum.
3.7 – CONCLUSÕES SOBRE A REGULAÇÃO NO SETOR
Com relação à nova realidade legal do setor de petróleo e gás no
país, constatam-se, para o segmento de refino, modificações na composição e
nas atribuições dos atores envolvidos.
destacar
Torna-se particularmente importante
a nova possibilidade de relacionamentos entre mercado externo,
agentes produtores (refinarias, CMPs, formuladores e importadores) e
consumidor final.
Espera-se, dentro dos objetivos da lei n.° 9.478, que a presença de
alternativas de escolha no fornecimento de derivados permita ao consumidor
uma exposição maior a um mercado mais dinâmico e competitivo.
69
CAPÍTULO IV
REFERENCIAL TEÓRICO
4.1 – OBJETIVOS DO CAPÍTULO
Devido à importância da atividade de refino para o desenvolvimento
econômico e industrial do país (BRANDÃO 1999), ao seu caráter longevo (THE
ECONOMIST, 10/02/2001) e à recém-desregulamentação do setor de óleo e
gás (MENEZZELO, 2000; Lei n.° 9.478, 06/08/1997), uma revisão da literatura
que relacione ferramentas associadas à sua gestão torna-se necessária.
Nesse sentido, serão abordadas teorias relacionadas à estratégia competitiva
em geral e na atividade de refino.
4.2 – GESTÃO ESTRATÉGICA
Sob o ponto de vista conceitual, a gestão estratégica se tornou
objeto de estudo, pesquisa e ensino em meados da década de 1960 (MILANI,
2001), sobretudo, a partir dos esforços despendidos por consultorias de
negócios que se dedicavam ao desenvolvimento de práticas gerenciais ou ao
esclarecimento de relações quantitativas entre companhias e seus mercados.
Nessa época, O Boston Consulting Group – BCG foi responsável,
pela idealização de uma ferramenta chamada “Curva de Experiência”,
desenvolvida para explicar políticas de preço e comportamento competitivo de
segmentos de crescimento acelerado como eletroeletrônicos.
Postulava-se
que os custos de produção decairiam de 20 a 30% para cada vez que a
quantidade produzida dobrasse, devido a economias de escala e à
aprendizagem organizacional (GHEMAWAT, 1997).
A década de 1970 foi marcada pelo surgimento de ferramentas
como a “Análise de Portfólio”, apresentada pelo BCG numa tentativa de
proceder à classificação dos negócios de uma determinada empresa,
baseando-se no seu potencial de crescimento versus necessidade de alocação
de recursos.
Posteriormente, a abordagem foi estendida, dando origem a
matriz de Atratividade da Indústria – Força do Negócio, idealizada pela
McKinsey & Company (HAX e MAJLUF, 1984 apud GHEMAWAT, 1997).
70
Esta, por sua vez, também foi responsável pelo desenvolvimento da
abordagem de Unidades Estratégicas de Negócios (UEN) que sugeria uma
organização departamental orientada em linhas estratégicas, mais preocupada
com as condições do ambiente e orientada por medidas de performance
financeira passada. Naquela época, acreditava-se que, de alguma forma, a
teoria econômica levaria a regras universais em relação à estratégia (Id., 1997).
Segundo TEECE, PISANO e SHUEN (1997), na área de gestão
estratégica, apesar das variadas alternativas desenvolvidas, a questão
fundamental continuou sendo como as firmas alcançariam e seriam capazes de
manter uma determinada vantagem competitiva.
4.2.1 – ABORDAGENS RECENTES
4.4.1.1 – FORÇAS COMPETITIVAS
Durante os anos 1980, a abordagem dominante se intitulava Forças
Competitivas.
Atribuída ao trabalho de PORTER (1980), teve como raiz
intelectual o paradigma Estrutura – Conduta – Desempenho, da organização
industrial (MASON, 1949; BAIN, 1959 apud TEECE, PISANO e SHUEN, 1997)
que preconiza que dada uma certa estrutura de indústria, a rentabilidade das
empresas que nela se inserem se torna sua conseqüência direta.
Nesse
sentido, esta se apresentaria função de uma posição privilegiada em relação
aos demais atores.
Vale ressaltar que, diferentemente das ferramentas comentadas até
então, neste caso, a unidade analisada é a indústria, que toma para o autor
uma conotação particular, definida, por ele próprio, como o
“conjunto de empresas fabricantes de produtos que
são substitutos bastante aproximados entre si” (PORTER, 1980,
p. 24).
Dentro dessa premissa, são apresentadas cinco forças (FIGURA
4.1) que tenderiam a competir pela apropriação do valor gerado pela atividade
industrial.
71
ENTRANTES
FORNECEDORES
CONCORRENTES
COMPRADORES
SUBSTITUTOS
FIGURA 4.1 − Forças Competitivas
Fonte: PORTER (1980).
Numa abordagem mais recente (PORTER, 1998) o autor sugere que
o conceito de estratégia estaria relacionado à criação de uma “posição
exclusiva e valiosa”, envolvendo um conjunto de diferentes atividades.
Para PROENÇA (1999), é possível identificar, a partir da
contribuição de PORTER (1980), o surgimento de uma “terceira onda”48 em
Estratégia Empresarial, com o deslanchar da “Escola do Posicionamento”,
onde o conceito de estratégia se apresenta relacionado à posição a partir da
qual o empreendimento resiste às forças de competição e atende a demandas
particulares da sociedade.
Ainda
com
relação
à
análise
da
estrutura
da
indústria,
BRANDENBURGER e NALEBUFF (1996), propõem, no seu livro Coopetition,
uma extensão
do modelo de Forças Competitivas, caracterizando os
chamados Agentes Complementadores49 como uma sexta força dentro da
concepção cunhada por PORTER (1980). Segundo os autores, apesar desses
novos atores não se apresentarem diretamente relacionados à competição pela
apropriação dos valores gerados pela produção ou pela prestação de serviços
numa determinada indústria, poderiam alterar as relações entre as outras
forças competitivas e, conseqüentemente, melhorar ou piorar o posicionamento
dos seus constituintes.
4.4.1.2 – CONFLITO ESTRATÉGICO
48
Para PROENÇA (1999), A segunda onda representaria as matrizes para análise de portfólio
de negócios (BCG e McKinsey). A primeira remonta à estratégia militar (MINTZBERG, 1990).
49
Com relação à natureza complementar de agentes na indústria, pode-se citar a atribuição do
governo (por exemplo, via Agência Nacional de Vigilância Sanitária – ANVISA) no segmento
farmacêutico. Sua autonomia para modificar seus padrões de concorrência (via proibição de
comercialização de determinados fármacos), representa a possibilidade de beneficiar ou
penalizar o posicionamento dos atores desta indústria com relação ao conceito de forças
competitivas.
72
Segundo TEECE, PISANO e SHUEN (1997), uma outra abordagem
recente é atribuída a SHAPIRO (1989). O Conflito Estratégico se assemelha
às Forças Competitivas no que diz respeito ao tratamento da interação entre
atores,
entretanto,
utiliza
ferramentas
da
teoria
dos
jogos
e,
conseqüentemente, visões implícitas de resultados como uma função da
eficácia com a qual as firmas mantêm seus rivais afastados através de
investimentos, estratégias de preços e controle de informação. .
Sob o ponto de vista conceitual da teoria dos jogos, para
GHEMAWAT (1997), são utilizados estudos matemáticos relacionados às
interações entre tais atores, para orientá-los nos seus investimentos
dependendo das decisões dos concorrentes. Nesta linha, cita-se como raízes
intelectuais da abordagem John von Neumann e Oskar Morgenstern, pela sua
contribuição no livro The Theory of the games and Economic behavior
(NEUMANN e MORGENSTERN, 1944).
Assim como a alternativa anterior, a rentabilidade estaria relacionada
ao posicionamento.
4.4.1.3 – VISÃO BASEADA EM RECURSOS (RBV)
Para GHEMAWAT (1997), uma terceira abordagem estaria baseada
na construção de vantagens competitivas através da apropriação de
rentabilidade de eficiências no nível da firma.
Esta corrente, originária no
trabalho de WERNERFELT (1984) teria, posteriormente, diversos seguidores
preocupados com as questões de identificação e propensão à imitação dessas
vantagens competitivas classificadas como recursos. A RBV apresenta raízes
em discussões mais antigas a respeito de forças e fraquezas corporativas,
como a teoria de crescimento da firma (PENROSE, 1959 apud GHEMAWAT,
1997) e sugere que a construção de vantagens competitivas sustentáveis é
conquistada apenas a partir da exclusividade (isolamento da firma quanto à
imitabilidade) dos seus recursos.
Assim, os defensores desta alternativa procuram atribuir a
possibilidade de obtenção de resultados superiores num ambiente de
concorrência pela capacidade de obtenção ou manutenção de recursos
dificilmente imitáveis.
73
Dentro dessa linha, HAMEL e PRAHALAD (1994) defendem a idéia
de que a identificação dos recursos-chave da empresa, seguida do
desenvolvimento de atividades a eles relacionadas tende a protegê-la de
eventuais modificações nos padrões de produto ou serviço, garantindo uma
apropriação eficaz
da exploração de mercados ainda indefinidos.
Dessa
maneira, a abordagem em torno das Competências Essenciais questiona o
sistema de gerenciamento apoiado no conceito de UENs, dado que este tende
a colocar em foco basicamente produtos ou serviços e a apuração dos
resultados (consolidados) relacionados à sua comercialização, em detrimento
da compreensão da vocação da firma para competir num momento futuro sob
condições incertas.
HAMEL E PRAHALAD (1990) sugerem que
“No curto prazo, a competitividade de uma companhia
deriva dos atributos de preço e performance dos produtos por ela
produzidos (...) no longo prazo, a competitividade está atribuída de
competências
essenciais
que
a
permitem
produzir
novos
produtos”.
Num trabalho mais recente (HAMEL e PRAHALAD, 1994, p. 227), os
autores sugerem que
“Qualquer empresa que queira capturar uma fatia
desproporcional dos lucros do mercado de amanhã precisa
desenvolver
as
competências
que
contribuirão
de
forma
desproporcional para o valor futuro percebido pelo cliente (...)
Usamos repetidamente a expressão Competência Essencial para
subscrever as capacidades subjacentes à liderança em uma gama
de produtos ou serviços.”
Segundo TEECE, PISANO e SHUEN (1997),
entretanto, a
abordagem não se atém a explicação de como proceder àquele isolamento, no
intuito de garantir que as vantagens competitivas sejam mantidas.
Num
trabalho
mais
recente,
ARNOLD
(2000)
propõe
uma
combinação entre os conceitos de Competências Essenciais (HAMEL e
74
PRAHALAD, 1990; 1994) e Custo de Transação Econômico50, que associa o
custo relativo a uma determinada transação (COASE, 1937 apud ARNOLD,
2000) à especificidade da atividade contratada (WILLIAMSON, 1989 apud
ARNOLD, 2000) para desenvolver um modelo integrado (com dimensões
gerenciais e econômicas) sobre estratégia de terceirização (dilema de fazer ou
comprar) (FIGURA 4.2).
Dentro dessa perspectiva, segundo ARNOLD (2000), o design da
estratégia de terceirização (fazer com recursos próprios – Insourcing,
Terceirização Interna ou Terceirização Externa) baseia-se, fundamentalmente,
na classificação dos recursos disponíveis (multi-propósito, duradouros,
relevantes para os clientes ou irrelevantes) numa esfera de know-how
(relacionada ao conceito de Competências Essenciais), bem como na sua
Fazer com
recursos próprios
50
Terceirização Interna
Terceirização
Externa
Atividade
ativas de design
especificidade (esfera que reflete seus custos de transação).
Custo na realização de contratos, por exemplo, negociação, avaliação de fornecedores,
funções de controle
75
spot
Transação
Parceria
informal
Joint Venture
Investimento
de capital
Serviços
comuns
Cooperação
Abordagem
central
Atividades
de
Fabricação
própria
Baseado em
hierarquia
Baseado
no
mercado
Orientação híbrida
Importância Estratégica
Competências
Essenciais
Vantagem
competitiva
Competitividade
Irrelevantes
Duradouros
Desvantagem
competitiva
Multi-propósito
Relevante para
Clientes
Classificação dos recursos
Especificidade e Custo de Transação
FIGURA 4.2 – Estratégias de terceirização
Fonte: ARNOLD (2000).
Nesse sentido, as atividades tidas como estratégicas estariam
relacionadas a recursos-multipropósito (Competências Essenciais) e seriam
altamente específicas (o que envolveria elevado custo de transação em caso
de subcontratação), não devendo, desta forma, ser terceirizadas. Ocorreria o
contrário para atividades de baixa especificidade e pouca importância
estratégica para a empresa.
4.4.1.4 – CAPACIDADES DINÂMICAS
Para GHEMAWAT (1997), durante os anos 1990, diversos autores
procuraram estender a teoria RBV. O sentido era procurar explicar, com
alguma clareza, como capacidades específicas associadas à firma e dirigidas a
76
possibilitar a promoção de atividades mais eficientes que àquelas dos
concorrentes poderiam ser construídas e mantidas de maneira sustentável no
tempo.
A abordagem de Capacidades Dinâmicas se diferencia da anterior
dado que a capacidade precisa ser desenvolvida e não é tomada como dada
(recurso), como na RBV, tal qual sugerem TEECE, PISANO e SHUEN (1992):
“Se o controle sobre recursos escassos é a fonte do lucro,
conseqüentemente, aspectos como aquisição de habilidades e aprendizado se
apresentam estratégicos.
Nessa segunda dimensão, cercar aquisição de
habilidades, aprendizado e capacidade de acumulação se refere a uma
abordagem de capacidades dinâmicas (...) ganhos são vistos não só como
resultado da incerteza (...) mas também como o produto de atividades dirigidas
pelas firmas que criaram estas capacidades diferenciadas e por seus esforços
gerenciais para dispor desses ativos de uma maneira coordenada.”
TEECE, PISANO e SHUEN (1997) resumem, na TABELA 4.1, as
principais características relacionadas às principais abordagens apresentadas:
1
2
3
4
Raízes
Intelectuais
Referências
em Gestão
Estratégica
Racionalidade
Gerencial
Análise
Fundamental
Re-orientação
a Curto Prazo
Papel da
Estrutura
Industrial
Preocupação
Focal
Mason, Bain
Porter
Racional
Indústrias,
firmas e
produto
Firmas e
Produtos
Alta
Exógeno
Freqüentemente
Infinita
Endógeno
Condições
estruturais e
posicionamento
Interações
Estratégicas
Racional
Recursos
Baixa
Endógeno
Conversibilidade de
ativos
Racional
Posições,
Processos e
Trajetórias
Baixa
Endógeno
Acumulação,
replicabilidade e
proteção contra
imitações de ativos
Machiavell,
Ghenmawat,
Schelling,
Shapiro,
Cournot, Nash, Brandenburger,
Shapiro e
Nalebuff
Harsany
Penrose,
Rumelt,
Selznick,
Chandler,
Christensen e
Wernerfelt e
Andrews
Teece
Schumpeter,
Dosi, Teece,
Nelson, Winter e
Winter,
Teece
Prahalad,
Hamel, Hayes,
Whellwright,
Dierickx, Cool e
Porter
Hiper-racional
TABELA 4.1 − Abordagens em Gestão Estratégica
Abordagens: 1 – Forças Competitivas; 2 – Conflito Estratégico; 3 – RBV; 4 – Capacidades Dinâmicas.
Fonte: TEECE, PISANO e SHUEN (1997).
4.3 – ABORDAGENS EM GESTÃO DA ATIVIDADE DE REFINO
Haja vista a importância de cunho estratégico associada à atividade
de refino, observa-se o desenvolvimento de um razoável número de trabalhos a
ela relacionadas. Entretanto, devido à sua dimensão técnica inerente, a grande
77
maioria se atém a estudos da engenharia51 e/ou química dos seus processos
componentes52. Nesse sentido, abordagens associadas à esfera da gestão ou
que preconizem o tratamento de questões que transcendam o elemento técnico
(sem deixar, todavia, de levá-lo em consideração) se apresentam, de uma
maneira geral escassas.
Registra-se dentro desta perspectiva a iniciativa pioneira de COPP
(1976) em
analisar aspectos relacionados à
competição no segmento de
refino no período de 1948 a 1975. Comenta-se, entretanto, que muito embora
o trabalho esteja, ainda que indiretamente, associado à esfera mencionada,
sua preocupação está mais ligada à discussão da evolução da sua regulação
dentro da indústria do petróleo norte-americana.
Assim, devido à particular carência de contribuições afins,
descrevem-se cinco abordagens afins, sendo duas de caráter geral e três
dentro do âmbito da indústria de refino nacional.
4.3.1 – COMPLEXIDADE NOS PROCESSOS DE REFINO
Segundo NELSON (1976), é possível se fazer distinção entre os
processos componentes de uma refinaria, tomando por base uma comparação
que forneça informações do quão mais complexos são esses processos, em
relação à unidade de destilação atmosférica (unidade de referência, de
complexidade 1,0). A partir desse raciocínio, pode-se entender, por exemplo,
por que o custo de produção de uma corrente proveniente da unidade de
craqueamento catalítico é maior do que o correspondente ao cru destilado.
Existe uma série de processos, de diferentes complexidades ao longo do
caminho físico percorrido pelo petróleo entre a alimentação da coluna de
destilação atmosférica e a saída da unidade de craqueamento, que tendem a
agregar valor à carga – transformando-a num produto intermediário – e, em
função disso, associa-se um custo de capital embutido em cada um deles.
Nesse sentido, tratando uma refinaria hipotética j como um conjunto
de i processos de capacidade fi, torna-se simples computar, para cada
51
Projetos ou desgargalamento de unidades, compreensão dos fenômenos de transporte
associados, cinética/termodinâmica das reações químicas envolvidas dentre outros campos
correlatos.
52
Listam-se como exemplos: CAMPOS e LEONTSINIS (1990); MATAR e HATCH (1994);
BAGAJEWICZ (1997) e PINTO, JOLY e MORO (2000).
78
processo, seu fator de complexidade, Ci (TABELA 4.2). Ponderando-se tais
fatores pelo percentual da carga total de refino (Fj, recebida pela unidade de
destilação atmosférica da refinaria j) e procedendo-se um somatório é possível
calcular
a complexidade total da refinaria ou seu Índice de Complexidade
Nelson – ICN (EQUAÇÃO 4.1).
