O ano de 2015 deverá trazer, para a Petrobras, nova auto-suficiência, desta vez na produção de derivados de petróleo. Para isso, a companhia deve aportar investimentos estimados pelo mercado em US$ 40 bilhões, apenas na construção de cinco novas refinarias, das quais duas já estão com as obras em andamento – o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), com capacidade para produzir 150 mil barris diários de óleo pesado e a refinaria Abreu Lima (refinaria do Nordeste), em Pernambuco, para processamento de 200 mil barris diários. As outras três são uma unidade em Guamaré (RN), para produção de 30 mil barris diários de diesel, querosene de aviação e gás de cozinha (GLP), uma refinaria no Ceará, chamada de “Premium”, para produzir 300 mil barris/dia, e outra “Premium” no Maranhão, com capacidade de 600 mil barris diários, principalmente óleo diesel.
Os números revelados por Roberto Costa, diretor de Abastecimento da estatal, mostram que após revisão de preços para cima dos projetos do Comperj e da refinaria Abreu Lima, o valor a ser investido nas unidades do Ceará, Rio Grande do Norte, Pernambuco e Rio de Janeiro chegarão a US$ 26 bilhões. Analistas informam que, se custar US$14 bilhões, a unidade “gigante” do Maranhão fechará a conta nos US$ 40 bilhões. As “Premiuns” terão 60% de sua capacidade de produção dirigida para óleo diesel; o restante será voltado a uma mistura de óleos pesados e leves, empregando petróleo oriundo dos campos do pré-sal, como Tupi. O cronograma de entrada em operação das refinarias é 2010 para a do Rio Grande do Norte, 2012 para o Comperj e Pernambuco, e 2014 ou 2015 para as do Ceará e Maranhão.
José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras, afirma que a partir da construção das novas refinarias, a capacidade de refino passará de 1,9 milhão barris/dia para 3,6 milhões. Estimulado pelas descobertas dos megacampos de óleo e de gás na camada de pré-sal na bacia de Campos – Tupi, Júpiter e Carioca – ele diz que a meta estratégica é tornar a companhia uma das cinco maiores de energia do mundo. “Somos hoje, no ranking de todas as empresas de petróleo, a 14ª, a 15ª. Se pegarmos só as empresas com ações em Bolsa, somos a sétima”. Segundo ele, os megacampos já estão sendo perfurados e o teste de longa duração da produção em Tupi se dará a partir de março de 2009, para testar fluxo, capacidade de produção e coletar dados. “Em finais de 2010 devemos iniciar o projeto-piloto de Tupi, com 100 mil barris por dia”.
A refinaria Abreu e Lima processará apenas petróleo pesado do Brasil e da Venezuela, país que é sócio da Petrobras no empreendimento, por meio da PDVSA (Petróleos de Venezuela S.A.). A unidade foi projetada para produzir 814 mil m³/ano de nafta de petroquímica, 322 mil t de gás de cozinha (GLP), 8,8 milhões t de diesel e 1,4 milhão t de coque de petróleo. O foco é a produção de óleo diesel, de modo a atender à expansão da demanda de derivados na Região Nordeste.
Cadeia do gás natural
O Plano de Negócios 2008-2012 para a área de Gás e Energia focaliza investimentos para atender ao aumento do mercado de gás natural no País e à necessidade de gerar energia elétrica, assegurando a expansão da estatal no setor e garantindo seu posicionamento nos negócios de biocombustíveis e energias renováveis.
Um total de US$ 18,2 bilhões, dos US$ 112,4 bilhões previstos para serem aplicados pelo Plano de Negócios, serão destinados para o desenvolvimento da cadeia brasileira de gás natural, incluindo as áreas de exploração e produção, abastecimento e internacional. De acordo com a Petrobras, o montante, acrescido de US$ 1 bilhão proveniente de terceiros, resulta em um investimento total de US$ 19,2 bilhões.
Até 2012, a área de Gás e Energia responderá por investimentos de US$ 6,4 bilhões, dos quais US$ 4,5 bilhões serão destinados à ampliação da malha de gasodutos e à construção de terminais de regaseificação de gás natural liqüefeito (GNL). A diferença será aplicada no desenvolvimento do biodiesel, energia eólica e outras fontes alternativas e na construção e conversão de termelétricas. O projeto da Petrobrás é atender, até 2012, em média, uma demanda de 86 milhões m³/dia de gás natural do mercado não-termelétrico (industrial, veicular, residencial e comercial) e até 48 milhões m³/dia do mercado termelétrico.
Os principais projetos de transporte são as conclusões das malhas de gasodutos do Sudeste e do Nordeste, o gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene), o gasoduto Urucu-Coari-Manaus e o Gasduc III. No Nordeste, os principais projetos são o gasoduto Catu-Itaporanga, ligando Bahia e Sergipe, e o gasoduto Pilar-Ipojuca, conectando Alagoas a Pernambuco. Está prevista também a expansão do gasoduto Rio-Belo Horizonte (Gasbel). Com a execução de todos os projetos, a malha total de transporte de gás natural passará de 6.481 km, em 2007, para 9.031 km até o final de 2009.
