refino2002

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Apresentação
AA Agência Nacional do Petróleo
– ANP – coordenou, neste ano, um
estudo sobre a atividade de refino de
petróleo no Brasil. Os principais
resultados são discutidos nesta
publicação, que visa orientar uma
reflexão sobre o futuro deste
segmento estratégico da indústria do
petróleo. O estudo, realizado com
apoio da empresa de consultoria
Booz-Allen & Hamilton, conclui, com
base em projeções de crescimento de
demanda, que o nível de
dependência externa no que diz
respeito ao abastecimento do
mercado interno de derivados de
petróleo deverá aumentar dos atuais
17% para 35% em 2010.
OO consumo nacional, hoje
situado em cerca de 107 milhões de
m3/ano (1,8 milhão de barris/dia),
deverá crescer para 145 milhões de
m3/ano (2,5 milhões de barris/dia) nos
próximos oito anos. Se não forem
realizados investimentos para a
expansão da capacidade de refino,
esse aumento irá gerar um déficit de
até 50 milhões de m3/ano (860 mil
barris/dia), volume este que deverá
ser importado, provocando impacto
crescente na balança comercial do
país.
OO trabalho propõe variáveis a
serem consideradas, projeta
diferentes cenários para a evolução
da demanda e mostra as
experiências de diversos países.
Alerta, também, para o potencial
impacto que um esforço importador
causará sobre a balança comercial
brasileira e expõe alternativas de
suprimento de derivados de petróleo
para o país no fim da década. A
análise das possibilidades serve
como subsídio para a definição dos
possíveis rumos a serem adotados
para o desenvolvimento do
segmento.
PPEERRSSPPEECCTTIIVVAASS PPAARRAA OO
DDEESSEENNVVOOLLVVIIMMEENNTTOO DDOO
RREEFFIINNOO DDEE PPEETTRRÓÓLLEEOO
NNOO BBRRAASSIILL
ÍÍNNDDIICCEE
I. INTRODUÇÃO..................................................................................................... 4
II. OBJETIVOS ........................................................................................................ 4
III. PREMISSAS ADOTADAS................................................................................... 4
IV. REFINO NO BRASIL........................................................................................... 5
IV.1. CARACTERIZAÇÃO DA DEMANDA ........................................................................ 5
IV.2. CARACTERIZAÇÃO DO SUPRIMENTO ................................................................... 7
IV.3. PERSPECTIVAS FUTURAS PARA DEMANDA E SUPRIMENTO.................................. 12
IV.3.1.Projeção de Demanda .............................................................................. 12
IV.3.2.Alternativas de Investimento..................................................................... 18
IV.3.3.Cenário de Referência.............................................................................. 20
V. CONTEXTO INTERNACIONAL......................................................................... 22
V.1. TENDÊNCIAS DA DEMANDA E DO SUPRIMENTO .................................................. 22
V.2. EXEMPLOS DE POLÍTICAS DO GOVERNO PARA O SETOR DE REFINO .................... 26
V.2.1. Políticas para Incentivar Investimentos .................................................... 26
V.2.2. Outras Políticas ........................................................................................ 28
VI. PRINCÍPIOS QUE DEVEM NORTEAR O DESENVOLVIMENTO DO
REFINO NACIONAL .................................................................................................. 29
VI.1. COBERTURA DE DEMANDA............................................................................... 30
VI.2. REQUERIMENTOS DE PROTEÇÃO AMBIENTAL E ESPECIFICAÇÃO DE PRODUTOS.... 31
VI.3. USO DO CRU NACIONAL .................................................................................. 32
VI.4. DIMENSÃO E URGÊNCIA DOS INVESTIMENTOS.................................................... 32
VI.5. PORTE E MODELO DA PETROBRAS ................................................................... 33
VI.6. PERFIL DOS AGENTES ECONÔMICOS ................................................................ 34
VI.7. CONTROLE DA INFRA-ESTRUTURA LOGÍSTICA.................................................... 34
VI.8. AMBIENTE COMPETITIVO ................................................................................. 35
VI.9. ATRAÇÃO DE INVESTIMENTOS .......................................................................... 35
VI.10. PLANEJAMENTO E IMPLEMENTAÇÃO DE AÇÕES REGULADORAS........................... 36
VII. CONCLUSÕES................................................................................................. 38
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
4
I. INTRODUÇÃO
Dentre as etapas da cadeia de valor
do petróleo no Brasil, a de refino é a que
apresenta o menor nível de concorrência.