A complexidade de uma refinaria j depende, dessa maneira, das
propriedades físicas do óleo cru (ou do mix de crus) a ser processado e das
características (especificações quanto à qualidade ou em atendimento às
restrições de cunho regulatório – ambiental) dos produtos produzidos, uma vez
que o binômio matéria prima – produto é o fator determinante da necessidade
de uma dada configuração de equipamentos adequados para a operação. Um
exemplo ilustrativo pode ser observado na FIGURA 4.3.
i
fi
Fj
ICN j = ∑ Ci .
i =1
EQUAÇÃO 4.1 – COMPLEXIDADE NELSON
Adaptando-se este mesmo raciocínio para um parque de refino P,
com j refinarias, conclui-se que o ICN deste conjunto (ICNP) de unidades de
processamento é dado pela EQUAÇÃO 4.2
i
j
ICN P = ∑
j =1
∑ Ci
i =1
fi
Fj
j
∑F
j =1
⋅ Fj
j
EQUAÇÃO 4.2 – ICN PARA UM PARQUE DE REFINO P
UNIDADE DE REFINO (i) COMPLEXIDADE (Ci)
Destilação atmosférica
Destilação a vácuo
Processos Térmicos
1,00
2,00
5,00a
79
Craqueamento Térmico
Viscorredução
Coqueamento retardado
Craqueamento catalítico
Reforma catalítica
Hidrocraqueamento catalítico
Hidrorefino catalítico
Hidrotratamento catalítico
Alquilação/Polimerização
Aromáticos/Isomerização
Lubrificantes
Asfalto
Geração de hidrogênio (Mft3b)
Oxigenados (MTBE/TAME)
TABELA 4.2 − Complexidade Nelson
Fontes: JOHNSTON (1996) e NELSON (1976).
a
Média ponderada de diversos processos térmicos;
b
por Milhares de pés cúbicos dia (Mft3/dia).
2,75
2,75
6,00
6,00
5,00
6,00
3,00
2,00
10,0
15,0
10,0
1,50
1,00
10,0
Aplicações dos conceitos de relacionados ao ICNj (para as
refinarias brasileiras) e ao ICNP (para a indústria de refino nacional) podem
observadas no ANEXO IV, p. 159.
80
Complexidades de Unidades de Processamento53
(Exemplo)
(...)
(...)
f2
F
i = 2, C2 = 2,0
i = 1, C1 = 1,0
FIGURA 4.3 − Cálculo de complexidades de unidades de processamento
53
No exemplo, calcula-se a complexidade para o par de unidades i = 1, i = 2.
Fonte: PETROBRAS (2002b).
ICN 1 ,2 = 1 +
2 f2
F
81
Estendendo-se a análise, torna-se possível comparar refinarias a partir
dos seus valores de complexidade (comparação superficial54) ou, de uma forma
mais homogênea, a partir das suas Capacidades de Destilação Equivalentes
(CDE) (EQUAÇÃO 4.3), excluindo assim, o problema de justapor escalas
(capacidade de processamento, Fj) demasiadamente diferentes.
CDE j = ICN j ⋅ F j
EQUAÇÃO 4.3 – CAPACIDADE DE DESTILAÇÃO EQUIVALENTE
A CDE é, segundo NELSON (1976), uma grandeza representada
pelo produto entre o Índice de Complexidade Nelson (ICNj) de uma refinaria j e
a capacidade de processamento, Fj, com o objetivo de reduzir (normalizar) as
diversas unidades de processo (destilação a vácuo, coqueamento, FCC,
reforma catalítica, etc.) a uma única unidade de destilação atmosférica (com
uma capacidade equivalente), possibilitando, assim, uma comparação direta
entre refinarias de escalas e processos variados.
Nesse raciocínio, toda a refinaria se comportaria como uma torre de
destilação de x Mbpd e, se o custo da unidade de destilação no mercado
representasse y$/Mbpd, um valor (absoluto) aproximado da refinaria55 seria
dado pelo produto xy. Entretanto, como para os fins comparativos a que se
propõe a análise do autor não há necessidade da obtenção dos valores
absolutos das plantas, a CDE mostra-se como uma ferramenta capaz de medir,
de forma indireta, o capital (imobilizado) associado a cada uma delas, estando
associada ainda à descrição da planta como um todo.
54
A comparação é superficial dado que refinarias de pequena escala (baixa capacidade de
processamento, ex. Fj < 30.000bpd) podem apresentar valores de ICNj distorcidos (elevados),
quando apresentam unidades instaladas de complexidade mediana (ex. 5) responsáveis pelo
processamento de percentuais consideráveis da carga total, o que pode vir a mascarar uma
análise para um conjunto de refinarias (especialmente, se as suas escalas são muito variadas)
se esta for a única ferramenta de análise.
55
A metodologia proposta por NELSON (1976) não leva em consideração os aspectos
logísticos envolvidos, por exemplo, como extensão da rede dutoviária.
82
4.3.2 – CONSIDERAÇÃO TEÓRICA SOBRE COMPETITIVIDADE NO
REFINO
Na ótica de POMPÉI (2001), a competitividade de uma refinaria
depende, fundamentalmente
de três fatores: Localização Geográfica
(proximidade dos seus mercados), i.e. acesso ao óleo cru por meio de portos,
dutos, bem como facilidade na distribuição de derivados, Posição Tecnológica
(relacionada à configuração e performance das suas unidades), além do
Aspecto Humano e Organizacional (caracterizado pela eficiência de
organização e gerenciamento, resultante da produtividade do seu pessoal).
Dentro desta descrição, pode-se assumir, ainda que qualitativamente,
Competitividade (C) como uma função objetivo, dependente dos três fatores
(ou variáveis) descritos acima. Tem-se, assim, conforme a EQUAÇÃO 4.4:
C = C (LG, PT, AHO)
EQUAÇÃO 4.4 – COMPETITIVIDADE
Assumindo o primeiro como fixo (a menos da construção de dutos e
terminais, aproximar uma unidade de processamento dos seus mercados é
uma atividade limitada à posição da planta) e resultante das decisões tomadas
quando da construção da planta, pode-se perceber que a maximização da
competitividade como um objetivo associado à sinergia de Posição Tecnológica
(PT) e Aspecto Humano e Organizacional (AHO). Pensando em PT e AHO
como recursos de propriedade da refinaria (suas unidade, tecnologia comprada
e/ou licenciada, seus empregados, etc.), pode-se classificar os mesmos,
segundo BARNEY (1996), quanto sua propensão à imitação.
O autor, numa
tentativa de fazer uma análise mais abrangente da chamada Visão Baseada
em Recursos (RBV), procura mostrar que os recursos identificados contribuirão
em maior ou menor grau para a obtenção de uma vantagem competitiva quanto
forem menos sujeitos à imitação.
Dentro desta abordagem, segundo POMPÉI (2001), apesar da Posição
Tecnológica poder ser melhorada no médio prazo (desenvolvimento de novos
processos oriundos de inovações ou transferência de tecnologia), torna-se
normalmente difícil que atenção despedida apenas à essa variável seja
suficiente para o alcance de uma vantagem competitiva sustentável.
83
A facilidade de imitação (BARNEY, 1996) do progresso tecnológico é
normalmente associada à dificuldade de proteção da propriedade intelectual.
Na visão de POMPÉI (2001), o oposto tenderia a ocorrer no que
concerne o estabelecimento de um sistema de gerenciamento (específico) que
contribua para a obtenção de altos níveis de performance, dificilmente
imitáveis. Nesse sentido, a possibilidade da maximização da função objetivo
Competitividade passa por uma solução de compromisso entre Posição
Tecnológica (associada à inovação) e Aspecto Humano e Organizacional
(associado à manutenção desta posição), que busca o caráter sinérgico da sua
associação.
4.3.3 – GESTÃO DA ATIVIDADE DE REFINO NO BRASIL
Com relação à preocupação de analisar a atividade de refino no
país, dentro de uma perspectiva técnico-gerencial, registram-se as iniciativas
de TOLMASQUIM e SZKLO (2000), TOLMASQUIM et. al. (2000) e SEIDL e
MAGALHÃES (2001).
Em seu livro “A matriz energética brasileira na virada do milênio”,
TOLMASQUIM e SZKLO (2000) procuram apresentar diversos estudos
setoriais (que abarcam, dentre outros aspectos, a questão da produção de
derivados no país) e resultados de simulações da evolução da demanda e
oferta de energia no país, realizados em 1997, tomando por base dados de
1995 e o ano de 2010 como horizonte de análise. Desenvolveu-se, para tal
uma ferramenta analítica computacional – Modelo Integrado de Planejamento
Energético (MIPE) – dividida em módulos interativos (macroeconômico, oferta,
demanda e consumo final de energia) que, no caso do segmento de refino, leva
em consideração elementos associados à disponibilidade de óleo (nacional
e/ou importado), a configuração (ainda que simplificada) do parque brasileiro,
além de estimativas de demanda baseadas em cenários.
Numa outra contribuição, TOLMASQUIM et. al. (2000) buscam
avaliar a indústria de refino brasileira frente ao anúncio da abertura do mercado
nacional de derivados às importações. Dentro dessa perspectiva, os autores
apresentam o desenvolvimento de uma análise comparativa baseada no
conceito de complexidade, fator de utilização de capacidade e margem.
Vale ressaltar, entretanto, que muito embora a preocupação a cerca
do desempenho das refinarias nacionais e sua conseqüente discussão quanto
84
à adaptabilidade das mesmas a um novo cenário regulatório seja deveras
pertinente, a análise dos elementos (variáveis) eleitos se apresenta um tanto
quanto discutível: Em primeiro lugar pela desconsideração dos pesos
atribuídos às unidades na análise de complexidade56 e finalmente pelo
tratamento conjunto57 do parque com relação à avaliação da margem.
Também interessados na investigação da competitividade das
refinarias brasileiras, SEIDL e MAGALHÃES (2001) propuseram uma
metodologia comparativa, com o objetivo de analisar similaridades entre estas
unidades.
Vale ressaltar, entretanto, que o caráter puramente empírico
associado à avaliação dos processos instalados (via escala de importância
elaborada pelos autores), o modo pelo qual a questão ambiental foi avaliada
(número de decretos e leis ligadas à disposição de resíduos por Estado58) e a
justaposição de refinarias com escalas e unidades variadas (essas dimensões
foram consideradas estanques) apresentam-se discutíveis.
CAPÍTULO V
SITUAÇÃO ATUAL DA INDÚSTRIA DE REFINO NO PAÍS
56
Considerou-se, na referida abordagem, a mesma ponderação para unidades diferentes (ex.
craqueamento, reforma, destilação a vácuo), computando-se apenas os percentuais entre as
cargas das mesmas e o processado pela coluna de destilação atmosférica (abordagem mais
simples e diferente daquela proposta por NELSON, 1976).
57
Como não foi proposto nenhum modelo ou estimativa da margem por refinaria, a
comparação dessas unidades levando-se em conta dados que exprimam a condição do parque
como um todo, fica um pouco prejudicada.
58
Procurou-se associar o fato de que uma refinaria competitiva deveria apresentar bons
resultados mesmo em ambientes onde a legislação ambiental fosse mais restritiva.
85
5.1 – OBJETIVOS DO CAPÍTULO
No intuito de avaliar as possíveis tendências na transformação da
indústria analisada frente a uma nova realidade de mercado aberto, torna-se
necessário conhecer alguns fatores relevantes à atividade de processamento
de óleo nas unidades de refino instaladas no país.
Este capítulo se dedica à apresentação e comentário de dados
estatísticos atuais e eventuais projetos em discussão no âmbito da indústria do
refino nacional.
5.2 – O PARQUE DE REFINO BRASILEIRO
Segundo a GAZETA MERCANTIL (Análise Setorial, 1999), o parque
de refino brasileiro atualmente é composto por doze refinarias de petróleo
(FIGURA 5.1), sendo duas privadas (MANGUINHOS, RJ e RPI, RS, Grupo
Peixoto de Castro/Repsol-YPF e Petróleo Ipiranga S.A., respectivamente) e
dez de propriedade da PETROBRAS (REMAM, RLAM, REGAP, RPBC,
RECAP, REPLAN, REVAP, REDUC, REPAR e REFAP) sendo que, 30% dos
ativos da Refinaria Alberto Pasqualini (atualmente, REFAP S.A.), localizada em
Canoas, RS, são de propriedade da Repsol-YPF S.A. (TABELA 5.1).
Existem ainda mais duas unidades de propriedade da estatal: uma
de processamento de lubrificantes (LUBNOR) em Fortaleza, CE e a PetroSIX,
que processa xisto betuminoso em Araucária, PR.
5.2.1 – DEFINIÇÃO
Assume-se como Parque de Refino Brasileiro o conjunto formado
pelas unidades de processamento que disponham de destilação atmosférica
(processo básico do refino), excluindo-se, nesse sentido, as plantas de
lubrificantes e xisto.
86
REMAM
RLAM
(1956)
42.703 bpd
(1950)
283.710 bpd
REGAP
REPLAN
(1972)
304.184 bpd
REPAR
(1977)
175.491 bpd
REFAP
(1968)
175.491 bpd
RPI
`
(1937)
12.581 bpd
(1968)
140.393 bpd
REDUC
(1961)
222.289 bpd
MANGUINHOS
(1954)
14.500 bpd
REVAP
(1980)
210.589 bpd
RECAP
(1954)
42.118 bpd
RPBC
(1955)
157.942 bpd
Legenda:
REFINARIA
(Partida)
Carga
Processada (2001)
FIGURA 5.1 – Parque de refino brasileiro
Fonte: Elaboração própria com base nos dados de GAZETA MERCANTIL – Análise Setorial (1999) e
Oil & Gas Journal Survey (2002).
87
N.º
REFINARIA
CIDADE
UF REGIÃO CONTROLE EMPREGADOS
1
REMAM
MANAUS
AM
N
ESTATAL
220
2
RLAM
MATARIPE
BA
NE
ESTATAL
1.241
3
REGAP
BETIM
MG
SE
ESTATAL
653
4
RPBC
CUBATÃO
SP
SE
ESTATAL
941
5
RECAP
CAPUAVA
SP
SE
ESTATAL
285
6
REPLAN
PAULÍNEA
SP
SE
ESTATAL
666
7
REVAP
S. J. DOS CAMPOS SP
SE
ESTATAL
651
8
REDUC
RIO DE JANEIRO
RJ
SE
ESTATAL
1.433
9 MANGUINHOS RIO DE JANEIRO
RJ
SE
PRIVADO
426
10
REPAR
ARAUCÁRIA
PR
S
ESTATAL
509
11
REFAP
CANOAS
RS
S
MISTO
551
12
RPI
RIO GRANDE
RS
S
PRIVADO
373
TABELA 5.1 − Refinarias do parque brasileiro
Fontes: GAZETA MERCANTIL – Análise Setorial (1999); GAZETA MERCANTIL – Balanço
Setorial (2002); HENZ (2001)59
Obs.: Os dados de empregados por refinaria (posição em 31/12/2001) incluem mão-de-obra
contratada.
A carga processada pelo parque brasileiro somou 1.782.863 bpd60
(OGJ Survey, 2001) em 2001, colocando o país em posição de destaque com
relação aos dados internacionais de empresas que atuam neste segmento
(vide Cap. I, TABELA 1.1).
5.2.2 – DERIVADOS PRODUZIDOS
Com relação à destinação, o petróleo processado nas refinarias
brasileiras (TABELA 5.2) foi transformado em 2001, principalmente, em óleo
diesel (34,45%), gasolina “A” (19,80%), óleo combustível (18,38%), nafta
petroquímica (10,12%) e GLP (7,57%) (ANP, 2002c), sendo o perfil de refino
resultado das características dos diferentes tipos de crus utilizados (leves ou
pesados), das características (unidades instaladas61) das refinarias do parque e
do consumo de derivados.
Segundo TOLMASQUIM et. al. (2000), tal destinação foi alterada
consideravelmente nas últimas duas décadas, a tal sorte que o óleo diesel
(OD) tornou-se o derivado produzido em maior quantidade, para atender o
consumo crescente (grande aumento da frota rodoviária); para tal, observaram59
Os dados referentes ao número de empregados por refinaria da PETROBRAS foram
oriundos de informações fornecidas pela REFAP S.A., após entrevista com seu diretorpresidente em 26/09/2001.
60
Os dados divulgados em ANP (2002c) apontam para 1.671 Mbpd, ou seja, uma capacidade
efetiva 6,7% menor.
61
A maximização da produção em derivados nobres (maior valor agregado) e leves está
diretamente ligada ao conjunto de equipamentos e unidades de processamento instaladas na
refinaria, bem como à qualidade da matéria prima. Quanto maior o número de unidades ditas
de fundo de barril (conversão de frações pesadas em leves) como desasfaltação a solvente,
coqueamento retardado, hidroconversão de resíduos, etc., mais fácil produzir cortes nobres.
88
se alterações das características do OD nacional, incorporando-se um mix de
parcelas pesadas e leves.
A proporção de gasolina proveniente do refino
cresceu na década de 1990, invertendo a queda que vinha sendo registrada,
como conseqüência dos altos e baixos do uso do álcool como combustível
automotivo (Pró-Álcool).
Com relação ao óleo combustível (OC), observa-se que
sua
participação foi reduzida até o início da década de 1990, como resultado dos
incentivos de substituição do seu uso por outras fontes de energia mais limpas,
como é o caso da geração por via térmica62, utilizando o gás natural como
combustível.
O crescimento recente da produção reflete, entretanto, o
aumento da necessidade de se processar quantidades maiores de óleos cada
vez mais pesados, oriundos, principalmente, dos blocos de produção offshore
da Bacia de Campos.
62
Atividade cada vez mais comum no que diz respeito à geração de vapor como utilidade
quente em sites industriais diversos.
89
Valores expressos em m3
REFINARIA
GLP
Gasolina "A"
Diesel
Lubrificante
QAV
REMAM
147.290
195.676
721.192
65.301
RLAM
1.047.190
1.572.085
2.815.587
71.874
246.719
REGAP
746.956
1.732.177
2.812.691
362.337
RPBC
641.670
2.278.542
3.729.083
RECAP
392.332
890.649
1.084.695
REPLAN
1.344.662
4.135.925
9.197.560
484.853
REVAP
966.113
2.511.547
2.861.828
1.528.620
REDUC
745.395
2.032.740
2.537.056
643.799
697.532
MANGUINHOS
45.906
535.840
18.668
REPAR
907.991
2.115.552
5.068.507
190.686
REFAP
361.600
854.807
2.591.675
124.247
RPI
44.694
468.581
182.525
7,57%
19,80%
34,45%
0,73%
3,79%
Total (%)
7.391.799
19.324.121 33.621.067
715.673 3.700.295
TOTAL
OC:
Óleo combustível
GAV:
Gasolina de aviação.
QAV:
Querosene de
aviação.