Para a operação de importação de GNL, a estatal contratou dois navios regaseificadores e projetou a construção de dois terminais. Um estará situado em Pecém, outro na Baía de Guanabara (RJ) e um terceiro está em fase de estudos. As unidades flutuantes de regaseificação e armazenamento, que também podem ser usadas no transporte de GNL, têm juntas capacidade para regaseificar até 21 milhões m³/dia de gás e poderão atuar nos dois terminais. As embarcações ficarão atracadas em águas abrigadas nas proximidades da rede de transporte e dos mercados consumidores. Um duto submarino transportará o gás natural até a estação de compressão em Campos Elíseos (RJ).
Térmicas
O Plano de Negócios 2008-2012 também prevê a aplicação de US$ 600 milhões em usinas termelétricas. Os principais projetos são a UTE Euzébio Rocha (ex-Cubatão), a UTE Jesus Soares Pereira (ex-Termoaçú), o fechamento de ciclo da UTE Sepé Tiarajú (ex-Canoas) e a flexibilização do consumo de três usinas – Sepé Tiaraju, Termoceará e Barbosa Lima Sobrinho, para biocombustível. O Consórcio Skanska Brasil – Camargo Corrêa responde pela construção e montagem da UTE Euzébio Rocha, prevista para entrar em operação a partir do segundo semestre de 2008, gerando energia a partir do gás natural proveniente dos campos de Merluza e Lagosta. Ela funcionará com co-geração de energia elétrica e vapor. Sua capacidade instalada será de 208 MW, com produção de 415 t/h de vapor,
o qual será usado na produção de energia elétrica e no atendimento à demanda da refinaria Presidente Bernardes (47 MW). O excedente – 155 MW – será comercializado. As instalações incluem ainda um gasoduto com capacidade para transportar 1,57 milhão m³ de gás/dia.
Energias Renováveis
Para atingir em 2012 o patamar de produção de 938 mil m³/ano de biodiesel, a Petrobras está aplicando o montante de US$ 1,3 bilhão em energias renováveis, principalmente na produção de biodiesel, que a partir de 1º. de julho de 2008 já tem sua adição ao diesel aumentada para 3% e, em 2013, chegará a 5%. Os investimentos incluem ainda o processamento de 1.600 mil m³/ano de óleo vegetal nas unidades de bio-refino e a exportação de 4,75 milhões m³ de etanol, via alcoodutos. Encontra-se em estudos a viabilidade de execução do alcoolduto Campo Grande-Paranaguá, ligando o Mato Grosso do Sul ao Paraná.
Outro objetivo é que nos próximos quatro anos a energia proveniente de fontes eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) atinja a capacidade instalada de 365 MW. Um exemplo do que a companhia tem feito neste sentido é a Usina Eólica de Macau, no Rio Grande do Norte. Trata-se do primeiro empreendimento da Petrobras a receber o registro de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), segundo as regras do Protocolo de Quioto, considerado passo importante para participar do mercado de créditos de carbono.
As 13 PCHs da Brasil PCH, da qual a Petrobras Distribuidora detém 49% de participação acionária, estão sendo concluídas ao longo deste ano.A maior delas é a Santa Fé, localizada na divisa entre Minas Gerais e Rio de Janeiro, na cidade de Três Rios, inaugurada em maio.
Nelas estão sendo aplicados R$ 1,2 bilhão. O total de geração das 13 unidades será de 300 MW e foi inteiramente contratada pela Eletrobrás no prazo de 20 anos, dentro do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (Proinfa). As obras integram o Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), do governo federal.
Fábrica de cascos de plataformas
Depois de anunciar a construção em território brasileiro da plataforma P-56 e a licitação para contratar os módulos que compõem a P-55, a Petrobras anunciou a fabricação de cascos de plataformas do tipo FPSO (sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo) em série.
A P-56, do tipo semi-submersível, será usada na antecipação da produção do módulo 3 do campo de Marlim Sul. Ela será uma cópia da P-51, a primeira desse tipo inteiramente construída no Brasil. O contrato foi assinado com o Consórcio FSTP (Keppel Fels e Technip), no valor de US$ 1,2 bilhão, incluindo serviços de engenharia, suprimento, construção e montagem (casco e planta de processo). A obra envolve dois contratos: um para fornecimento e montagem dos módulos de compressão de gás, no valor de US$ 141,4 milhões, firmado com a Nuovo Pignone; outro para fornecimento, montagem, operação e manutenção dos módulos de geração elétrica, no valor de US$ 139,7 milhões, assinado com a Rolls-Royce Energy Systems e UTC Engenharia.
A P-55, cujo casco será construído em Suape pelo Estaleiro Atlântico Sul, consórcio constituído pelas empresas Camargo Corrêa, Andrade Gutierrez, Queiroz Galvão e Aker Promar, terá o convés e os quatro módulos de produção executados por meio de contratos independentes.
No dique-seco de Rio Grande (RS), cujas obras devem ser concluídas em fevereiro de 2009, serão produzidos cascos em série e padronizados para plataformas do tipo FPSO, de modo a reduzir os custos e aumentar a escala de produção. O local abrigará instalações para compartilhamento simultâneo de obras de construção, conversão e/ou reparo de emergência de plataformas de produção e perfuração. As obras estão a cargo do grupo WTorre, controlador do Estaleiro Rio Grande, vencedor da licitação, que cuidará também da infra-estrutura e da operação.
Fonte: Estadão