Os setores de distribuição e revenda já
têm alto nível de competitividade,
enquanto os de exploração e produção
estão em evolução.
Mas esta situação está mudando, pois
no início de 2002 houve a abertura do
mercado. Os preços dos derivados estão
liberados, os subsídios foram
praticamente eliminados (restando,
apenas, o relativo ao GLP para
população de baixa renda), não existe
mais ressarcimento de transporte e há
liberdade para importar/exportar petróleo,
gás natural e produtos refinados.
No entanto, verifica-se uma
defasagem entre a evolução da demanda
de derivados de petróleo e os
investimentos em refino. Neste contexto,
o governo e a ANP precisam levar em
conta uma série de pontos críticos,
detalhados ao longo deste documento.
Ao coordenar a elaboração deste
estudo, foi objetivo da ANP abrir e
organizar o debate no seio da sociedade
brasileira sobre a atual conjuntura do
setor de refino, bem como apresentar as
diversas situações que podem acontecer
no futuro em decorrência das medidas
que forem adotadas no presente e nos
próximos anos.
II. OBJETIVOS
O objetivo deste documento é discutir
os principais pontos críticos para
estabelecer um modelo de
desenvolvimento do refino nacional que
permita dar prosseguimento às
mudanças em andamento no setor. Para
isso, é preciso responder às seguintes
questões:
 Quais devem ser as fontes de
suprimento de derivados de petróleo ?
− A importação?
− O refino local (por meio do
incremento de conversão, da expansão
da capacidade, ou da implantação de
novas refinarias)?
− As centrais petroquímicas? Os
formuladores?
 Como deve ser configurado o parque
de refino nacional ?
 Qual será a necessidade de
investimento no setor e quais serão as
fontes ?
 Quais devem ser o modelo
competitivo, as fases e a velocidade de
implantação?
 Quais devem ser as principais ações
e medidas reguladoras que a ANP e o
governo federal devem implantar para:
− Fomentar investimentos?
− Garantir concorrência?
III. PREMISSAS ADOTADAS
Este estudo foi desenvolvido do
ponto de vista da União, buscando
identificar e representar seus interesses.
Não representa especificamente
interesses de qualquer outro agente
nacional ou internacional, embora tenha
havido a preocupação de entender as
principais expectativas de todos os
envolvidos com a evolução do setor de
refino nacional.
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
5
Alguns princípios de regulação foram
adotados, tais como:
 Produzir de forma eficiente e com
tecnologia adequada;
 Promover a capacitação nacional na
área de refino;
 Adotar práticas mundiais com
respeito ao meio ambiente, à saúde
ocupacional e à segurança;
 Garantir a qualidade de produtos;
 Promover a indústria nacional de
bens e serviços associados ao refino.
Por fim, diversos orientadores
estratégicos foram levados em conta
para identificar as possíveis vias de ação:
 Assegurar o suprimento;
 Criar condições para atrair
investidores privados de longo prazo;
 Contribuir para o equilíbrio da
balança comercial;
 Permitir a adequação da Petrobras
ao modelo emergente;
 Considerar impactos potenciais na
arrecadação fiscal.
IV. REFINO NO BRASIL
IV.1. CARACTERIZAÇÃO DA DEMANDA
O consumo de energiano Brasil
cresceu a uma taxa de 4,9% ao ano
durante os últimos 30 anos. O
crescimento acima da média do consumo
de gás natural (16,1% a.a.), álcool etílico
(10,5% a.a.) e eletricidade (7,5% a.a.) se
contrapõe ao crescimento abaixo da
média do consumo de derivados de
petróleo (4,5% a.a.). Mesmo assim, o
petróleo ainda representa uma das
maiores fontes de energia consumida no
país, responsável por 35% do consumo
dos 231 milhões de toneladas
equivalentes de petróleo em 1999 (a
eletricidade é a maior fonte de energia,
com 40% do total).
Desde 1970, houve fortes mudanças
no mix de produtos, com o consumo de
gasolina e óleo diesel crescendo 2,2%
a.a. e 5,4% a.a., respectivamente, e o de
óleo combustível apenas 1,6% a.a.