D/G"A": Relação entre as produções de Diesel e Gasolina "A", respectivamente.
a
GAV
93.357
0,10%
93.357
Nafta
860.396
2.086.221
307.343
51.237
7.820
1.729.971
1.892.391
994.245
3.416
529.313
1.416.407
10,12%
9.878.760
OC
334.617
3.325.767
927.862
650.083
145.641
3.596.704
3.180.399
2.771.909
329.252
1.909.512
681.319
80.583
18,38%
17.933.648
Outros
66.928
419.655
702.610
1.078.104
166.780
1.113.887
427.386
446.037
49.761
299.729
117.146
40.266
5,05%
4.928.289
D/G"A"
3,69
1,79
1,62
1,64
1,22
2,22
1,14
1,25
0,03
2,40
3,03
0,39
1,74
Ñ Energéticos
a
1.057.246
2.575.356
990.992
1.128.917
174.599
2.731.214
2.292.799
2.041.067
53.176
813.916
1.533.553
41.538
18,82%
15.434.373
Energéticos
b
c
OC(%)
Nobres
58,07%
77,77%
86,97%
86,75%
93,50%
87,36%
82,85%
81,22%
94,59%
92,62%
75,05%
94,96%
13,27%
28,71%
12,20%
7,63%
5,42%
16,65%
23,79%
25,50%
33,50%
17,33%
11,08%
9,78%
84,07%
67,67%
78,55%
79,72%
88,38%
78,20%
73,01%
70,39%
61,44%
79,95%
87,01%
85,34%
84,21%
18,35%
76,61%
Total
2.391.400
11.585.098
7.591.976
8.522.076
2.687.917
21.603.562
13.368.284
10.868.713
982.843
11.021.290
6.147.201
816.649
100,00%
97.587.009
d
Ñ Energéticos = Asfalto, coque, nafta, lubrificantes, parafinas, solventes e outros não energéticos .
Energéticos = GLP, gasolina "A", diesel, GAV, QAV, querosene iluminante e óleo combustível.
c
Nobres = GLP, Gasolina "A", Diesel, Lubrificante, QAV, GAV e Nafta.
d
Inclui diluentes, gasóleos para fins não-energéticos, GLP não-energético, intermediários não-energéticos e resíduos não-energéticos.
Assinalados os maiores valores para cada categoria.
b
TABELA 5.2 − Produção de derivados de petróleo energéticos e não energéticos (2001)
Fonte: Elaboração própria com base em Dados Estatísticos Mensais (ANP, 2002c).
Obs.: Foram desconsideradas as operações que envolviam acabamento de lubrificantes na REMAM, REGAP, REVAP e RPI por não se tratarem de atividades de produção.
90
5.2.3 – DEPENDÊNCIA EXTERNA DE ÓLEO E DERIVADOS
A combinação, no Brasil, de produção de óleo pesado e elevado
consumo de diesel (um derivado médio), sem a adequação do parque de refino
levou a excedentes exportáveis de óleo combustível (um derivado pesado, de
baixo valor agregado, vendido por cerca da metade do valor do preço do óleo
cru original) e à necessidade constante de importação do diesel.
Desde então, as Revamps (ampliações) das unidades de destilação
das refinarias da PETROBRAS63 foram aproveitadas no processo de
adaptação aos óleos mais pesados.
O atual parque de refino da estatal é
significativamente diferente do existente antes do programa Fundo de Barril
(1981), estando algumas refinarias em condições de processar quantidades
signifiacativas de óleos pesados da Bacia de Campos, como Cabiúnas (19º
API) e Marlim (19ºAPI).
5.2.3.1 – DISPÊNDIOS COM IMPORTAÇÃO DE PETRÓLEO
Com relação à importação de óleo, o país tem caminhado rumo a
auto-suficiência, diminuindo os dispêndios econômicos com a commodity a
30,00
25,00
20,00
15,00
10,00
US$/barril
35,00
4.500.000
4.000.000
3.500.000
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
-
1
20
0
0
20
0
9
19
9
8
19
9
7
19
9
6
19
9
4
5
19
9
19
9
3
19
9
19
9
19
9
2
5,00
1
US$ Milhares
cada ano, tal qual pode ser observado no GRÁFICO 5.1.
Ano
Dispêndio (milhares US$)
Preço médio (US$/b)
GRÁFICO 5.1 – Gastos com importação de petróleo e evolução do preço do Brent
Fontes: Anuário Estatístico da ANP (2001);
Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c).
63
As refinarias privadas (Manguinhos e RPI) se encontravam (até 1997) impedidas de
promover aumento de capacidade de processamento de cru antes da lei n.º 9.478.
91
Conforme o GRÁFICO 5.2, atualmente, importa-se mais óleo da
América do Sul (principalmente Argentina) e da África, diferentemente do que
ocorria no passado (antes de 1997), quando os maiores parceiros comerciais,
com relação ao fornecimento de cru, se localizavam no Oriente Médio.
Possivelmente, a troca dos fornecedores representou uma diminuição no custo
do frete e, dessa maneira, economia nos dispêndios com a compra de óleo
estrangeiro.
Com relação aos dispêndios nas operações de importação de cru, o
país gastou, em 2000, pouco mais de US$ 4 bilhões64 (o maior valor desde
1991), ou seja, 7,73% do total (US$ 55,7 bilhões65) importado naquele ano,
considerando-se os elevados preços do petróleo no mercado internacional
(cerca de US$29,56/barril66).
45%
Participação
35%
30%
25%
20%
Argentina
40%
15%
10%
5%
0%
Am. (Central e Sul)
Oriente Médio
África
Ásia-Pacífico
Origem
GRÁFICO 5.2 – Importação de óleo segundo a origem em 2000
Fontes: Anuário Estatístico da ANP (2001);
5.2.3.2 – HISTÓRICO ESTATÍSTICO
Apesar do reconhecido empenho nas atividades de exploração e
processamento de óleo terem reduzido consideravelmente a dependência
externa de petróleo e seus derivados ao longo dos últimos onze anos,
conforme pode ser observado na TABELA 5.3, o país ainda necessita de cerca
de 23% do que consome.
64
65
Conforme dados do Anuário Estatístico da ANP (2001).
Conforme dados publicados em PICCININI e PUGA (2001).
92
Especificação
Ano
1991
Dependência externa de petróleo e seus derivados (Mbpd)
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
2001
Óleo e derivados
Produção de Petróleo¹ (a)
646,9
653,4
668,3
692,8
716,2
809
Importação líquida de petróleo (b)
525,8
552,1
503,4
554,4
495,1
550,7
551
523,1
464,4
377,8
9,7
30,3
138,9
86,4
147,8
173
182
143,5
148,8
136,7
107,4
Consumo aparente (d)=(a)+(b)+(c) 1.182,30 1.235,70 1.310,60 1.333,60 1.359,00 1.532,80 1.602,20 1.670,80 1.745,10 1.785,50
1780,5
Importação líquida de derivados (c)
Dependência externa (e)=(d)-(a)
869,2 1.004,30 1.131,90 1.270,90 1.373,20
535,4
582,3
642,3
640,8
642,9
723,7
733
666,5
613,2
45,30%
47,10%
49,00%
48,10%
47,30%
47,20%
45,70%
39,90%
35,10%
Petróleo
Produção de Petróleo¹ (a)
646,9
653,4
668,3
692,8
716,2
809
Importação líquida de petróleo (b)
525,8
552,1
503,4
554,4
495,1
550,7
551
523,1
464,4
377,8
299,9
1172,7
1205,5
1171,7
1247,2
1211,3
1359,7
1420,2
1527,4
1596,3
1648,7
1673,1
Dependência externa (e)/(d)
Consumo aparente (f)=(a)+(b)
Dependência externa (g)=(f)-(a)
Dependência externa (g)/(f)
514,6
299,9
869,2 1.004,30 1.131,90 1.270,90 1.373,20
525,8
552,1
503,4
554,4
495,1
550,7
551
523,1
464,4
377,8
299,9
44,84%
45,80%
42,96%
44,45%
40,87%
40,50%
38,80%
34,25%
29,09%
22,92%
17,92%
TABELA 5.3 − Dependência externa de petróleo e seus derivados: série histórica
Fontes: Anuário Estatístico da ANP (2001); Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c).
1
Inclui condensado, óleo de xisto e LGN.
5.2.3.2 – PERSPECTIVAS
Falando-se exclusivamente de óleo, a situação do país se apresenta
bastante promissora, com uma dependência externa da ordem de 18%, que,
provavelmente, resultará no alcance da auto-suficiência no médio prazo. Uma
previsão das perspectivas de dependência de óleo e seus derivados é
apresentada no GRÁFICO 5.3, podendo-se observar (pelas linhas de
tendência)
que,
mantido
o
crescimento
das
taxas
de
produção
e
processamento, o país alcançaria uma posição de independência em relação
às fontes externas em meados de 2003.
Entretanto, com relação à auto-suficiência (exclusivamente) em
derivados, as perspectivas não se apresentam tão promissoras. Apesar da
tendência de queda da dependência (conjunta) desses produtos e do óleo
(linha tracejada vermelha) apontarem para resultados satisfatórios num curto
intervalo de tempo, isso carrega em grande parte, a influência do contínuo
aumento da atividade de produção que tem crescido a uma taxa superior à
capacidade de processamento nas refinarias brasileiras.
Dentro deste panorama, segundo CARVALHO (2002), previsões
recentes da ANP indicam que apesar de o país ter possibilidade de se tornar
66
407,3
28,80% 22,90%
Conforme Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c).
93
auto-suficiente na produção de petróleo em meados de 2005 (ou mesmo antes,
como mostra o GRÁFICO 5.3), provavelmente, mantidas as capacidades atuais
das unidades instaladas no parque, precisará importar derivados (algo em
torno de US$ 5 bilhões), devido à falta de investimentos na construção de
novas refinarias ou na ampliação radical de suas capacidades.
Dependência Externa
60,00%
Petróleo e derivados
50,00%
40,00%
Petróleo
30,00%
22,90%
17,92%
20,00%
10,00%
0,00%
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
Ano
Petróleo
Tendência petróleo
Petróleo e deriv.
Tendência petróleo e deriv.
GRÁFICO 5.3 – Dependência de óleo e derivados: série histórica e projeções
Fonte: Elaboração própria a partir da TABELA 5.3.
5.2.3.4 – DEPENDÊNCIA EXTERNA DAS REFINARIAS NACIONAIS
Em maior detalhe, é possível observar, a partir do GRÁFICO 5.4, um
comparativo da dependência de óleo importado entre as refinarias brasileiras
(2001), atentando para o fato que as privadas, de uma maneira geral, se
apresentam entre as mais vulneráveis a variações no câmbio ou na cotação da
commodity no mercado internacional, dado que importam a maior parte do óleo
que processam.
94
RPI
REFAP
REPAR
Refinarias
MANGUINHOS
REDUC
REVAP
REPLAN
RECAP
RPBC
REGAP
RLAM
REMAM
0
20
40
60
80
100
%
GRÁFICO 5.4 − Dependência de óleo importado nas refinarias nacionais
Fonte: Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c).
Obs.: Foram destacadas as refinarias privadas.
Nesse sentido, os gastos, particularmente durante o ano de 2000,
foram expressivos, dado que, num comparativo entre os anos de 1999 e 2001,
o petróleo (Brent) atingiu sua maior cotação naquele ano, fazendo as unidades
nacionais despenderam mais recursos, tal qual pode ser observado no
GRÁFICO 5.5.
Uma estimativa de gastos com importação (para cada um desses
anos), abertos por refinaria do parque, pode ser observada no Anexo III (p. 157
e 158), tendo sido feitas as devidas considerações67.
67
Como principal consideração, assumiu-se que os gastos com importação (por refinaria) eram
proporcionais à quantidade de óleo importada e ao preço médio (FOB – free on board) do
petróleo do tipo Brent do referido ano.
95
35
4.500
4.000
30
3.500
2.500
20
2.000
15
US$
US$ milhões
25
3.000
1.500
10
1.000
5
500
0
0
1999
2000
Ano
PETROBRAS
Privadas
2001
Brent
GRÁFICO 5.5 − Gastos com importação de óleo nas refinarias nacionais
Fontes: Elaboração própria a partir de Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c);
Obs. 1 – O preço do petróleo do tipo Brent é FOB (free on board) em dólares no valor corrente;
Obs. 2 – Os gastos com importação por refinaria são aproximados, dado que os petróleos
importados, na grande maioria das vezes não são do tipo Brent, mas mixes de tipos distintos e
as variações de cotação dos diferentes tipos no mercado internacional podem causar
diferenças nos valores totais. Nesse sentido, tais valores representam uma estimativa.
Ainda em relação aos gastos com matéria prima para a atividade de
refino, como, nos anos mencionados, as refinarias privadas processaram
grandes quantidades de óleo importado (GRÁFICO 5.6) e têm uma
desvantagem (se comparadas às refinarias do Sistema PETROBRAS) com
relação à escala (por serem bem menores em capacidade), pode-se afirmar
que seus custos de produção de derivados foram maiores.
Certamente, investimentos relacionados ao aumento da capacidade
de processamento das unidades estatais e privadas mostrar-se-ão necessários
para atender a escalada da demanda por derivados a médio e longo prazos,
sejam estes patrocinados pelos agentes atuais ou por consórcios formados
pelos mesmos, juntamente com interessados estrangeiros, possivelmente
empresas integradas ao logo da cadeia produtiva (nos seus países de origem),
atuantes na área de E&P no Brasil, com perspectivas de produção.
96
180
100
160
90
80
bep (milhões)
140
70
120
60
100
50
80
%
40
60
30
40
20
20
10
0
0
PETROBRAS
Privadas
PETROBRAS
1999
1999
2000
Privadas
PETROBRAS
Privadas
2000
2001
2001
Ano
Barris
Carga Importada
GRÁFICO 5.6 − Processamento de óleo no parque brasileiro (série histórica)
Fonte: Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c).
5.2.4 – CAPACIDADE OCIOSA E CARGA PROCESSADA
Com relação ao processamento de cru nas refinarias nacionais
(GRÁFICO 5.7), observa-se uma redução média na capacidade ociosa das
plantas (entre os anos de 1997 e 2001) de cerca de 58%, numa tentativa de
atender uma demanda cada vez maior de derivados.
Durante os mesmos
anos, a capacidade de processamento instalada do parque cresceu apenas
6,7%, o que demonstra a necessidade de investimentos no setor (devidamente
anunciados, conforme a TABELA 5.5), dado que a demanda (de derivados em
geral) cresceu a números consideráveis.
Com relação ao ano de 2001, o parque operou, em média, a 90% da
sua capacidade instalada (vide GRÁFICO 5.7 e TABELA 5.4), havendo ainda
possibilidade de absorver parte da escalada da demanda, ainda que, por pouco
tempo.
97
2000
169
Capacidade (Mbpd)
1800
1600
1400
1200
1000
1783
800
600
400
200
0
1997
1998
1999
2000
2001
Ano
Capacidade Utilizada
Capacidade Ociosa
GRÁFICO 5.7 – Capacidades instalada e utilizada no Parque de Refino Nacional
Fonte: PETROBRAS (2002b)10/06/2002; para refinarias privadas: Dados Estatísticos Mensais,
ANP (2002c)68; OGJ Survey 2002.
Tendo sido observado panorama geral de processamento de
petróleo no parque de refino brasileiro, a TABELA 5.4 apresenta, em detalhe, a
situação da utilização da capacidade em cada uma das refinarias instaladas no
país no ano de 200169, assim como dados relacionados às cargas
processadas.
Pôde-se observar que, de uma maneira geral, registram-se
baixos valores de capacidade ociosa (a menos da RECAP, SP e da REPLAN,
SP). Observa-se ainda a existência de refinarias que operaram no limite das
suas instalações (REPAR, MANGUINHOS e RPI), o que indica a possibilidade
futura de investimentos na sua ampliação e pode ser facilmente justificado para
o caso das refinarias privadas, tendo em vista tentativa de buscar o máximo em
economia de escala (devido ao seu porte reduzido e menos competitivo em
matéria de custo).
REFINARIA
CAPACIDADE
CARGA
CAPACIDADE
68
Considerou-se (a título de aproximação) que as refinarias Manguinhos e Ipiranga operaram a
100% da sua capacidade instalada, de 1997 até 2001 e que para os anos de 1997 e 1998, as
capacidades instaladas, das duas refinarias eram, respectivamente, 11 e 12 Mbpd.
69
As considerações pertinentes encontram-se discriminadas após o registro da fonte dos
dados para a TABELA 5.4.
98
INSTALADA (bpd)
PROCESSADA (bpd)
OCIOSA (%)
46.000
REMAM
42.703
7,17
306.000
RLAM
283.710
7,28
151.000
REGAP
140.393
7,02
170.000
RPBC
157.942
7,10
53.000
RECAP
42.118
20,53
352.000
REPLAN
304.184
13,58
226.000
REVAP
210.589
6,82
242.000
REDUC
222.289
8,15
15.372
MANGUINHOS
15.372
189.000
REPAR
175.491
7,15
189.000
REFAP
175.491
7,15
12.581
RPI
12.581
1.951.953
1.782.863
9,13
TOTAL
TABELA 5.4 − Carga processada e capacidade ociosa das refinarias brasileiras (2001)
Fontes: PETROBRAS (2002b) para os dados de capacidade instalada das refinarias da estatal; ANP
(2002c) para capacidade instalada das refinarias privadas; OGJ Survey (2002) para carga processada.
Obs. – Assumiu-se a utilização de 100% da capacidade para as refinarias de Manguinhos e RPI numa
extrapolação dados passados, quando ambas operaram no limite de suas capacidades – o que é
particularmente natural em unidades de pequena capacidade na tentativa de atingir algum tipo de
vantagem-custo oriunda da escala.
5.3 – A ATIVIDADE DAS CMPS
As centrais de matérias primas representam os atores da cadeia
produtiva no elo subseqüente à atividade de refino (vide Capítulo I, FIGURA
1.3), sendo, nesse sentido, importantes clientes, produzindo, petroquímicos
básicos como eteno e propeno, fundamentais para a indústria de polímeros.
Segundo dados da GAZETA MERCANTIL (13/12/2001), as CMPs
têm investido no aumento de escala e na organização das suas empresas de
distribuição de combustíveis, além de se preocuparem ainda com qualidade e
comunicação, com o objetivo de diferenciar seus produtos da PETROBRAS ou
dos demais refinadores privados. A COPENE (atual Braskem S.A.) já produz
35 milhões de litros de gasolina por mês70, visando ampliar essa produção para
cerca de 50 milhões de litros ainda este ano, tendo por meta abastecer 30% do
mercado nordestino num período de dois anos (quando sua produção de
gasolina chegaria a 100 milhões de litros/mês – vide GRÁFICO 5.8).
Em meados de outubro de 2001, a empresa recebeu uma
autorização da ANP para produzir GLP (previsão de 5.000 toneladas mês para
o ano de 2002), visando ainda, futuramente, a produção de óleo diesel via
70
A autorização concedida pela ANP para a produção de gasolina “A” pelas CMP´s data de
agosto de 2000, conforme GAZETA MERCANTIL (30/10/2001).
99
importação de condensado71, GAZETA MERCANTIL (14/01/2002a).
Tais
cortes são produzidos normalmente pelas CMP´s ao processarem nafta e, até
a flexibilização do monopólio do setor de óleo e gás do país (lei n.° 9.478),
deveriam ser devolvidos à PETROBRAS, uma vez que a estatal, até então, era
a única organização legalmente habilitada a comercializá-los.
A empresa
registra ainda interesse numa diversificação de suas atividades, pretendendo
alocar investimentos no ramo de distribuição, com o intuito de atuar como
atacadista, fornecendo gasolina misturada ao álcool72 no mercado nordestino,
sendo que os devidos pedidos de autorização já tramitam na sede da ANP
(GAZETA MERCANTIL, 30/10/2001).
120
Milhões de litros
100
80
60
40
20
0
Out/2000
Out/2001
Jan/2002
Tempo
2003
(Previsão)
GRÁFICO 5.8 – Braskem (COPENE): Perspectivas na produção de gasolina
Fonte: GAZETA MERCANTIL (30/10/2001).
Já a COPESUL, CMP do pólo petroquímico de Triunfo, RS segue
um caminho semelhante, pretendendo dobrar sua produção de gasolina
automotiva ao longo de 2002, no intuito de alcançar um patamar de produção
de 23 milhões de litros mensais, também almejado pela Companhia
Petroquímica União (PQU), SP. A companhia gaúcha pretende ainda iniciar a
produção de GLP ainda este ano (prevendo produção de 20 mil toneladas) e já
estuda a possibilidade de produzir óleo combustível, uma vez que, além da
71
O condensado é uma matéria-prima (petroquímica) semelhante à nafta e tem vantagens em
relação à sua cotação no mercado internacional. Além disso, permite que se produza óleo
diesel via processamento prévio.
72
O que ainda não é possível, dado que as CMP´s só têm autorização para comercializar
gasolina “A”, isto é, isenta de etanol.
100
possibilidade de atuar em outro mercado, o processamento desses produtos
contribui para a redução dos custos do eteno e do propeno, uma vez que as
matérias-primas tornam-se totalmente aproveitadas (GAZETA MERCANTIL,
05/03/2002).
Ressalta-se ainda que a companhia não depende apenas da
PETROBRAS para o fornecimento de nafta73, chegando a importar (a partir do
início deste ano) 30% da matéria-prima de empresas como a Sonatrach74
(Argélia) e Repsol-YPF (Argentina) (GAZETA MERCANTIL, 14/01/2002b).
A possibilidade de importação de matérias-primas petroquímicas
pelas CMP´s tende a pressionar os preços da nafta da PETROBRAS para
patamares mais competitivos, beneficiando assim os segmentos a jusante da
primeira geração petroquímica, representando a possibilidade de ganhos em
cascata ao longo da cadeia produtiva. Observa-se ainda, uma tendência de
maior segmentação do mercado nacional de derivados nos próximos anos,
com consumidores dispostos a pagar mais por uma gasolina especial, de teor
de enxofre75 reduzido, por exemplo.
Findo o período de transição, previsto na lei n.º 9.478, o limite de
produção de gasolina para as CMP’s deixou de existir. Dessa maneira, as
empresas
estão
procurando
se
organizar
visando
reunir
elementos
(investimentos, autorizações, etc.) que as permitam participar mais ativamente
do mercado brasileiro de gasolina (que movimenta cerca de 1,4 bilhão de litros
do combustível por mês).
Estima-se que as centrais teriam condições de produzir de 5 a 10%
desse volume a curto prazo (quantidade significativamente pequena) sendo,
num primeiro momento, sua participação de alta concentração regional. No
entanto, políticas de investimento num produto diferenciado acoplado a
veiculação adequada poderiam representar o início de um processo de
fidelização dos clientes.
Levando-se em consideração que a gasolina recém-processada
tende a se apresentar como um produto com características de coommodity,
investimentos no desenvolvimento de aditivos/marketing (para o caso das
distribuidoras) e na otimização de processos e assistência pós-venda (para o
73
Gastos com matéria-prima (ex. Nafta) chegam a 80% dos custos variáveis de uma CMP
(Gazeta Mercantil, 30/10/2001).
74
O contrato com a empresa argelina Sonatrach prevê a compra de condensado.
75
Enquanto o padrão da ANP é de 1,2 mil PPM (partes por milhão) de enxofre na gasolina, o
teor desse contaminante no combustível da central baiana é de cerca de 10 PPM.
101
caso das CMP’s) poderia representar um importante diferencial no momento do
cliente escolher a procedência do combustível quando abastecer.
5.4 – INVESTIMENTOS
Atentando para as unidades de processamento instaladas nas
refinarias do parque nacional, salienta-se que investimentos foram conduzidos
com o objetivo de aumentar a capacidade de recuperação de cortes leves (de
maior valor agregado) em frações pesadas como resíduos da destilação
atmosférica ou de vácuo (GAZETA MERCANTIL – Análise Setorial, 1999).
5.4.1 – AMPLIAÇÕES OU INSTALAÇÃO DE NOVAS UNIDADES
Pode-se observar ainda uma perspectiva de novos investimentos, tal
qual sugere Petro & Química (2001a) numa entrevista com o diretor gerente de
refino da PETROBRAS: “A empresa deverá investir cerca de US$ 6,2 bilhões
em suas refinarias até 2009”.
Metade dessa pretensão foi relatada pela
mesma fonte, onde se pode visualizar (TABELA 5.5) a distribuição de
investimentos por unidade de processamento. Informa-se que foram incluídos
nesta tabela dados76 relacionados à Refinaria de Manguinhos, RJ, a partir de
uma referência subseqüente (Petro & Química, 2001b).
REFINARIA
INVESTIMENTO
UNIDADES PREVISTAS
Alquilação Coqueamento
Reforma Frac. de nafta HCC
HDT
HDS RFCC UGH
Outros
REMAM
RLAM
REGAP
RPBC
RECAP
REPLAN
REVAP
REDUC
MANGUINHOS
REPAR
REFAP
RPI
(Milhões de R$)
270
304
93
528
370
727
20
285
464
TOTAL
3.061
HCC – hidroconversão de resíduos; HDT – hidrotratamento; HDS – hidrodessulfurização;
RFCC – craqueamento catalítico de resíduos; UGH – unidade de geração de hidrogênio.
TABELA 5.5 − Direcionamento dos investimentos anunciados em refino
Fonte: Petro & Química (2001a; 2001b).
Entretanto, ainda assim, questiona-se se o segmento está
recebendo uma injeção suficiente de capital para suportar os possíveis saltos
76
Petro & Química (2001a) não divulga de maneira clara a direção dos investimentos como
quais unidades seriam beneficiadas (revamps ou reformas) ou construídas, entretanto, em
artigo subseqüente (Petro & Química, agosto de 2001b), é demonstrado o interesse por parte
102
de produção de óleo, associados ao descobrimento de novos campos, após
sucessivas rodadas (1999, 2000, 2001 e 2002) de contratos de concessão de
blocos realizadas pela ANP.
Dentro das características atuais (2001) de utilização de capacidade
e preocupação com o atendimento da demanda por combustíveis ou derivados
não energéticos, de uma maneira geral, a indústria de refino procura, a partir
dos investimentos citados, alcançar alguns objetivos centrais que visam
maximizar os benefícios da atividade de processamento de petróleo nas suas
unidades, tais como:
1. Valorização e maior absorção do petróleo nacional nas refinarias;
2. Aumento da rentabilidade da companhia pela integração das áreas
de Abastecimento e E&P77;
3. Adequação do perfil de oferta à demanda de derivados;
4. Maior competitividade no mercado;
5. Melhoria da qualidade de derivados;
6. Atendimento dos requisitos ambientais.
Uma descrição detalhada do conjunto de unidades instalado nas
refinarias nacionais pode ser observada no Anexo IV.
5.4.2 – AQUISIÇÕES
Com relação a movimentos estratégicos (fusões e aquisições), o
ano de 2001 foi marcado por uma importante iniciativa por parte da
PETROBRAS na tentativa de se consolidar como uma empresa de atuação
global. A estatal brasileira adquiriu duas refinarias da Empresa Boliviana de
Refinación (EBR), nas localidades de Cochabamba e Santa Cruz de la Sierra,
com capacidade de processamento (conjunto) de 63.000 bpd (Oil & Gas
Journal Survey, 2002).
A operação reflete os interesses da empresa em
proteger (e internacionalizar) seus negócios de downstream.
Segundo WETUSKI (2002), a empresa brasileira demonstra ainda
interesse na aquisição de unidades de processamento nos E.U.A, numa
da direção da refinaria em alocar recursos em unidades que propiciem o desenvolvimento de
produtos especiais ou de alta qualidade (ex. tratamentos).
77
Válido apenas para a PETROBRAS.
103
tentativa de promover alguma integração (à jusante) das suas atividades (de
exploração e produção) em território norte-americano, devido suas recentes
descobertas (com perspectivas de aproveitamento comercial) de óleo no Golfo
do México (Garden Banks Block 244, a 700m de lâmina d´água).
Em
matéria
recente,
O
GLOBO
(06/07/2002)
apresenta
o
desinteresse da PETROBRAS com relação a investimentos em novas unidades
no país, principalmente devido aos vultosos custos envolvidos – da ordem de
US$ 10.000/bpd, segundo FACINA (2000) – e a esperança que parte da
demanda crescente seja atendida pelas iniciativas privadas nacional e
estrangeira (GAZETA MERCANTIL, 11/07/2002). Assim, os esforços da estatal
com relação à instalação de novas plantas visariam o desenvolvimento do
segmento de downstream no exterior (Planejamento Estratégico PETROBRAS,
2001), aproveitando oportunidades em regiões onde atua nas atividades de
E&P (GONÇALVES, 2002).
Dentro desta perspectiva, a empresa pretende adquirir uma refinaria
com capacidade de 150.000 bpd78 nas proximidades de suas atividades
offshore em território americano79 (uma transação de cerca de US$ 500
milhões), despendendo um terço do investimento necessário para construir
uma planta com capacidade equivalente em território nacional (O GLOBO,
06/07/2002).
5.5 – POSSIBILIDADE DA INSTALAÇÃO DE NOVAS
REFINARIAS
Com a flexibilização do monopólio do refino (e de outras atividades
da cadeia produtiva), concedida pelo novo arcabouço legal do setor petróleo, a
instalação de novas refinarias (e o aumento de capacidade das unidades
privadas existentes) passou a depender apenas de autorização da ANP.
Devido à escalada da demanda por derivados em regiões de maior
crescimento econômico (como o Sudeste) ou onde a infra-estrutura da
atividade de refino não se apresenta suficiente para satisfazer o consumo de
78
dado e ao fato de o processamento de cerca de 300.000 bpd no exterior ser uma das metas
(para 2005) da companhia (Planejamento Estratégico PETROBRAS, 2001).
79
Golfo do México.
104
cortes como diesel e GLP (como é o caso do Nordeste80), motivação para
investir em novas unidades certamente não falta. Neste sentido, estariam em
discussão estudos a cerca da viabilidade de projetos de refinarias em Estados
como o Rio de Janeiro, Pernambuco e Ceará.
5.5.1 – PROJETOS EM DISCUSSÃO
No Caso do Rio de Janeiro, o Governo do Estado, Interessado em
aumentar a arrecadação de impostos, já que o petróleo bruto é isento de
tributação, conseguiu que a Assembléia Legislativa aprovasse uma lei,
estabelecendo um fundo para a construção de uma refinaria na região norte do
estado, capitalizado com 50% dos recursos excedentes das receitas dos
royalties
e
das
participações
especiais,
descontadas
as
parcelas
comprometidas com o pagamento da dívida com a União e aquelas destinadas
ao Fundo Estadual de Conservação Ambiental e Desenvolvimento Urbano. Os
recursos, contudo, só começariam a fluir a partir de março de 2003, quando a
lei entra em vigor. Relata-se, entretanto, que apesar do interesse de algumas
empresas estrangeiras na participação do projeto, a posição da PETROBRAS
(que não tem se mostrado favorável a investimentos na construção de novas
plantas) com relação a eventuais parcerias seria fundamental.
Segundo FACINA (2000), com relação aos investimentos previstos
para o Estado de Pernambuco (possível instalação de uma refinaria no
complexo industrial e portuário de Pacém, na área metropolitana do Recife), os
elevados riscos envolvidos e o particular desinteresse da PETROBRAS no
desenvolvimento de uma parceria com a empresa portuguesa Petrogal S.A.81
(naquela época, principal interessada no projeto) foram decisivos para sua
inviabilização. Salienta-se ainda que, muito embora o Grupo Vibrapar tenha
anunciado uma retomada dessa iniciativa, com previsão de iniciar a construção
da planta em 2003 (BRASIL ENERGIA, setembro de 2002), não existem
evidências que suportem a realização efetiva do projeto.
Com relação à instalação da Refinaria do Nordeste (RENOR),
originalmente em Caucaia (a 11 km de Fortaleza), CE, salienta-se que a queda
80
Para FACINA (2000), a elevada demanda por derivados associada à produção insuficiente
fazem da Região Nordeste uma grande importadora (ano base: 1999) de diesel (48,3% dos
5.117.513 m3 consumidos) e de gás liquefeito de petróleo 71,9% das 1.355.485 t consumidas.
81
Empresa atuante no setor de petróleo e derivados com faturamento da ordem de US$ 12
bilhões em 1999 (FACINA, 2000).
105
no preço dos derivados, em conseqüência da política tributária do governo,
findo o período de transição, acabou por reduzir a taxa de retorno estimada do
projeto,
aumentado
o
desinteresse
de
possíveis
parceiros
como
a
PETROBRAS e a Repsol-YPF. Salienta-se ainda que a indefinição da questão
dos incentivos governamentais (que poderiam inclusive mudar a localização da
planta) geraram incertezas que têm levado o grupo alemão Ferrosstaal
(majoritário no projeto) a protelar uma eventual construção (BRASIL ENERGIA,
setembro 2002).
5.5.2 – RISCOS ENVOLVIDOS
Ressalta-se, em matéria da GAZETA MERCANTIL (28/10/2001),
que devido ao desaquecimento da economia e aos elevados custos envolvidos
na atividade de refino (cerca de US$ 2 bilhões no caso da refinaria de 200.000
bpd
a
ser
instalada
no
Nordeste),
mesmo
empresas
integradas,
tradicionalmente atuantes no setor petróleo como a Agip têm-se apresentado
relutantes com relação à disposição a investir sem uma maciça participação do
Estado.
Nessa linha, para a PDVSA, um eventual projeto deveria contar,
necessariamente, com uma participação do Estado da ordem de 50% (BRASIL
ENERGIA, setembro 2002).
Segundo PIRES (2002), a captação de recursos externos para
custear o desenvolvimento de projetos de instalação de novas refinarias seria
ainda prejudicada pelo ônus associado à conjuntura de elevação do risco-país.
Dentro dessa perspectiva, incertezas relacionadas ao futuro político-econômico
do Brasil inflariam as taxas de juros praticadas por bancos estrangeiros, o que
dificultaria a contratação de financiamentos e aumentaria a necessidade da
participação do BNDES.
Some-se a isso o eventual, mas não menos importante risco
regulatório (BRASIL ENERGIA, setembro de 2000; novembro 2001; maio 2002)
associado à intervenção do Estado na política de preços dos derivados, o que
tenderia
a
invalidar
projeções
futuras
da
estimativa
de
receita
em
empreendimentos em discussão.
5.6 – CONCLUSÕES SOBRE A SITUAÇÃO ATUAL DO REFINO
NO PAÍS
106
Sejam quais foram as perspectivas de crescimento do parque
brasileiro, o processamento de crus cada vez
mais pesados aliada à
necessidade de um suprimento crescente de combustíveis de maior valor
agregado como GLP, gasolina automotiva e diesel, tendo em vista a escalada
da demanda, tenderão por dirigir os investimentos de grupos nacionais e
estrangeiros, privados ou não, na busca pela manutenção ou inserção no
mercado nacional no que concerne a atividade de refino.
Vale ressaltar, entretanto, que, com relação às dimensões políticoeconômico e estratégica, a possibilidade de instalação de novas refinarias
torna-se discutível tendo-se em vista, principalmente, as implicações
associadas ao risco regulatório, a atual situação (econômica) do país, além do
desinteresse da PETROBRAS na participação deste tipo de empreendimento.
107
CAPÍTULO VI
ANÁLISE DA ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DE REFINO
FRENTE À NOVA REALIDADE REGULATÓRIA
6.1 – OBJETIVO DO CAPÍTULO
Tendo em vista a necessidade de identificação dos agentes do
segmento de refino no Brasil, assim como a discussão do seu poder de
atuação num novo cenário regulatório, (conforme registrado nos objetivos deste
estudo), mostrou-se necessário organizar um raciocínio com respaldo em
abordagens teóricas e opiniões de especialistas para que se pudesse apontar
suas possíveis tendências.
Nesse sentido, este capítulo tem como objetivo apresentar o
referencial teórico selecionado para a justificativa da proposição de uma
análise comparativa no parque de refino brasileiro.
6.2 – ABORDAGEM TEÓRICA UTILIZADA
Dentro da perspectiva de desenvolver um entendimento da questão
do refino com bases em elementos técnicos e gerenciais, buscou-se analisar,
num primeiro momento, sua estrutura (agentes/poder de atuação) ao nível
estratégico da indústria, utilizando-se para tal a abordagem de PORTER (1980)
− Forças Competitivas, FIGURA 4.1 − modificada dentro dos conceitos
BRANDENBURGER e NALEBUFF (1996), no que diz respeito aos agentes
complementadores.
6.2.1 – POSSÍVEIS CRÍTICAS
Apesar desta teoria (PORTER, 1980) se apresentar, ainda nos dias
de hoje, em muitos casos, satisfatoriamente pertinente para analisar questões
associadas ao posicionamento estratégico, seu caráter exógeno apoiado no
paradigma Estrutura – Conduta – Desempenho (BAIN, 1956) esvazia a
compreensão (na dimensão da firma) de aspectos relativos a obtenção e
manutenção de vantagens competitivas. Provavelmente, a associação deste
tipo de tratamento (relacionado apenas às oportunidades e ameaças)
à
conotação estática comentada por diversos autores tenha sido suficiente para
108
motivar as diversas críticas atribuídas à referente abordagem, apesar do seu
caráter seminal.