Especificamente nos últimos 15 anos,
verificou-se um aumento nas taxas de
crescimento do consumo de gasolina
(para 5,7% a.a) e de óleo diesel (para
4,3%), enquanto o crescimento do
consumo de óleo combustível
permaneceu estável.
A demanda total de derivados de
petróleo em 2001 foi de 107 milhões de
m3/ano. Óleo diesel e gasolina
representaram 56% do consumo em
volume. GLP, nafta e óleo combustível
representaram outros 32%. A região
sudeste concentrou quase metade do
volume total (47%) seguida pela região
sul (21%) e pelo Nordeste (18%). As
demais regiões representaram 14% (ver
figura IV.1).
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
6
(1 ) Considerando gasolina, diesel, óleo combustí vel, que rosene de aviação, GLP e nafta.
No tas: Dados de outros produtos não disponíveis
Fonte: ANP
Participação de cada produto no mix
(% do volume total)
12%
8%
4%
8%
35%
21%12%
Óleo diesel
Gasolina
Nafta
Óleo
combustível
Querosene
Outros
GLP
2001
Volume total = 107 milhões m³
 (aprox. 1,84 milhões bbl/d ia)
Consumo de derivados(1) por região
(% do volume total)
6%
8% 18%
21%
47%
Sudeste
Centro-Oeste
Norte
Nordeste
Sul
Figura IV.1 - Participação do consumo de cada derivado no consumo total
e consumo total de derivados por região
2 0 .4 6 9 1 8 .9 2 2
3 3 .6 4 5 3 6 .8 0 5
1 2 .1 3 9
1 9 .4 2 2
2 1 .8 7 6
9 .8 8 5
1 8 .1 4 8
9 .8 7 9
1 3 .0 9 3
7 .891
9 .0 5 2
1 3 .1 5 6 6 .530
6 .237
7 .462
6 .096
5 .910
12 .6773 .935
2 .496
4 .171
4 .1265 . 8 0 2
3 . 7 2 6
3 . 6 7 9
8 . 8 8 0
P ro d uçã o C o nsum o P ro d uçã o C o nsum o
Ó leo Dies e l G as o lina Ó leo c ombús tív e l Na f ta G LP Q ueros ene O u tros
Fontes: Balanço Energético Nacional (BEN)—2000 e ANP (dados 2001)
Figura IV.2 - Perfis de produção e consumo (mil m3/ano)
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
7
A demanda por derivados de petróleo
tem sido complementada com a
importação de produtos. Em 1984, a
importação de derivados foi de 1,2% do
volume final consumido naquele ano. Em
2001, este percentual subiu para 17,2%,
um crescimento de 21,5% ao ano desde
1984, taxa esta bem superior à do
crescimento do consumo final no mesmo
período (3,9% a.a.).
Este aumento das importações foi
causado, principalmente, pela evolução
da diferença entre os perfis de produção
das refinarias e o do consumo de
derivados (ver figura IV.2). Como
exemplo, a produção de óleo diesel em
1984 (20,5 milhões m3/ano) foi 8%
superior à demanda (18,9 milhões
m3/ano). Já em 2001, houve déficit de 9%
na cobertura da demanda deste derivado
(a produção foi de 33,6 milhões m3/ano,
enquanto a demanda foi de 36,8 milhões
m3/ano).
IV.2. CARACTERIZAÇÃO DO
SUPRIMENTO
Em 2001, o Brasil importou 315 mil
bbl/dia, o equivalente a 16% do total
consumido e exportado. As principais
carências foram GLP, óleo diesel e nafta,
com importações de 66 mil bbl/dia (34%),
114 mil bbl/dia (16%) e 59 mil bbl/dia
(26%), respectivamente. Houve
exportação de excedentes de óleo
combustível (109 mil bbl/dia) e de
gasolina (51 mil bbl/dia) e, em menor
escala, de querosene e óleo diesel (1 mil
bbl/dia), conforme se pode ver na tabela
IV.1.