Mesmo assim, a alternativa torna-se deveras conveniente quando a
indagação não está relacionada ao entendimento completo (posicionamento,
competências, processo) da gestão estratégica associada à indústria ou de
seus pré-requisitos de competitividade (ao nível da empresa), mas à sua
estrutura (no que tange ao refino) num dado momento (o atual), para depois se
construir (ou adaptar) elementos numa metodologia para inferir suas
tendências de transformação a curto e médio prazos.
6.2.2 – A ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DO REFINO
Dentro dessa perspectiva, o universo de análise se ateve às doze
refinarias do parque brasileiro, identificando as empresas proprietárias de suas
refinarias como entidades concorrentes dentro da lógica da definição em
questão (conjunto de empresas que processam óleo cru, produzindo derivados)
e posicionando empresas com atividades à montante e à jusante da atividade
de refino (Fornecedores e Compradores, respectivamente), Entrantes em
Potencial ou produtos substitutos (levando-se em consideração a dimensão do
corte no refino de petróleo) de acordo com suas características, entendendo
ainda o governo (sob a égide da ANP) como agente Complementador.
Sob essa ótica, a competição se apresenta como algo que
transcende o limite da rivalidade entre concorrentes diretos se estendendo a
outros
players
dentro
da
estrutura
da
indústria,
que
competiriam,
simultaneamente, para a divisão de valor gerado pela produção de derivados
de petróleo, no sentido de minimizar as margens em maior ou menor grau, de
acordo com sua importância de participação nesse tipo de ambiente.
Procurou-se aplicar o modelo à realidade da atividade de refino no
país, com base em dados estatísticos de domínio público referentes ao ano de
2001, identificando e analisando cada um dos participantes (discriminados na
FIGURA 6.1) da estrutura da indústria considerada.
109
ENTRANTES
REFINO
NACIONAL
1. MIPs
(pp. Concessionárias)
2. Importadores
3. Formuladores
4. Refinadores
independentes
FORNECEDORES
5
CONCORRENTES
1. PETROBRAS
2. Fornecedores
internacionais (ex.
COMPRADORES
1. Ref. PETROBRAS
1. CMPs
2. Ref. Manguinhos
2. Distribuidoras
3. RPI
membros da OPEP)
4. REFAP S.A.
3. Fornecedores de
equipamentos
2
3
4
COMPLEMENTADOR
SUBSTITUTOS
1. Gás natural
1. ANP
?
2. GNV
3. Carvão
4. Renováveis
5. Outrosa
1
Legenda:
AGENTE
Listagem
#
Magnitude da força: 1 – muito fraca; 2 – fraca ;
3 – moderada; 4 – potencialmente forte; 5 – forte.
FIGURA 6.1 − Desenho das Forças Competitivas aplicadas à atividade de refino no país
Fonte: Elaboração própria com base em PORTER (1980) e BRANDENBURGER e NALEBUFF (1996).
a
Combustíveis como gasolina e diesel a partir da tecnologia gas-to-liquids (GTL82), renováveis como
energia solar, eólica, etc.;
Obs. 1 – MIPs: Multinacionais da indústria do petróleo.
Obs. 2 – Com relação à participação na produção de derivados (Concorrentes), tem-se (1) + (4): 98,2%;
(2): 1,2% e (3): 0,8, conforme Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c).
82
A tecnologia em GTL está relacionada a obtenção de combustíveis líquidos a partir do gás
natural, mediante à utilização de diversos processos como, por exemplo, Fischer-Tropsch.
110
6.2.2.1 - CONCORRENTES
Dentro das premissas salientadas, pode-se classificar as empresas
atuantes no segmento de refino nacional, PETROBRAS (98,2% da capacidade
processada, incluindo a REFAP S.A.), Refinaria de Manguinhos (1,0%) e
Refinaria de Petróleo Ipiranga (RPI, 0,8%) como concorrentes.
Sob essa ótica, percebe-se uma posição dominante associada à
atuação da estatal com relação aos demais agentes, apesar da participação da
REPSOL-YPF (proprietária de 30% dos ativos da REFAP S.A.), haja vista seu
porte e a situação de monopólio de fato existente. Ressalta-se, dessa maneira
que, muito embora a intenção do aumento da competição na atividade de refino
seja um dos objetivos do novo modelo regulatório vigente, pelo menos no que
tange à atual situação das empresas concorrentes, o desequilíbrio das suas
capacidades produtivas reflete uma forte concentração em torno das refinarias
do Sistema PETROBRAS.
Com relação à intensidade da concorrência, pode-se classificar,
nesse sentido a magnitude do poder de atuação como 2 – fraco (FIGURA 6.1),
comentando que, apesar do regime de produção se aproximar do monopólio, a
atuação do governo tem sido intensificada no sentido da sua flexibilização.
111
6.2.2.2 – ENTRANTES EM POTENCIAL
Levando-se em consideração a flexibilização do monopólio, assim
como os aspectos afins relacionados que conferem os artigos 4º e 5º, seção I,
capítulo III da lei n.º 9.478, promulgada em 06 de agosto de 1997:
As atividades econômicas de pesquisa e lavra de
jazidas de petróleo e gás natural, refinação, importação
e exportação (de derivados), assim como o transporte,
serão reguladas e fiscalizadas pela União e poderão ser
exercidas, mediante concessão ou autorização, por
empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede
e administração no País;
além das portarias 309, 310, 311, 312, 313, 314, 315, 316 e 318, apresentadas
na TABELA 3.2, podem ser classificados como entrantes em potencial dessa
indústria:
1.
Multinacionais da indústria do petróleo – empresas integradas ao
longo da cadeia produtiva – conforme artigo 5º, seção I, capítulo III
da referida lei, sendo concessionárias ou não da atividade
exploratória no país;
2.
Companhias internacionais ligadas exclusivamente à atividade de
refino – Idem.
3.
Formuladores (blenders) – Portaria ANP n.º 316 (2001);
4.
Importadores (traders) – Portaria ANP n.º 311 (2001);
Tais agentes se apresentam como potenciais interessados no
mercado atendido pelas refinarias nacionais, com perspectivas para disputar
uma possível participação a partir de investimentos em instalações industriais
no país.
Vale ressaltar, entretanto, que em função da extensão das
atividades da PETROBRAS, tendo em vista sua característica de empresa
integrada, participante de atividades à montante e à jusante do refino, é
possível identificar barreiras à entrada de agentes que porventura se
interessem pela oportunidade do processamento de óleo no país: experiência,
112
economias de escala, facilidade ao acesso à matéria-prima, além de posição
favorável no que concerne à negociação com clientes.
Vale ressaltar, entretanto, que ao se considerar os atuais objetivos
da política regulatória para o segmento, mostra-se conveniente mencionar que
a iniciativa à entrada é incentivada. Nesse sentido, retaliações relacionadas à
guerra de preços de derivados ou outras atitudes hostis estariam descartadas.
Analisando a possibilidade de participação de multinacionais nesta
indústria, percebe-se que, sobretudo, aquelas ligadas a atividades de upstream
no país (concessionárias) estariam mais propensas a desenvolver interesse,
devido à elevada probabilidade dessas empresas se tornarem (a curto e médio
prazos) produtoras de petróleo, o que justificaria um eventual movimento de
integração para frente, que se concretizaria na instalação de refinarias próprias
ou na participação da atividade via parcerias eventualmente formadas com a
PETROBRAS (HENZ, 2001).
Para dar suporte a este raciocínio, cabe ressaltar que a grande
maioria dessas são verticalmente integradas, dispondo de competências nos
diversos elos da cadeia produtiva (inclusive no refino), nas suas matrizes ou
em outras regiões do mundo.
Segundo NICHOLLS (2002), grandes descobertas com potencial de
aproveitamento comercial irão catalisar os investimentos no refino e, apesar do
ceticismo a respeito da espontaneidade dos investimentos do setor privado
(haja vista a necessidade de incentivos fiscais por parte do governo para
reforçar tal interesse), é bastante provável que as companhias mencionadas
(quando da disponibilidade de óleo) invistam nas suas próprias unidades de
processamento ou procurem parceiros locais (como a PETROBRAS) para este
tipo de empreitada.
Uma outra possibilidade seria o estabelecimento de refinadores
independentes que tenderiam a se interessar pela atividade devido à projeção
de déficit na produção de derivados com relação à demanda nacional. Esta
opção, todavia, não será discutida neste estudo, assumindo-se a hipótese que
o desinteresse da PETROBRAS em participar de eventuais projetos de
construção de novas refinarias e o risco regulatório protelariam tais
investimentos.
No que se relaciona à atividade de importação, observa-se que
apenas algumas empresas apresentam-se desenvolvendo atividades no país
113
(ainda que as quantidades de produtos transacionadas tenham sido pequenas,
sobretudo devido à crise cambial).
Com vistas à atividade de formulação, até o momento não há
evidências de interesse ou qualquer pedido de autorização para eventual
atuação futura.
Dentro desse raciocínio, classifica-se (principalmente devido à
possibilidade de integração para frente) o poder de atuação dos potenciais
entrantes como 5 – forte (FIGURA 6.1) no modelo de atratividade da referida
indústria.
6.2.2.3 – FORNECEDORES
A partir da aplicação da definição de indústria de PORTER (1980)
ao refino, pode-se classificar como Fornecedores o conjunto de empresas à
montante da atividade de processamento de óleo cru.
Dessa maneira,
estariam nesse grupo a estatal brasileira, fornecedores internacionais de óleo,
como empresas estatais de países-membros da OPEP ou multinacionais
detentoras de reservas, além de fornecedores de equipamentos/empresas de
engenharia.
Com relação à possibilidade de integração para frente desses
agentes, salienta-se que apesar da existência de um mercado promissor com
uma demanda por derivados parcialmente insatisfeita, um movimento
estratégico dessa natureza teria maior justificativa caso a atividade de
exploração ocorresse no país (o que recairia no caso dos potenciais entrantes).
Nesse sentido, procurou-se classificar a magnitude do seu
posicionamento como 3 - moderada (FIGURA 6.1), na medida em que, pelo
menos até o momento, tais agentes não representam uma grande ameaça
para os atuais concorrentes da indústria em questão.
6.2.2.4 – COMPRADORES
Com relação aos Compradores (clientes do refino) destacam-se,
principalmente, as CMP´s (devido à necessidade de nafta – matéria-prima
petroquímica) e as distribuidoras de combustíveis, sendo que, particularmente,
114
as primeiras apresentam-se em posição mais confortável com relação ao poder
de negociação com as refinarias do parque nacional. Atentando-se para o fato
de que, em termos práticos existem apenas dois grupos no negócio de
petroquímicos básicos no país (Odebrecht/Mariani através da Braskem S.A. e
PETROBRAS, via Petroquisa, através da PQU) e que a iniciativa privada
controla mais de dois-terços da produção (Braskem e COPESUL), certamente,
a pressão no que se refere a preços e contratos apresenta-se maior no negócio
de petroquímicos do que no negócio de combustíveis, onde cerca de 168
distribuidoras (Anuário Estatístico da ANP, 2002) disputam o mercado em todo
o país.
Aliando-se a isso o movimento de integração para trás das CMP´s
(produção de gasolina, GRÁFICO 5.8), caracteriza-se uma visível disposição
desses agentes em disputar uma fatia no mercado de combustíveis com as
refinarias, até então, as únicas unidades com autorização legal para explorar o
negócio.
Entretanto, partindo do princípio de que grandes investimentos
visando ao aumento exponencial na produção de gasolina (além de serem
extremamente caros em função do custo do capital) tenderiam a comprometer
a quantidade de matéria-prima necessária à produção de eteno e propeno
(uma vez que a composição química da nafta e da gasolina é bastante
semelhante), principal atividade dessas empresas, é provável que o interesse
pelo fornecimento de combustíveis automotivos (também há interesse na
fabricação de diesel) se restrinja a mercados locais, não representando, assim,
grandes perdas de faturamento para a indústria do refino.
Classifica-se,
compradores
então
a
magnitude
do
posicionamento
dos
como 4 – potencialmente forte (FIGURA 6.1), salientando-se
ainda que uma maior amplitude nos movimentos de integração para trás (uma
CMP vir a investir numa unidade de refino própria) se apresenta pouco
provável em função das carências financeira e tecnológica (considerando a
falta de competências) desses agentes, as atividades correntes de produção de
derivados leves representam ainda que em pequeno grau concorrentes com
aquelas desenvolvidas pelos refinadores nacionais clássicos.
6.2.2.5 – PRODUTOS SUBSTITUTOS
115
Conforme abordado na introdução deste estudo, a indústria carece
de combustíveis ou produtos substitutos economicamente viáveis que venham
a desempenhar a função dos derivados de petróleo no curto ou médio prazos.
Com relação a este raciocínio, vale a pena comentar que, apesar da
utilização do gás natural ter se difundido consideravelmente nos últimos anos
(expandindo-se até mesmo para o uso em automóveis na forma de Gás Natural
Veicular – GNV), sua aceitação com relação à utilização em motores a
combustão ainda se apresenta pequena no país. Os custos de adaptação dos
motores dos veículos nacionais (fabricados para funcionar com álcool, gasolina
ou diesel), a extensão da rede de abastecimento (restrita basicamente aos
Estados do Rio de Janeiro e São Paulo) e à deficiência de performance (em
relação aos combustíveis líquidos) relatada pelos usuários têm postergado,
dessa forma, uma maior adesão à alternativa.
Nesse sentido, apesar da sua utilização para fins industriais
(geração de vapor, geração de energia elétrica por via térmica e em fornos)
registrar aumento considerável, em detrimento, principalmente, do óleo
combustível, o uso automotivo (maior fatia do mercado de combustíveis) é
ainda restrito, apesar de apresentar considerável tendência de crescimento.
Quanto às fontes renováveis de energia, o país ainda carece de
tecnologia (e interesse) para seu aproveitamento comercial ficando a
exploração desses recursos momentaneamente postergada para um futuro
distante.
Tendo em vista a situação geral dos substitutos dos derivados do
petróleo com ênfase numa utilização eficiente (em matéria de custos),
classifica-se sua magnitude de posicionamento como 1 – extremamente fraca.
(vide legenda da FIGURA 6.1).
6.2.2.6 – COMPLEMENTADORES
Considerando a extensão do modelo das Forças Competitivas, no
caso
da
indústria
de
refino
nacional,
classifica-se
como
agente
Complementador, o governo (através da ANP), na medida em que, mediante a
alteração da política regulatória do setor, possibilita variações na influência dos
demais agentes, aumentando ou diminuindo a pressão exercida por estes
116
sobre os concorrentes, o que tende a acarretar na variação nas suas margens.
Exemplos clássicos são a permissão da entrada de novos players na referida
indústria (Importadores e Formuladores) ou a autorização concedida às CMP´s
para a fabricação de gasolina “A”, em decorrência dos dispositivos previstos na
lei n.º 9.478.
Dado o caráter complementar da sua atividade, não se atribuiu peso
à influência relacionada ao agente mencionado (valor “?” na legenda da
FIGURA 6.1), entretanto, afirma-se que seu caráter decisório em relação à
organização do segmento de refino se apresenta deveras relevante.
117
6.3 – ANÁLISE DAS TENDÊNCIAS
A partir da análise da estrutura da indústria de refino no país,
pôde-se perceber que os prováveis futuros produtores de óleo representam os
agentes de maior ameaça à atual (e cômoda) posição dos concorrentes na
situação do monopólio de fato
existente.
Como abordado, existe uma
tendência lógica no interesse por investimentos no refino por parte das atuais
concessionárias na atividade de E&P, uma vez que produzir destilados no país
representaria a instalação do único elo ausente (FIGURA 6.2) na cadeia
produtiva (muitas dessas empresas atuam nos dois extremos: E&P e
distribuição/marketing), promovendo a integração vertical (no Brasil) de
empresas como Esso (Exxon – Mobil), Shell, Texaco, etc.. Some-se a isso a
isenção da necessidade de exportação ou envio (a custos de frete
consideráveis) do óleo aqui produzido para suas matrizes ou refinarias
localizadas ao redor do mundo, o que aumentaria a atratividade do negócio.
Matéria-Prima
Produtos
REFINO
DISTRIBUIÇÃO
PETROBRAS
(100%)1
Concessionárias
PETROBRAS (98,2%)
Manguinhos (1,0%)
RPI (0,8%)
BR Distribuidora
(37,85%)
Descoberta de óleo
E&P/(Transporte)
Movimento de Integração
Outras distribuidoras
“NOVOS
PARCEIROS”
Legenda:
Realidade atual:
Tendência possível:
FIGURA 6.2 – Movimento de integração na cadeia produtiva de produtos energéticos
Fonte: Elaboração própria com base no Anuário Estatístico da ANP (2002).
Obs1.: O percentual citado está relacionado ao fato de apenas a estatal ter atividades de
produção de óleo em níveis comerciais.
118
6.3.1 – SUPORTE TEÓRICO
A partir do estudo da estrutura da indústria do refino no país, tornase possível tentar explicar o aparecimento de um ambiente favorável para o
movimento de integração das concessionárias atuantes em E&P citadas
anteriormente. Vale ressaltar que, apesar do universo de análise considerado
pela abordagem utilizada estar relacionado com a indústria, dentro da clareza
da definição abordada anteriormente, nada impede que se busquem subsídios,
na particularidade do ambiente da empresa, para se concluir sobre possíveis
tendências da atividade.
Com relação à competição, partindo-se da premissa que os padrões
de produto e serviço são mutáveis, torna-se necessário (para uma empresa)
desenvolver um conjunto de habilidades e tecnologias que permitam oferecer
determinados
benefícios
ou
soluções
aos
seus
clientes
no
futuro
(Competências Essenciais, cf. PRAHALAD e HAMEL, 1990). Dentro desse
raciocínio, tomando por base a revisão do planejamento estratégico da
PETROBRAS83 e o trabalho de ARNOLD (2000) a respeito das novas
dimensões da terceirização (combinação de custo de transação econômico
com o conceito de Competências Essenciais), existe uma teoria que suporte a
decisão sobre a extensão da terceirização (subcontratação) de acordo com o
posicionamento
de
uma
determinada
atividade
em
relação
ao
foco
(competência) de uma companhia. O referido trabalho atesta a possibilidade
da terceirização (que pode ser encarada como a criação de uma joint-venture)
de atividades de importância estratégica ou especificidade medianas.
83
Deu-se destaque ao planejamento da estatal dada a importância marginal das refinarias
privadas no ambiente do refino nacional, muito embora represente a evidência de alguma
competição, no sentido da referida indústria não ser totalmente dominada pela PETROBRAS.
119
6.3.2 – CONSIDERAÇÕES SOBRE O PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO DA
PETROBRAS
A partir da leitura da proposta presente na “Visão 2010”84 do
planejamento estratégico da PETROBRAS, pode-se observar que, apesar da
atividade de refino ser encarada como um meio para a manutenção do status
de companhia de petróleo integrada, havendo ainda intenção da manutenção
do posicionamento da empresa como líder no mercado nacional de
derivados85, pode-se perceber que a atenção fundamental é despendida às
atividades de E&P (conforme demonstrado pelo seu percentual nos
investimentos da companhia no GRÁFICO 6.1), mostrando a convicção de que
o processamento de cru se apresenta numa faixa de menos nobre de
especificidade/importância estratégica86.
Nesse sentido, a preocupação da empresa é caracterizada
pela
garantia do crescimento do suprimento de óleo, principalmente via produção
offshore (em águas profundas), certamente refletindo uma das competências
essenciais da estatal (desenvolvimento de tecnologia de produção em bacias
oceânicas),
justificando-se
a
possibilidade
da
opção
estratégica
da
terceirização externa, com o desenvolvimento de parcerias, joint-ventures ou
operações de swap na atividade de refino.
84
“A PETROBRAS será uma empresa de energia, com forte presença internacional, líder na
América Latina, com liberdade de atuação de uma corporação internacional e foco na
rentabilidade e responsabilidade social. A empresa tem como missão atuar de forma rentável
nas atividades da indústria de óleo, gás e energia, tanto no mercado nacional quanto
internacional, fornecendo produtos e serviços de qualidade, respeitando o meio ambiente,
considerando o interesse dos seus acionistas e contribuindo para o desenvolvimento do país”
(Planejamento Estratégico PETROBRAS, 2001).
85
Inclui a preocupação com a meta de custo do refino no patamar de US$ 0,80/barril
(Planejamento Estratégico PETROBRAS 2001). Os custos nos anos de 2000 e 2001 foram,
respectivamente, US$ 1,06/barril e US$ 0,98/barril (Relatório Anual PETROBRAS 2000; 2001).
86
O que, de certa forma, pode ser explicado pelo fato de a atividade se apresentar como
necessária para estruturar a ponte entre a exploração e a venda de derivados, apesar de
agregar margens reduzidas para a empresa (talvez as menores com relação a todos os outros
elos da cadeia produtiva), dados os custos operacionais envolvidos.
120
Percentual de Investimetos
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1998
1999
2000
Ano
E&P e PE (Obs.1)
Refino
Outros (Obs. 2)
GRÁFICO 6.1 – Investimentos PETROBRAS
Fonte: Relatórios Anuais 2000 e 1999.
Obs. 1 – Investimentos relacionados às áreas e exploração, desenvolvimento da produção e
projetos estruturados - PE (que apesar de não representarem investimentos diretos da
empresa, estão relacionados à atividade de E&P, nos diversos campos de produção).
Obs. 2 – Inclui as atividades de transporte e empreendimentos em negociação.
6.4 – CONSISTËNCIA DE UMA ANÁLISE COMPARATIVA
ENTRE REFINARIAS
Assumindo a hipótese de que as incertezas associadas a eventuais
investimentos na atividade (situação político-econômica indefinida e risco
regulatório) e o particular desinteresse da estatal na participação na construção
de novas refinarias protelariam a construção de nova capacidade de refino,
apesar dos déficits na produção de derivados nas regiões N/NE e S (FIGURA
6.3), torna-se possível justificar o interesse de concessionárias de E&P no
aumento ou na adequação da capacidade das refinarias existentes. Aponta-se,
nesse sentido, como uma possível tendência, a estruturação de eventuais
acordos entre as referidas concessionárias e os atuais atores do segmento de
refino no país.
121
Legenda:
FIGURA 6.3 – Fluxos regionais totais de derivados
Fonte: ANP(2002a).
A partir desse raciocínio, mostra-se razoável analisar o parque de
refino ao nível da unidade produtiva (refinaria), dentro de uma abordagem de
unidades estratégicas de negócios (UENs), com resultados apuráveis e
passíveis de comparação, tal qual sugere a PETROBRAS em seu
planejamento estratégico. Assim, haja vista a situação atual do segmento, com
respaldo nos objetivos da política regulatória vigente, tornaram-se possíveis
investimentos, operações de compra, venda ou swap de ativos entre empresas
nacionais (estatais ou privadas) e companhias estrangeiras e fazem maior
sentido quando consideram oportunidades (de investimento) discriminadas.
Dessa forma, aos olhos de empresas estrangeiras ou grupos
nacionais, uma comparação entre as unidades do parque se apresenta
conveniente, na medida em que a propensão a investimentos (ou parcerias)
deverá se verificar em plantas de maior conveniência (mais competitivas) o
que, para o caso específico do refino, se traduziria em produzir, numa escala
rentável, derivados de maior valor agregado com menor dependência de óleo
importado.
122
6.5 – CONCLUSÕES SOBRE A ESTRUTURA DA INDÚSTRIA DE
REFINO NO PAÍS
Torna-se possível observar o aparecimento de novos agentes (tal
qual sugerido no Capítulo III) no recém-desregulamentado setor nacional de
óleo e gás.
O seu poder de penetração ou a relevância em termos de
concorrência relacionada ao mercado de combustíveis são, entretanto, ainda
incipientes, tornando as análises referentes à atratividade na indústria do refino
um tanto quanto preliminares. Mesmo assim, considerações relacionadas a
uma
possível tendência de organização foram justificadas, motivando a
discussão sobre a consistência de uma análise comparativa entre refinarias.
123
CAPÍTULO VII
METODOLOGIA DE ANÁLISE
7.1 – OBJETIVOS DO CAPÍTULO
O presente capítulo tem como principal objetivo descrever as etapas
constituintes no desenvolvimento da análise comparativa das unidades de
refino do parque brasileiro, discutindo suas considerações e apontando as
limitações envolvidas.
7.2 – MOTIVAÇÃO E ASPECTOS GERAIS
A partir da análise da estrutura da indústria do refino no país frente
aos objetivos do cenário legal presente (aumento da competição entre os
agentes do segmento) e sua potencial possibilidade de reorganização
(movimentos de integração por parte de futuros fornecedores de óleo), uma
discussão a respeito da competitividade no nível da refinaria torna-se
pertinente.
Atentando para os objetivos do presente trabalho (Cap. I, p. 34),
tornar-se-ia demasiada pretensão buscar os elementos necessários para a
maximização da competitividade (Cap. IV, p. 84, EQUAÇÃO 4.4) de cada uma
das refinarias objeto do estudo, no intuito de sugerir modificações estruturais
(nos esquemas de refino) ou organizacionais pertinentes.
Dessa maneira, a busca da posição relativa destas unidades, a partir
de análise estatística de um conjunto de variáveis que permita inferir seu
desempenho e, conseqüentemente, favoreça procedimentos de agrupamento
se apresenta mais condizente com o proposto.
Possibilitar-se-ia, assim, a
partir dos resultados obtidos, identificar que unidades estariam mais propensas
a investimentos externos (caso os movimentos de integração se verificassem)
e quais seriam as menos favorecidas pela política de liberação das
importações no segmento, findo o período de transição.
124
7.2.1 – NECESSIDADE DE UMA PROPOSIÇÃO
Haja vista a carência de abordagens específicas e com um caráter
técnico-gerencial para analisar o segmento de refino no Brasil, no nível da
unidade produtiva (a refinaria) dentro da nova realidade legal, tornou-se
necessária propor uma nova metodologia.
Salienta-se, entretanto, que
preconizou-se um desenvolvimento com base num arcabouço teórico
conveniente e na opinião de profissionais e pesquisadores do setor, no intuito
de diminuir um possível grau de subjetividade associado.
7.2.2 – ETAPAS NA CONSTRUÇÃO DA METODOLOGIA
Assumida tal premissa, propõe-se, uma Metodologia (empírica) de
Análise e Comparação de Refinarias (MACRE) brasileiras cujos
esforços
foram concentrados nas seguintes etapas:
1. Escolha das variáveis pertinentes ao desenvolvimento de
uma análise comparativa das refinarias do parque brasileiro,
com relação ao seu desempenho;
2. Agrupamento das unidades investigadas de acordo com a
similaridade observada, com relação às variáveis analisadas;
3. Proposição de uma tipologia de refinarias (Classes I, II, III e
IV)
para
fornecer
subsídios
a
discussão
das
suas
características, apontando possíveis tendências associadas
ao seu desempenho (Cap. VIII).
7.2.3 – OBJETIVO DA METODOLOGIA
O desenvolvimento da metodologia proposta prevê como principal
produto uma classificação empírica de unidades de refino87, apoiada no
tratamento estatístico de variáveis que levem em consideração elementos
técnicos e gerenciais.
7.3 – ESCOLHA DAS VARIÁVEIS
87
Estendida a todas as refinarias instaladas no parque brasileiro, incluindo as unidades
privadas de Manguinhos e RPI.
125
Partindo-se da premissa de que os principais objetivos regulatórios
para o segmento estão relacionados à ampliação do grau de competição entre
os seus agentes tendo em vista o benefício dos consumidores finais, mostra-se
conveniente analisar a competitividade das refinarias do parque nacional.
Desta maneira, procurou-se eleger variáveis representativas da
atividade, buscando-se subsídio no referencial teórico conveniente, assim
como na experiência de pesquisadores e profissionais atuantes no segmento
entrevistados ao longo da pesquisa.
7.3.1 – BASE TEÓRICA
Com relação ao referencial teórico sobre gestão da atividade de
refino, pôde-se observar que apenas POMPÉI (2001) fornece (ainda que de
maneira abstrata) os elementos gerais para descrever o conceito de
competitividade aplicada à atividade.
Dessa maneira, orientou-se, a escolha das variáveis a serem
analisadas
nas
dimensões
de
Posição
Tecnológica
(1),
Aspecto
Humano/Organizacional (2) e Localização Geográfica (3). Utilizaram-se ainda,
quando pertinentes, os conceitos de complexidade e CDE (NELSON, 1976;
JOHNSTON, 1996).
7.3.2 – OPINIÃO DE PESQUISADORES/PROFISSIONAIS DO SEGMENTO
Tendo em vista o objetivo de buscar subsídios para a comparação
no âmbito do conhecimento de profissionais da indústria investigada,
desenvolveu-se um total de oito entrevistas semi-estruturadas88, no Brasil e no
exterior89 com pesquisadores, membros de agências reguladoras, consultores,
além de funcionários de empresas privadas ou da PETROBRAS.
Com relação à Dimensão 1, pôde-se perceber,
a partir de
entrevistas com profissionais e pesquisadores atuantes no segmento, a
existência de uma preocupação constante no relacionado à capacidade efetiva
88
Os entrevistados não foram submetidos ao preenchimento de questionários, entretanto, o
assunto deveria discorrer dentro de pontos de interesse.
89
Intercâmbio de curta duração (20/05/2002 a 02/07/2002) na Universidade de Oklahoma,
Norman, OK, USA, sob a orientação do Prof. Gordon Atkinson, Ph.D, para discussão das
126
de processamento (como uma expressão das economias de escala
produzidas) e ao conjunto de unidades instalado em cada refinaria, como uma
representação da capacidade de produção de cortes mais leves e nobres (que
foram ainda levados em consideração numa variável à parte).
Relata-se também a questão da adequação das unidades de
processamento ao petróleo nacional, podendo-se dizer que, de uma maneira
geral, refinarias que processam grandes quantidades de óleo importado o
fazem pela incapacidade de tratar, de maneira eficiente, os óleos nacionais
mais pesados.
Por esse motivo, tais unidades apresentariam performance
questionável, por exemplo, para processar quantidades eventualmente
crescentes de petróleos da região do Rio de Janeiro.
Identificou-se ainda uma preocupação relacionada à capacidade
ociosa de cada planta industrial, como uma medida indireta do aproveitamento
da economia de escala gerada pelo processamento de volumes mais próximos
dos valores de projeto.
Para a Dimensão 2, registrou-se uma preocupação com relação ao
aproveitamento do capital humano (definido aqui como o conjunto de
funcionários de cada refinaria).
Dentro dessa perspectiva, aspectos
relacionados à produtividade por empregado se apresentariam como
indicativos indiretos, por exemplo, do grau de automação de uma determinada
unidade.
Para a Dimensão 3, observou-se uma preocupação relacionada à
localização
das
unidades
industriais
em
mercados
deficitários
ou
superavitários. Nesse raciocínio, regiões de demanda não satisfeita estariam
mais propensas a investimentos futuros.
7.3.3 – VARIÁVEIS COMPONENTES DA ANÁLISE
Tendo sido apresentadas as dimensões explícitas (associadas aqui
ao aspecto teórico relacionado) e tácitas (relacionadas à opinião de
profissionais do segmento, sob a forma não codificada), apesar da existência
de algum grau de subjetividade na consideração (utilizar ou não a base teórica,
aceitar ou não as opiniões e fazer uma elaboração própria das variáveis),
salienta-se que foram levados em consideração problemáticas inerentes à
tendências da atividade de refino no mundo, além do desenvolvimento de entrevistas com
127
atividade de refino.
Dentre estas, observam-se a questão da escala e da
diversidade dos processos90/grau de automação, assim como o fator mercado.
Sugerem-se, portanto, como componentes da análise:
7.3.3.1 – Dimensão 1 (Posicionamento Tecnológico)
1. Capacidade de Destilação Equivalente – CDE
(bpd, Calculada no ANEXO IV, segundo o Cap. IV)
Possibilita a comparação de refinarias com diferentes unidades
instaladas
(layouts
distintos)
e
faixas
de
capacidades,
fornecendo, ainda, um valor indireto do capital imobilizado de
cada planta industrial (vide Cap. IV, item 4.3.1), viabilizando
considerações sobre densidade tecnológica (e de capital91) a
partir do conceito de complexidade, e dos valores de capacidade
efetiva.
2. Dependência de Óleo Importado – DOI
(base percentual, GRÁFICO 5.4):
Demonstra a capacidade da refinaria em processar óleos segundo
a origem92 e traduz uma maior ou menor exposição da refinaria a
alterações no cenário econômico internacional como variações na
cotação do petróleo, efeitos sazonais de preço ou flutuações
abruptas no câmbio.
3. Produção de Cortes Nobres93 – PCN
(base percentual, TABELA 5.2)
Demonstra a capacidade da refinara em produzir derivados de
maior valor agregado.
4. Capacidade Ociosa – CO
(base percentual, TABELA 5.4)
Possibilita levar em consideração o aproveitamento da economia
de escala inerente à atividade de refino, fundamental para
pesquisadores do setor.
90
Várias dezenas de unidades de processo, dependendo da refinaria.
91
Assume-se, nesse sentido, uma dependência linear entre capital e tecnologia.
92
Os óleos nacionais, por serem pesados requerem, em geral, mais unidades do tipo “fundo de
barril” para a produção de cortes mais leves e nobres.
93
Definidos conforme TABELA 5.2.
128
unidades de escala reduzida e a existência de alguma flexibilidade
no caso da necessidade de aumento da carga a ser processada
(para o caso de unidades de escalas maiores).
7.3.3.2 – Dimensão 2 (Aspecto Humano/Organizacional)
1. Produtividade (por empregado) – P
Calculada com base no ANEXO IV (valores de cargas
processadas) e TABELA 5.1 (distribuição da mão de obra).
Relação entre a carga processada e o número de empregados da
refinaria. Além de possibilitar uma comparação com relação ao
aproveitamento da mão de obra no parque nacional, fornece uma
medida indireta do grau de automação de cada unidade.
7.3.3.3 – Dimensão 3 (Localização Geográfica)
Caracterização do mercado – M
(natureza binária)
Leva em consideração o posicionamento da refinaria em mercados
deficitários (D) ou superavitários (S), de acordo com análise entre a
oferta e a demanda de derivadas desenvolvida pala ANP (FIGURA
5.4).
7.3.4 – NECESSIDADE DE NORMALIZAÇÃO
Devido às escalas das unidades das variáveis analisadas diferirem
(ordem
de
grandeza
representada
por
valores
percentuais,
bpd
bpd/empregado), houve a necessidade de normalizá-las para que
obtivessem resultados mais consistentes.
ou
se
Optou-se por utilizar a variável
normal padrão, definida como o quociente entre a diferença da variável e a
média observada para todas as refinarias e o desvio padrão associado.
Salienta-se que, muito embora se tenha optado por utilizar este
recurso para efeito de normalização, não há qualquer relação entre esta
estratégia e a necessidade de as variáveis estudadas precisarem apresentar
uma distribuição normal (o que seria muito pouco razoável, dado que a
performance, não deveria apresentar esta conotação). Nesse sentido outras
normalizações (divisão pelo total observado de cada variável, divisão pelo
129
maior valor encontrado, dentre outras) seriam pertinentes, oferecendo os
mesmos resultados comparativos.
7.4 – AGRUPAMENTO DAS REFINARIAS POR SIMILARIDADE
Dentro da perspectiva de avaliação (de performance) das refinarias
do parque nacional, optou-se por identificar, numa segunda etapa, que
refinarias apresentariam características comuns, levando em consideração as
variáveis eleitas para a análise.
7.4.1 – TRATAMENTO ESTATÍSTICO
Numa tentativa de investigar semelhanças e diferenças entre
refinarias, considerando o conjunto de variáveis proposto, buscou-se agregálas em grupos (Clusters) sucessivos de tamanhos crescentes. Dentro desta
perspectiva, o grau de similaridade entre os elementos analisados decresce
com o tamanho do grupo, até que se tenha apenas um conjunto, representado
pelo parque de refino brasileiro, com suas doze unidades de processamento,
razoavelmente distintas entre si.
Utilizou-se para tal o programa Statistica 5.0® como plataforma,
valendo-se da ferramenta Tree Clustering, optando-se pela escolha da medida
das distâncias Euclidianas (como representativo da similaridade entre as
refinarias) devido ao fato de ser a alternativa mais indicada (STATSOFT, 1995)
para o tratamento de problemas de agrupamento multi-variável.
Finda esta etapa, cada elemento (refinaria) representa seu próprio
cluster, sendo que sua similaridade é definida de acordo com a opção
escolhida (no caso, medida das distâncias Euclidianas). Entretanto, uma vez
que diversos objetos tenham sido agrupados (por estarem próximos uns dos
outros em relação às variáveis analisadas), determinar, sucessivamente quão
próximos são esses grupos (para reagrupá-los) é um problema criterioso.
Com relação ao critério de agrupamento utilizou-se o Método de
Ward (WARD, 1963 apud STATSOFT, 1995).
7.5 – PROPOSIÇÃO DE TIPOLOGIA
Finda a etapa de investigação da similaridade entre refinarias com
relação às variáveis eleitas para a análise a partir da obtenção do diagrama de
130
árvore (dendrograma) para o parque de refino brasileiro, propôs-se agrupar
estas unidades num número reduzido de conjuntos.