Derivado Importação(mil bbl/dia)
Produção para
consumo doméstico
(mil bbl/dia)
Exportação
(mil bbl/dia)
GLP 66 128 0
Óleo diesel 114 579 1
Nafta 59 170 0
Outros 54 89 11
Querosene 22 67 1
Gasolina 0 283 51
Óleo combustível 0 204 109
Total 315 1520 173
Tabela IV.1 - Volume de suprimentos em 2001
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
8
No que se refere à localização das
fontes internas de suprimento, o Brasil
conta com 13 refinarias, das quais sete
estão no Sudeste (REPLAN, REDUC,
REVAP, RPBC, REGAP, RECAP,
MANGUINHOS), três na região sul
(REPAR, REFAP, IPIRANGA), duas no
Nordeste (RLAM, LUBNOR) e uma na
região norte (REMAN). Existe uma forte
concentração das refinarias brasileiras no
Sudeste (63% da capacidade total em
2001) e no Sul (20%). O Brasil conta
ainda com 54 terminais espalhados
principalmente ao longo da costa e uma
malha de dutos interligando refinarias e
terminais (ver figura IV.3).
A capacidade nominal de
processamento dessas refinarias –
entendida como a capacidade de
processamento de petróleo nas suas
unidades de destilação atmosférica – foi
de 304 mil m3/dia (1.914 mil bbl/dia) em
20011, e o volume de cargas
processadas ficou em torno de 85% do
volume nominal. Três das cinco refinarias
com maior capacidade de processamento
(REPLAN, REVAP e REPAR) tiveram
utilização acima de 90%. Em
contrapartida, a RLAM, a segunda maior
refinaria brasileira em capacidade,
utilizou 78% da capacidade nominal,
enquanto a REDUC, a terceira maior,
utilizou 77%. Entre as refinarias privadas,
a Ipiranga teve utilização de 97% e a de
Manguinhos, de 101%.
 
1 Com quanto cada refinaria brasileira contribui para a
capacidade de refino do país: REPLAN, 56.000 m³/dia;
RLAM, 41.850 m³/dia; REDUC, 38.500 m³/dia; REVAP,
35.900 m³/dia; REPAR, 30.000 m³/dia; REFAP, 30.000
m³/dia; RPBC, 27.000 m³/dia; REGAP, 24.000 m³/dia;
RECAP, 8.500 m³/dia; REMAN, 7.300 m³/dia;
MANGUINHOS, 2.200 m³/dia; IPIRANGA, 2.000 m³/dia
e LUBNOR, 1.000 m³/dia.
Os fluxos de derivados básicos
agrupados por macrorregião foram
bastante desequilibrados, sendo mais
significativo o déficit observado nas
regiões norte/nordeste. Nesta
macrorregião, a produção (excluindo
petroquímicas e UPGNs) foi de 14,5
milhões m3/ano em 2001. Como a
demanda foi de 24,4 milhões m3/ano,
houve um déficit de 9,9 milhões m3/ano
(ver figura IV.4).
ANP
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9
ORSOL
OSBRA ORBEL
ORSUL
ORNIT
OSCAN
ORSUB
ORPENE
OSPAR
OPASC
OLAPA
REMAN
RLAM
REFAP
Ipiranga
Terminal terrestre
Terminal aquaviário
Refinaria
Oleodutos
Polidutos
Armazenadoras de gás
Fontes: Transpetro , ANP
REGAP
OBATI
OPASA
OSSP
OSBAT OSRIO ORBIG
OSDUC
OSVOL /
OSRIO
OSVAT/OSPLAN
REVAP
RECAP
REDUC
Manguinhos
RPBC
REPLAN
Extensão dos dutos :
• Petróleo - 1.800 km
• Derivados - 4.600 km
Capacidade de tancagem :
• Total - 10,5 milhões m 3
• Claros - 3,5 milhões m 3
Figura IV.3 - Mapa de refinarias, terminais e dutos
A evolução histórica do parque de
refino brasileiro pode ser dividida em
quatro fases:
 Aprendizado (1954-1965): foram
inauguradas seis refinarias (Manguinhos,
RLAM, RECAP, RPBC, REMAN e
REDUC), mas o consumo de derivados e
a capacidade de produção interna
continuaram baixos. Refinar era um bom
negócio para o Brasil, pois era
investimento com retorno certo e permitia
economia de divisas;
 Auto-suficiência (1966-1980): houve
grandes atividades rumo à auto-
suficiência em refino, finalizada com o
segundo choque do petróleo (originado
em janeiro de 1979, quando a Revolução
Islâmica no Irã, um dos maiores
exportadores de petróleo, substituiu o Xá
Reza Pahlevi, aliado do Ocidente no
Mundo Árabe, pelo Aiatolá Khomeini,
levando a uma instabilidade política). Os
investimentos foram voltados para
construção e ampliação de refinarias.
Importar petróleo era mais barato do que
importar derivados e, além disso, o
investimento em Exploração & Produção
(E&P) não tinha retorno garantido;
 Excesso de capacidade (1981-1989):
no longo período de recessão após o
segundo choque do petróleo houve
redução do consumo de derivados, o que
tornou a capacidade derefino superior à
demanda nacional. Além disso o
programa Proálcool contribuiu para
aumentar o excedente de gasolina.
Redirecionar investimentos e ajustar a
produção eram as prioridades;
 Retomada do crescimento (1990-
hoje): o consumo de derivados voltou a
crescer, ultrapassando a capacidade de
processamento das refinarias e
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
10
acarretando um aumento das
importações de derivados.
Adicionalmente, teve início a
flexibilização do monopólio da Petrobras,
que deixou de abastecer totalmente o
país com derivados de produção própria.
Figura IV.4 - Fluxo de derivados por macrorregião
Os investimentos no refino se
concentraram na década de 70,
provocando um aumento significativo da
capacidade de processamento de
petróleo. Na década de 90 foram
parcialmente retomados (ver figura IV.5),
visando ao incremento do potencial de
conversão2 das refinarias.
De fato, a partir de 1980 os
investimentos foram direcionados para a
 
2 O aumento do potencial de conversão das refinarias
brasileiras foi alcançado com investimentos, ao longo
da década de 90, em unidades de craqueamento
catalítico fluido (fluid catalytic cracking – FCC),
unidades de coqueamento retardado e unidades de
craqueamento catalítico fluido de resíduos – RFCC.
conversão, havendo uma mudança no
perfil de produção, com incremento da
participação de derivados leves e
médios, melhoria na qualidade dos
derivados e aumento das exigências
ambientais. A participação do óleo
combustível na produção total de
derivados caiu de 39% (1960) para 18%
(2000). O mesmo ocorreu com a gasolina
(de 25% para 20%) e com o querosene
(de 7% para 4%). Em contrapartida, a
participação do óleo diesel cresceu de
19% para 34% e a do GLP passou de 4%
para 7%. A nafta, que até 1960 não era
utilizada para fins petroquímicos,
respondeu por 11% da produção de
derivados em 2000.
Fluxos Regionais Totais de Derivados em 2001
(1) Inclui a Produção das Petroquímicas e das UPGNs
Fonte: ANP
Déficit de
 9,9 milhões m³/ano
(171 mil bbl/dia)
Produção de
14,5 milhões m³/ano
(250 mil bbl/dia)
Superávit de
9,7 milhões m³/ano
(167 mil bbl/dia)
Produção de
18,2 milhões m³/ano
(314 mil bbl/dia) Déficit de
2,7 milhões m³/ano
(47 mil bbl/ dia)
Norte/Nordeste
Centro-oeste /Sudeste
Sul
Nota: Em cada macrorregião, a seta interna é a
produção para consumo doméstico e a seta
externa é o complemento do déficit (entrando)
ou o escoamento do superávit (saindo)
Produção de
65,6 milhões m³/ano
(1.130 mil bbl/dia)
ANP
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11
Evolução dos Investimentos em Refino da Petrobras
 (US$ milhões)
Nota: Investimentos medidos em dólar/EUA constante 2000, calculado a partir da série histórica
de índice de preços ao consumidor americano (CPI)
Fontes: Petrobras, Análise BAH
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
19
54
19
56
19
58
19
60
19
62
19
64
19
66
19
68
19
70
19
72
19
74
19
76
19
78
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
Figura IV.5 - Evolução dos investimentos em refino da Petrobras (US$ milhões)
A maior parte do petróleo nacional
(63% do total processado) é pesado
(abaixo de 28°API). O cru nacional
predominante, o tipo Marlim (36% do total
processado), é o mais pesado (abaixo de
21 °API). Mesmo assim, o crescimento
do setor de E&P nacional levou as
refinarias brasileiras a processar,
preferencialmente, o petróleo nacional,
reduzindo as importações. Em 1985, 48%
do petróleo processado era importado.
Esse percentual foi reduzido para 24%
em 2000.