7.5.1 – GRUPOS
Devido à pequena dimensão do universo analisado (12 refinarias),
buscou-se dividir o parque de refino num número reduzido de grupos (clusters),
para que suas características fossem avaliadas sob a perspectiva de conjunto.
Optou-se, dessa maneira, pela conveniência da proposição de
quatro grupos distintos (Classes I, II, III e IV), com o intuito de apresentar um
antagonismo mais claro entre as características das refinarias constituintes das
Classes I e IV e posições intermediárias para aquelas da Classe II e III.
7.5.2 – TRATAMENTO ESTATÍSTICO
Novamente, utilizou-se o mesmo programa, valendo-se desta vez da
ferramenta K-means clustering para dividir o parque de refino brasileiro em 4
grupos (K = 4).
A lógica computacional embutida nesta etapa do desenvolvimento
da análise estatística jaz no compromisso de minimizar a variabilidade dentro
dos grupos, maximizando a variabilidade entre eles. Dentro desta perspectiva,
são efetuados testes ANOVA94, onde sua significância avalia diferenças dentro
e entre os grupos analisados, partindo da hipótese de que estes são diferentes
entre si. Dessa maneira, com o objetivo de conseguir resultados significativos,
a ferramenta move os elementos (no caso, as refinarias) para dentro e para
fora dos grupos, até que o compromisso seja atingido.
7.6 – CONSIDERAÇÕES SOBRE A MACRE
Conforme descrito nos objetivos do capítulo, torna-se necessário
apresentar as limitações relacionadas à proposição da metodologia descrita,
para que seus resultados não sejam tomados de maneira absoluta.
Identificam-se assim:
1. Teor preliminar;
2. Caráter estático e
94
Do inglês Analisys of Variance.
131
3. Pequeno rigor no tratamento do fator mercado.
Pode-se caracterizar a metodologia proposta por um caráter
preliminar, principalmente, com relação às variáveis eleitas. Salienta-se, nesse
sentido, que a falta de informações (principalmente devido ao seu caráter
confidencial) relacionadas a outros elementos técnicos e gerenciais pertinentes
como eficiência na utilização de energia ou na manutenção; margem
operacional ou custos de processamento discriminados por refinaria dificulta
quaisquer estudos que se proponham a desenvolver análises baseadas em
dados de acesso público.
Com relação ao elemento tempo, cabe discutir que apesar do
objetivo do trabalho estar relacionado com o momento pós-abertura do
mercado, o tratamento dos dados no período imediatamente anterior (ano de
2001) apesar de registrar as características mais recentes é empobrecido se
comparado com análises que considerem séries históricas das variáveis
propostas. Cabe no entanto afirmar que a possibilidade de proceder a uma
análise no tempo pressupõe o acesso às informações pertinentes o que, mais
uma vez, pode representar problemas de privilégio.
Finalmente, com relação ao tratamento do balanço oferta/demanda
de derivados, assume-se uma simplicidade na abordagem, considerando
apenas características gerais na classificação dos mercados atendidos pelas
refinarias do parque nacional. Vale salientar, todavia, que uma análise mais
estruturada dependeria da determinação das áreas de atuação de cada
unidade (o que na prática difere do modelo de macro-regiões proposto pela
ANP), para que se desenvolvessem balanços nesses mercados específicos (o
que demandaria análise no nível de bases de distribuição). Quaisquer outras
formas de tratamento dessa questão embutem uma arbitrariedade na região de
incidência
dessas
unidades,
tornando
questionável
a
viabilidade
do
atendimento de uma determinada área pelo crescimento (ou até mesmo pela
implantação – que não é abordada nesse estudo) de uma refinaria, dado que
suas respectivas malhas dutoviárias foram projetadas para suprir as
necessidades logísticas das suas áreas específicas de atuação.
132
CAPÍTULO VIII
ANÁLISE DOS RESULTADOS
A
partir
da
interpretação
dos
resultados
previstos
no
desenvolvimento na MACRE (capítulo anterior), torna-se possível iniciar uma
discussão sobre as semelhanças entre as refinarias analisadas (GRÁFICO 8.1)
e diferenças entre as quatro classes propostas (TABELAS 8.2, 8.3, 8.4 e 8.5),
atentando para a comparação dos clusters obtidos (GRÁFICO 8.2).
A
133
B
Distância de ligação
Similaridade
GRÁFICO 8.1 – Gráfico de árvore (dendrograma) do parque de refino brasileiro
Fonte: Elaboração própria.
Pôde-se observar que o produto do agrupamento dos elementos
analisados refletiu a criação de conjuntos distintos, com relação às dimensões
inversas (distância de ligação e similaridade) investigadas pela ferramenta
utilizada.
Constata-se, primeiramente, a criação de dois conjuntos bastante
distintos (A e B) envolvendo refinarias componentes com características
semelhantes.
Dentro de cada um desses conjuntos, revelaram-se alinhamentos
entre REMAM, RECAP e REFAP (mais proeminente para as duas primeiras);
MANGUNHOS e RPI; RLAM, REDUC, REGAP e RPBC (com as duas primeiras
e as duas últimas se apresentando mais próximas entre si) e, finalmente,
REPLAN, REVAP e REPAR (sendo que, no seu respectivo grupo, as duas
últimas se apresentaram com mais características em comum).
Conforme sugerido na Seção 7.5, procedeu-se o agrupamento das
refinarias em quatro classes, de acordo com as variáveis analisadas.
Apresenta-se, a seguir uma discussão das características gerais de cada um
dos clusters, com base nos valores médios observados (GRÁFICO 8.2).
134
Variação normal padrão
Classes
I
II
III
IV
GRÁFICO 8.2 – Comparação entre as classes propostas
Fonte: Elaboração própria.
Obs. 1 – A letra N ao final de cada variável é apenas um indicativo da sua normalização;
Obs. 2 – Devido à natureza binária da variável mercado, ela não está representada neste
gráfico.
8.1 – REFINARIAS CLASSE IV
TABELA 8.1 − Refinarias Classe IV
Fonte: Elaboração própria.
Representantes do status mais desfavorável, as refinarias Classe IV
(MANGUINHOS e RPI – TABELA
8.1) devem ser observadas como os
agentes que, provavelmente, serão mais afetados pela flexibilização do
135
monopólio, no que concerne à liberação da importação de derivados, nos
atributos da lei n.º 9.478 e da portaria ANP n.º IV.
Estas unidades apresentam os menores valores observados com
relação à Capacidade de Destilação Equivalente sendo, conseqüentemente
caracterizadas por um conjunto de unidades de processo pouco complexo (o
que reflete uma incapacidade de processar petróleos pesados no sentido de
maximizar a produção em cortes mais nobres, numa escala mais rentável);
pouca incidência de capacidade ociosa que, longe de ser um fator de melhor
aproveitamento das economias de escala, por ventura, geradas, reflete sua
“condição de existência”; elevada dependência de petróleo importado,
evidenciando a incapacidade das suas unidades em processar óleos nacionais
pesados e caracterizando sua exposição a eventuais flutuações na cotação da
commodity no mercado internacional ou ainda a variações no câmbio
(particularmente desfavorável em momentos de elevada volatilidade, como
crises econômicas internacionais ou perspectivas de conflitos), além de
reduzida produtividade por empregado com relação à carga processada, o que
evidencia um grau de automação incipiente.
Salienta-se ainda que ambas se apresentam próximas das áreas de
atuação de concorrentes que produzem gasolina (seu principal produto) em
grande quantidade (no caso de Manguinhos, a REDUC) ou recentemente e
com perspectivas promissoras (no caso da RPI, a COPESUL).
Nesse sentido, as refinarias privadas apresentar-se-iam como as
unidades menos competitivas do parque (pior performance), estando menos
susceptíveis a investimentos estrangeiros (com relação à integração das
atividades de E&P e refino) e mais sensíveis (em função da sua baixa
competitividade) à importação de
derivados por parte de empresas
distribuidoras.
Vale ainda ressaltar que o interesse externo no que concerne uma
política de investimentos nas refinarias privadas se mostra menos provável
dado que, em virtude do seu porte e importância (estratégica) para suas
empresas controladoras (Grupo Peixoto de Castro/Repsol-YPF e Grupo
Ipiranga), a atividade se caracteriza como chave para sua manutenção e
perspectiva de crescimento no mercado de derivados, ficando descartada,
dessa forma, a possibilidade de desenvolvimentos de eventuais parcerias.
136
8.2 – REFINARIAS CLASSE III
TABELA 8.2 − Refinarias Classe III
Fonte: Elaboração própria.
Representantes de um status intermediário de baixa performance, as
refinarias Classe III (REMAM, RECAP e REFAP – TABELA 8.2) são
caracterizadas por uma associação de baixa complexidade dos seus processos
e pequena escala (CDE pequeno).
Apresentam-se ainda razoavelmente
dependentes de óleo importado (o que poderia explicar uma produção
concentrada em cortes mais nobres), trabalhando com valores consideráveis
de capacidade ociosa (o que tende a ser desfavorável em plantas de baixa
CDE) num grau de automação intermediário.
Nesse
sentido,
tornam-se
expostas
às
ameaças
externas
(particularmente no caso da REMAM, no tocante à importação de derivados,
em princípio pelo, interesse e proximidade da área de atuação da PDVSA) ou à
concorrência interna, no caso da RECAP pela proximidade da área de atuação
da Petroquímica União, SP, no que concerne ao mercado de gasolina.
É possível esperar, portanto, uma ausência de interesse de
eventuais grupos privados nacionais ou estrangeiros na aquisição ou troca de
ativos (swap) dessas refinarias.
Em contrapartida, no que diz respeito à
PETROBRAS, enquanto proprietária da RECAP, existe alguma possibilidade
de
investimentos,
uma
vez
que
apesar
dos
problemas
ressaltados
anteriormente, a tendência crescente da ampliação do mercado de São Paulo
pode justificar desembolsos futuros.
Em relação à REMAM, investimentos
semelhantes só se apresentariam justificáveis caso o descobrimento de novas
reservas terrestres, principalmente nas proximidades das regiões de Urucu ou
Coari, AM, fossem anunciadas.
Com relação à recente operação de troca de ativos entre a
PETROBRAS e a REPSOL-YPF no caso da REFAP, salienta-se, entretanto
que a proximidade das áreas de atuação dessas companhias e o particular
interesse da estatal brasileira na expansão das suas atividades na Argentina
137
(Planejamento Estratégico PETROBRAS, 2001) foram muito mais influentes na
tomada de decisão do que um eventual interesse da companhia argentina na
refinaria gaúcha em função da sua performance.
Vale a pena registrar que muito embora REMAM e REFAP estejam
localizadas em mercados deficitários em relação à produção de derivados
(FIGURAS 5.4 e 8.1), provavelmente sua performance tenderia a se apresentar
como fator limitante no aproveitamento de oportunidades relacionadas à
ampliação da oferta de derivados.
Estudos posteriores apresentar-se-iam
valiosos no sentido de avaliar (quantitativamente) seu grau de exposição à
opção de importação por parte de empresas distribuidoras atuantes nas suas
respectivas regiões.
8.3 – REFINARIAS CLASSE II
TABELA 8.3 − Refinarias Classe II
Fonte: Elaboração própria.
Representantes de um status intermediário, as refinarias Classe II
(RLAM, REDUC, REGAP e RPBC – TABELA 8.3) devem ser observadas como
os agentes que, a princípio tenderiam a ser interessantes candidatos a
propostas
de
ampliação
financiadas
por
acordos
bilaterais
entre
a
PETROBRAS e eventuais grupos internacionais participantes das rodadas de
licitação de blocos de exploração e produção, num momento em que a
produção de óleo no país se concretize.
138
Este grupo apresenta elevados valores de Capacidade Destilação
Equivalente e pequena incidência de capacidade ociosa, que pode ser
interpretado como um elevado grau de aproveitamento da escala. Entretanto,
uma capacidade reduzida de produção de cortes nobres e a baixa
produtividade por empregado representam necessidade de adequação futura
às características do óleo nacional.
Com relação à dimensão localização geográfica, observa-se que
todas as refinarias se apresentam instaladas próximas a áreas produtoras
(REGAP, RPBC e REDUC, ao Estado do Rio de Janeiro; RLAM à região do
recôncavo), apesar de apenas a refinaria baiana fazer parte de um mercado
deficitário em derivados.
8.4 – REFINARIAS CLASSE I
TABELA 8.4 − Refinarias Classe I
Fonte: Elaboração própria.
Em posição de destaque na tipologia proposta, as refinarias Classe I
(REPLAN, REVAP e REPAR, TABELA 8.4) se apresentam como unidades
eficientes na produção de derivados, seja em relação ao binômio escala –
conjunto de unidades instaladas (CDE), ou no que concerne à produção de
cortes nobres, mediante uma elevada produtividade por empregado. Salientase ainda sua elevada capacidade de processamento de óleo nacional (pesado)
e a presença de alguma capacidade ociosa (principalmente na REPLAN) para
absorver uma eventual necessidade de aumento no processamento de óleo.
139
Pode-se observar que o grupo formado pelas três refinarias citadas
apresenta-se promissor no que concerne à superação dos desafios da
atividade de refino (maximização da produção de cortes nobres a partir de
óleos pesados a custos competitivos) dada sua posição com relação às
dimensões mensuradas.
Assim sendo, é de se esperar que eventuais investimentos por parte
de empresas concessionárias da atividade de E&P se dirijam a este grupo de
unidades, caso se verifique o movimento de integração descrito anteriormente.
A própria estatal tem concentrado esforços (e recursos) no
desenvolvimento ou na importação de tecnologia para essas refinarias, uma
vez que as mesmas, como evidenciado, representam o destaque da atividade
no país, apresentando características favoráveis ao alcance dos objetivos da
empresa no que tange aos aspectos relacionados ao downstream da indústria
de petróleo no Brasil.
Por fim, numa tentativa de resumir os resultados da análise
comparativa, procurando integrar as dimensões relativas à competitividade
(tipologia), susceptibilidade a eventuais parcerias por parte das concessionárias
de E&P e localização geográfica, construíram-se a TABELA 8.5 e a FIGURA
8.1.
TIPOLOGIA
PROPOSTA
Liberação da
importação de
derivados
Altamente
Susceptibilidade a
parcerias
CLASSE IV
sensíveis
Não susceptíveis
CLASSE III
Sensíveis
Baixa
CLASSE II
Pouco sensíveis
Moderada
CLASSE I
Indiferentes
Elevada
TABELA 8.5 − Dimensões investigadas pela tipologia proposta
Fonte: Elaboração própria.
140
`
REMAM
RLAM
(1956)
42.703 bpd
(1950)
283.710 bpd
REGAP
(1968)
140.393 bpd
REPLAN
(1972)
304.184 bpd
REDUC
(1961)
222.289 bpd
REPAR
(1977)
175.491 bpd
MANGUINHOS
(1954)
14.500 bpd
REFAP
(1968)
175.491 bpd
REVAP
(1980)
210.589 bpd
RPI
(1937)
12.581 bpd
RECAP
(1954)
42.118 bpd
RPBC
(1955)
157.942 bpd
Legenda:
Classe IV
REFINARIA
Classe III
(Partida)
Carga
Processada (2001)
Classe II
Mercado deficitário N/NE
Classe I
Propensão a
movimentos de
integração
FIGURA 8.1 – Tipologia
Fonte: Elaboração própria.
Mercado deficitário S
Mercado superavitário CO/SE
141
CAPÍTULO IX
CONCLUSÕES
Com relação à atividade de refino, tendo em vista a nova realidade
da política regulatória para o setor de óleo e gás no país (sedimentada pelo
modelo de abertura do mercado de derivados), findo o período de transição,
espera-se, dentro dos objetivos de promover uma maior competição entre os
agentes participantes (Importadores, Formuladores, Refinarias e CMPs) que a
diversidade de alternativas quanto à origem dos suprimentos seja ampliada a
partir da flexibilização do monopólio (Capítulo III).
Pôde-se observar,
entretanto, que em função da extensão da atuação da PETROBRAS no
segmento de refino no país, eventuais pressões por parte dos participantes
descritos se apresentariam, a princípio, marginais (Capítulos V e VI).
Mostrou-se ainda que, a partir da análise da estrutura da indústria de
refino brasileira (Capítulo VI), provavelmente, empresas multinacionais da
indústria do petróleo concessionárias de atividades de E&P e atuantes na
distribuição de derivados apresentar-se-iam como os potenciais entrantes de
maior peso, haja vista, principalmente, a possibilidade de um eventual
movimento de integração para frente que consolidaria uma atuação integrada
em território nacional.
Dentro dessa perspectiva, assumindo o refino como uma atividade
de importância estratégica mediana para a estatal brasileira e levando-se em
consideração a atual situação político-econômica do país (elevação do risco
Brasil e o risco regulatório associado a uma eventual intervenção do Estado no
mercado de derivados de petróleo), torna-se possível levantar a hipótese de
que investimentos por parte de empresas nacionais ou estrangeiros na
construção de novas plantas seriam protelados. Assim, demonstrou-se (ao
longo do capítulo VI) que a solução mais provável para o atendimento da
escalada da demanda nacional por produtos oriundos da referida atividade
estaria relacionada ao desenvolvimento de acordos entre os entrantes
mencionados e a PETROBRAS.
A partir do desenvolvimento de uma metodologia de comparação
entre as refinarias do parque brasileiro, mediante adoção de variáveis
pertinentes (Capítulo VII), pôde-se verificar, com vistas à análise da tipologia
(Capítulo VIII) dela proveniente – refinarias Classe I a IV – uma propensão
142
diferencial por parte destas unidades quanto à possibilidade de estruturação
destes acordos.
Ressalta-se, desta maneira que o grupo formado por
REPLAN, REVAP e REPAR (Classe I) se apresentaria como o representante
da vanguarda da atividade de refino no país, constituindo-se, provavelmente,
como um alvo em potencial de investimentos por parte das multinacionais
concessionárias das atividades de upstream.
Em contrapartida, observou-se a posição desfavorável ocupada
pelas refinarias privadas (Manguinhos e RPI – Classe IV) caracterizada,
principalmente, pela sua escala reduzida e pelo conjunto de unidades de
processamento pouco complexo que, associadas à elevada dependência de
petróleo importado, tendem a diminuir a sua competitividade.
Ressalta-se ainda, que o conjunto formado por RACAP, REMAM e
REFAP (Classe II) apresenta-se representante de um perfil intermediário
(embora de baixa performance) no âmbito do parque nacional, sendo REGAP,
RPBC, RLAM e REDUC (Classe III) exemplares de refinarias com boas
perspectivas de incremento de competitividade.
Por fim, respeitadas as limitações da metodologia proposta,
observou-se a possibilidade de integração de elementos técnicos numa análise
de cunho gerencial da indústria do refino. Nesse sentido, comenta-se que,
apesar da particular dificuldade em justapor esferas tradicionalmente
estanques, contribuições dessa natureza, no âmbito de outros segmentos da
indústria
do
petróleo,
apresentar-se-iam
demasiadamente
úteis
no
entendimento mais amplo de atividades estratégicas da indústria nacional.
143
SUGESTÕES
Tomando por base o estudo desenvolvido nesta dissertação, é
possível afirmar que o entendimento do setor nacional de óleo e gás seria em
muito favorecido, caso houvesse interesse e incentivos no sentido da
orientação de outros trabalhos que cobrissem com algum grau de detalhe os
demais elos ou atividades afins (logística e regulação) de sua cadeia produtiva.
Dessa maneira, contribuições investigativas nas atividades de E&P e
distribuição tornar-se-iam de grande valia no mapeamento dos acontecimentos
e inovações ou no desenvolvimento de avaliações técnico-gerenciais mais
amplas, tendo como pano de fundo o panorama nacional do setor.
Fugindo um pouco da idéia fechada de indústria do petróleo e
buscando horizontes mais holísticos, certamente seria interessante atentar
para metodologias que buscassem comparações entre CMPs, na tentativa de
integrar a petroquímica numa análise conjunta.
Dados, profissionais
competentes e um rico campo para estudos, de certo, não faltariam.
Havendo suporte de Agências (ANP, ANEEL, etc.) ou de organismos
de fomento competentes (CNPq, CAPES, FAPERJ, FAPESP, dentre outros),
disposição e massa crítica para a atividade de gerenciamento, poder-se-ia
pensar na direção de um projeto integrado, com teses, trabalhos de pósgraduação (e por que não projetos de fim de curso?) partindo de uma data
acertada pelas referidas partes, no objetivo (ou utopia) de traçar tendências
(com algum rigor e confiabilidade) para o futuro das atividades da indústria
nacional.
Saliento ainda que, apesar da tentativa referente à abordagem do
segmento de refino ter sido apresentada no presente trabalho, não faz parte
das minhas pretensões (nem da falsa modéstia própria) o objetivo de esgotar o
assunto, devido às limitações do estudo desenvolvido (caráter estático,
dificuldade na aquisição de dados, etc.), minha experiência (estritamente
acadêmica) no setor e à complexidade do assunto.
Por fim, espero que a tentativa tenha se mostrada fortuita e que, se
interessante, venha a despertar o interesse e disposição na confecção de
contribuições afins.
“O País foi capaz de formular estratégias que o aproximam cada vez
mais da auto-suficiência em petróleo e certamente encontrará (na experiência e
144
na pesquisa) métodos semelhantes que apontem os melhores caminhos para
aproveitar este importante recurso natural (SEIDL e MAGALHÃES, 2001)”.
Críticas ao presente trabalho ou tentativas na elaboração de outros,
certamente contribuirão neste sentido.
A sociedade agradece.
145
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152
ANEXOS
153
ANEXO I – CONCESSÕES DA ANP NA TERCEIRA RODADA DE
LICITAÇÕES (2001)
EMPRESA
BLOCO95
(PARTICIPAÇÃO)
BACIA
Área
(UF)
(Km2
)
Pan Canadian (100%)
BM-PAMA-2
Pará-Maranhão (PA/MA)
2.308
Phillips (100%)
BM-PAMA-3
Pará-Maranhão (PA/MA)
1.667
PETROBRAS (100%)
BM-BAR-1
Barreirinhas
2.435
PETROBRAS (100%)
BM-CE-1
Ceará (CE)
1.281
PETROBRAS (100%)
BM-CE-1
Ceará (CE)
1.153
Ranier (100%)
BT-POT-5
Potiguar (RN)
459
Koch (100%)
BT-POT-6
Potiguar (RN)
128
Koch (100%)
BT-POT-7
Potiguar (RN)
499
Samson (55%)/Ipiranga (45%)
BT-REC-4
Recôncavo (BA)
347
Petroserv (100%)
BT-REC-5
Recôncavo (BA)
451
Samson (55%)/Ipiranga (45%)
BT-REC-6
Recôncavo (BA)
358
BM-CAL-5
Camamu-Almada
1.119
BM-CAL-6
Camamu-Almada
1.117
PETROBRAS (100%)
BM-J-1
Jequitinhonha
1.115
PETROBRAS (65%)/El Paso (35%)
BM-ES-5
Espírito Santo (ES)
1.087
El Paso (100%)
BM-ES-6
Espírito Santo (ES)
1.091
Wintershall (100%)
BM-ES-7
Espírito Santo (ES)
1.090
Esso (40%)/PETROBRAS (30%)/Kerr-McGee (30%)
BM-ES-9
Espírito Santo (ES)
2.165
Esso (40%)/PETROBRAS (30%)/Kerr-McGee (30%)
BM-ES-10
Espírito Santo (ES)
2.158
Phillips (100%)
BM-ES-11
Espírito Santo (ES)
2.159
PETROBRAS (100%)
BM-ES-12
Espírito Santo (ES)
121
BM-C-14
Campos (RJ)
1.882
Ocean (65%)/Amerada Hess (35%)
BM-C-15
Campos (RJ)
1.999
PETROBRAS (100%)
BM-C-16
Campos (RJ)
1.768
Wintershall (100%)
BM-C-19
Campos (RJ)
1.077
PETROBRAS (70%)/Queiroz Galvão (30%)
BM-S-12
Santos (SP)
2.059
El Paso (100%)
BM-S-13
Santos (SP)
1.400
Wintershall (100%)
BM-S-14
Santos (SP)
1.407
Maersk (100%)
BM-S-15
Santos (SP)
1.411
PETROBRAS (50%)/Enterprise (25%)/Statoil (25%)
BM-S-17
Santos (SP)
1.611
YPF (50%)/Enterprise (25%)/Statoil (25%)
BM-S-19
Santos (SP)
2.075
PETROBRAS (80%)/Petrogal (20%)
BM-S-21
Santos (SP)
2.075
Amerada Hess (80%)/Ocean (20%)
BM-S-22
Santos (SP)
2.769
PETROBRAS (100%)
BM-S-34
Santos (SP)
2.788
PERTROBRAS (45%)/Queiroz Galvão (18,34%)/Petroserv
(18,33%)/El Paso (18,33%)
PERTROBRAS (45%)/Queiroz Galvão (18,34%)/Petroserv
(18,33%)/El Paso (18,33%)
Total Fina Elf (30%)/PETROBRAS (25%)/Enterprise
(22,5%)/Shell (22,5%)
Bloco operado por empresa multinacional
Fonte: GAZETA MERCANTIL – Balanço Setorial (2002).
95
BT: Bloco terrestre; BM: Bloco marítimo.
154
ANEXO II – LEGISLAÇÃO DE PREÇO PARA GASOLINA COMUM
Gasolina Comum96
Descrição
Parcelas
A. Custo da Gasolina “A” no produtor
A
B. Custo do transporte dutoviário e/ou
B
cabotagem97
C. (CIDE)
C
D. Preço de faturamento da Gasolina “A”,
sem ICMS, no produtor
D = A + B +C
E. ICMS98 no produtor
E = [(D/(1-ICMS%)] – D
F. ICMS distribuição e revenda a menos da
F = [(A+C)/(1-ICMS%)]-[(A+C)*(1+ICMS%ST)] - E
substituição tributária (ST)
G. Preço de venda da Gasolina “A” no
G=D+E+F
produtor
H. Custo do álcool etílico anidro combustível
H
(AEAC)
I. Frete de coleta de álcool
I
J. Custo do AEAC com frete
J=H+I
L. Custo da Gasolina Comum “C”
L = G*(1-AEAC%) + J*AEAC%
M. Fretes (transferência e/ou entrega)
M
N. Margem de distribuição
N
O. CPMF na distribuição
O = (L + M + N)*CPMF%
P. Preço de faturamento da distribuidora
P=L+M+N+O
Q. Margem de revenda
Q
R. CPMF na revenda
R = (P+Q)*CPMF%
S. Preço da Gasolina Comum “C” ao
S=P+Q+R
consumidor (final)
Fonte: Estrutura da formação dos preços, ANP (2002b).
96
A gasolina comum, vendida nos postos revendedores, consiste em uma mistura composta
por gasolina “A” e álcool etílico anidro combustível (AEAC). De acordo com a portaria n.º 589,
de 10/12/2001, do Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento, o atual percentual de
AEAC é de 24% em base volumétrica.
97
Transporte naval.
98
Alíquotas e margens de valor agregado estabelecidas pelos governos estaduais.
155
ANEXO III – ESTIMATIVA DE DESPESA COM IMPORTAÇÃO DE
ÓLEO
1999
Processamento de Petróleo
REFINARIA
Importado(bep)
REMAM
RLAM
Estimativa de Gastos
Total(bep)
CP
c/Importação (US$)
1.007.356 19,36%
4.195.257 80,64%
5.202.612 0,90%
16.933.646
13.447.220 19,11%
56.910.879 80,89%
70.358.099 12,15%
226.047.769
REGAP
RPBC
Nacional(bep)
868.103 1,75%
48.656.691 98,25%
49.524.794 8,55%
14.592.816
3.398.549 5,79%
55.340.273 94,21%
58.738.822 10,15%
57.129.613
634.098 4,81%
12.548.809 95,19%
13.182.906 2,28%
10.659.183
RECAP
REPLAN
31.179.628 28,99%
76.380.220 71,01% 107.559.848 18,58%
524.129.547
REVAP
13.664.022 18,96%
58.386.473 81,04%
72.050.495 12,44%
229.692.207
REDUC
38.493.010 48,15%
41.444.324 51,85%
79.937.335 13,81%
647.067.506
4.055.120 99,02%
40.298 0,98%
4.095.419 0,71%
68.166.574
REPAR
20.596.958 29,37%
49.542.737 70,63%
70.139.695 12,11%
346.234.868
REFAP
535.085.670
MANGUINHOS
31.831.390 72,76%
11.916.464 27,24%
43.747.854 7,56%
RPI
3.927.443 88,84%
493.541 11,16%
4.420.983 0,76%
66.020.310
Privadas
7.982.563 93,73%
533.839 6,27%
8.516.402 100,00%
134.186.884
PETROBRAS
155.120.335 27,19% 415.322.126 72,81% 570.442.461
2.607.572.825
TOTAL
163.102.898 28,17% 415.855.966 71,83% 578.958.863
2.741.759.710
Brent(US$/Barril)
16,81
Cotação média do ano
Fonte: Secretaria de Comércio Exterior (SECEX) – Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio;
Refinarias do Sistema PETROBRAS e particulares, conforme Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c);
CP: Capacidade de processamento em relação à capacidade efetiva (processada) no parque.
Obs. 1 – O preço do petróleo do tipo Brent é FOB (free on board) em dólares no valor corrente;
Obs. 2 – Os gastos com importação por refinaria são aproximados, dado que os petróleos importados, na
grande maioria das vezes não são do tipo Brent, mas mixes de tipos distintos e as variações de cotação dos
diferentes tipos no mercado internacional podem causar diferenças nos valores totais.
2000
Processamento de Petróleo
REFINARIA
Importado(bep)
REMAM
RLAM
1.319.763
Nacional(bep)
Total(bep)
Estimativa de Gastos
CP
c/Importação (US$)
11,46% 10.200.985 88,54% 11.520.748 1,95%
39.012.183
10.136.943 16,14% 52.655.347 83,86% 62.792.290 10,62%
299.648.028
REGAP
292.938
0,60%
48.309.298 99,40% 48.602.236 8,22%
8.659.238
RPBC
1.800.554
3,05%
57.261.642 96,95% 59.062.195 9,99%
53.224.363
974.204
6,41%
RECAP
14.217.634 93,59% 15.191.838 2,57%
28.797.465
23.062.685 19,05% 97.974.999 80,95% 121.037.684 20,46%
681.732.965
REVAP
9.670.415
285.857.459
REDUC
35.799.047 52,60% 32.265.242 47,40% 68.064.289 11,51%
REPLAN
MANGUINHOS
4.242.791
11,69% 73.023.068 88,31% 82.693.483 13,98%
98,42%
68.003
1,58%
4.310.794
1.058.219.815
0,73%
125.416.891
REPAR
24.743.935 35,70% 44.558.131 64,30% 69.302.066 11,72%
731.430.727
REFAP
29.626.396 66,68% 14.803.611 33,32% 44.430.007 7,51%
875.756.274
RPI
4.401.052
98,04%
87.804
1,96%
4.488.856
130.095.085
Privadas
8.643.842
98,23%
155.808
1,77%
8.799.650 100,00%
PETROBRAS 137.426.878 23,58% 445.269.956 76,42% 582.696.834
TOTAL
146.070.720 24,70% 445.425.764 75,30% 591.496.484
Brent(US$/Barril)
0,76%
255.511.976
4.062.338.518
4.317.850.494
29,56
Cotação média do ano
156
ANEXO III – ESTIMATIVA DE DESPESA COM IMPORTAÇÃO DE
ÓLEO (CONTINUAÇÃO)
2001
Processamento de Petróleo
REFINARIA
Importado(bep)
Nacional(bep)
Estimativa de Gastos
Total(bep)
CP
c/Importação (US$)
REMAM
1.317.333 7,94%
15.275.132 92,06%
16.592.465 2,74%
34.250.655
RLAM
4.375.208 5,66%
72.930.938 94,34%
77.306.146 12,75%
113.755.409
REGAP
533.254 1,09%
48.480.542 98,91%
49.013.796 8,08%
13.864.611
RPBC
2.587.327 4,48%
55.144.719 95,52%
57.732.046 9,52%
67.270.502
RECAP
2.989.508 17,59%
14.006.059 82,41%
16.995.567 2,80%
77.727.210
REPLAN
29.365.329 24,60%
89.989.845 75,40% 119.355.174 19,68%
763.498.557
REVAP
11.576.419 13,94%
71.457.009 86,06%
83.033.427 13,69%
300.986.888
REDUC
36.090.280 51,73%
33.680.535 48,27%
69.770.815 11,50%
938.347.286
4.363.949 92,50%
353.722 7,50%
4.717.672 0,78%
113.462.680
REPAR
20.388.171 29,10%
49.684.689 70,90%
70.072.861 11,55%
530.092.458
REFAP
MANGUINHOS
27.962.419 73,88%
9.883.801 26,12%
37.846.220 6,24%
727.022.896
RPI
4.038.510 100,00%
- 0,00%
4.038.510 0,67%
105.001.257
Privadas
8.402.459 95,96%
353.722 4,04%
8.756.181 100,00%
218.463.936
PETROBRAS
137.185.249 22,95%
460.533.269 77,05% 597.718.517
3.566.816.471
TOTAL
145.587.708 24,01%
460.886.991 75,99% 606.474.699
3.785.280.408
Brent(US$/Barril)
26,00
Cotação média do ano
Fonte: Secretaria de Comércio Exterior (SECEX) – Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio;
Refinarias do Sistema PETROBRAS e particulares, conforme Dados Estatísticos Mensais, ANP (2002c);
Obs. 3 – Todas as observações e fontes relativas ao ano de 1999 se aplicam aos anos de 2000 e 2001.
157
ANEXO IV – UNIDADES INSTALADAS NO PARQUE DE REFINO NACIONAL
Capacidade de Carga (bpd)
Complexidade
REMAM
% Processamento
Complexidade
RLAM
% Processamento
Complexidade
REGAP
% Processamento
Complexidade
RPBC
% Processamento
Complexidade
RECAP
% Processamento
Complexidade
REPLAN
% Processamento
Complexidade
REVAP
% Processamento
Complexidade
REDUC
% Processamento
Complexidade
MANGUINHOS
% Processamento
Complexidade
REPAR
% Processamento
Complexidade
REFAP
% Processamento
Complexidade
RPI
% Processamento
Complexidade
Parque Brasileiro
% Processamento
Complexidade
2001/2002
Capacidade de Produção (bpd)
Destilação
Destilação
Coqueamento
Operações
Craqueamento
Reforma
Hidrocraq.
Hidrotrat.
(Atmosférica)
(vácuo)
Retardado
Térmicas
Catalítico
Catalítica
Catalítico
Catalítico
Alquilação
Pol./Dimeriz.
Aromáticos
Isomerização
Lubrificantes
Oxigenados
Hidrogênio
Asfalto
1
2
6
3,8
6
5
6
2
10
10
15
15
10
10
1
1,5
(Mcfd)
42.703
14.624
100,00%
34,25%
0,00%
0,00%
6,85%
2.925
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,58%
1.100
ICN
CDE
%CDE
1,0
0,7
0,0
0,0
0,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,1
91.151
1,25%
283.710
91.834
1.000
2.300
100,00%
32,37%
0,00%
0,00%
10,31%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
2,02%
0,00%
0,35%
0,81%
1,0
0,6
0,0
0,0
0,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,0
0,0
0,0
2,5
704.562
9,67%
140.393
70.781
19.012
8.000
6.000
100,00%
50,42%
13,54%
0,00%
25,00%
0,00%
0,00%
25,42%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
5,70%
4,27%
1,0
1,0
0,8
0,0
1,5
0,0
0,0
0,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
5,0
694.979
9,53%
157.942
83.028
30.418
55.572
10.529
29.249
2.925
100,00%
52,57%
19,26%
0,00%
35,19%
6,67%
0,00%
18,52%
1,85%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
18,99%
0,00%
1,0
1,1
1,2
0,0
2,1
0,3
0,0
0,4
0,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,0
6,4
1.010.331
13,86%
42.118
21.059
100,00%
50,00%
0,00%
0,00%
44,80%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
1,0
1,0
0,0
0,0
2,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
4,7
197.456
2,71%
304.184
140.393
29.249
2.057
28.000
4.000
100,00%
46,15%
9,62%
0,00%
29,81%
0,00%
0,00%
9,62%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,68%
9,20%
1,31%
1,0
0,9
0,6
0,0
1,8
0,0
0,0
0,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,0
4,7
1.417.552
19,45%
210.589
102.370
1.516
10.000
2.600
100,00%
48,61%
0,00%
0,00%
33,33%
0,00%
0,00%
36,11%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,72%
4,75%
1,23%
1,0
1,0
0,0
0,0
2,0
0,0
0,0
0,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,0
0,0
4,8
1.017.657
13,96%
222.289
75.480
46.798
10.529
12.806
1.234
10.000
2.300
100,00%
33,96%
0,00%
0,00%
21,05%
4,74%
0,00%
13,46%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
5,76%
0,56%
4,50%
1,03%
1,0
0,7
0,0
0,0
1,3
0,2
0,0
0,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,6
0,1
0,0
0,0
4,1
920.374
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0,0
2.600
3.000
100,00%
Fonte: Elaboração própria a partir de Oil & Gas Survey (2001), NELSON (1976) e JOHNSTON (1996).
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