Os investimentos na adequação do
parque de refino para processar os crus
pesados nacionais levaram ao já
mencionado aumento da capacidade de
conversão das refinarias brasileiras. A
conversão média do parque de refino do
Brasil em 1998 (32%) é comparável à de
países com capacidade média (em
bbl/dia) similar à brasileira, tais como
Alemanha (38%), Grã-Bretanha (36%),
França (29%) e Japão (21%). Ao mesmo
tempo, é superior à conversão em países
com maior capacidade média instalada,
como Coréia do Sul (21%) e Arábia
Saudita (12%). Este aumento da
conversão trouxe benefícios econômicos
às refinarias, porque, como mostra a
figura IV.6, a margem bruta de refino está
fortemente relacionada ao potencial de
conversão da refinaria.
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
12
Conversão
X
 X Margem Bruta
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
3.0 5.0 7.0 9.0
REPLAN
RLAM
REDUC
REVAPREPAR
REFAP
RPBC
REGAP
RECAP
REMAN
IPIRANGA
EUA3
Margem bruta (2) (US$/bbl)
C
on
ve
rs
ão
(1
)
(1) Soma das cargas das unidades de conversão (em relação à capacidade da refinaria)
(2) Receita obtida com os derivados menos o custo da matéria-prima, por barril de petróleo
(3) Média da margem bruta nos EUA nos últimos 10 anos; conversão e capacidade média das refinarias em 1998
Nota: Não foi possível estabelecer a conversão da refinaria de Manguinhos
Fontes:ANP, Petrobras , Platts , EIA, Análise BAH
Capacidade
Figura IV.6 - Relação entre potencial de conversão e margem bruta por refinaria
O impacto conjunto das importações
de petróleo e derivados no resultado da
balança comercial tornou-se significativo.
Em 2001, a exportação de derivados
totalizou US$ 1,4 bilhão. Mas, com
importações de US$ 2,8 bilhões, houve
déficit de US$ 1,4 bilhão. O mesmo
aconteceu com o petróleo, com déficit de
US$ 3,3 bilhões. O impacto total do
déficit de US$ 4,7 bilhões é significativo,
mesmo considerando-se que houve
superávit de US$ 2,6 bilhões na balança
comercial no mesmo período.
IV.3. PERSPECTIVAS FUTURAS PARA
DEMANDA E SUPRIMENTO
IV.3.1. Projeção de Demanda
As projeções da demanda de
derivados contemplam a evolução
histórica do consumo de produtos,
correlacionada com parâmetros
macroeconômicos, demográficos e outros
(como carga rodoviária transportada,
tráfego aéreo, etc.). Para cada produto é
analisada a sua principal utilização e são
selecionados os impulsionadores que
melhor representem o seu consumo. São
considerados dois grupos de produtos,
com comportamentos distintos quanto à
associação com os impulsionadores:
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
13
 Produtos destinados a pessoas
físicas (como gasolina e GLP), para os
quais se usam parâmetros primários
demográficos – como população e
número de domicílios – atrelados a
parâmetros secundários
macroeconômicos;
 Produtos destinados a pessoas
jurídicas (como diesel, querosene, óleo
combustível e nafta), para os quais são
considerados parâmetros
macroeconômicos ou outros parâmetros
mais adequados.
As projeções, feitas com base em
série histórica que se estende até 1999,
contemplam o conjunto total dos produtos
e os substitutos de cada um deles.
Assim, levam em conta a demanda de
álcool anidro, álcool hidratado e gás
natural veicular (GNV) – no caso da
gasolina – e a demanda de gás natural –
no caso do óleo combustível e do GLP –
de forma a representar a demanda
potencial de cada derivado, incluindo a
parcela que deverá ser substituída.
As alterações de especificação de
produtos e as variações de preço foram
consideradas de baixo impacto na
demanda dos produtos. A evolução das
especificações dos produtos não foi
considerada potencial impulsionadora de
demanda. A maior parte delas diz
respeito a questões ambientais.
Adicionalmente, as alterações de
especificação relacionadas à
performance, historicamente, se
mostraram de baixa percepção para o
consumidor final. Os produtos derivados
de petróleo, por serem de necessidade
básica, historicamente apresentam baixa
elasticidade ao preço. Por este motivo,
minimizaram-se possíveis impactos da
evolução de preços e subsídios na
demanda pelos produtos.
O resumo da projeção das principais
variáveis (PIB, população, domicílios,
carga rodoviária e tráfego aéreo)
utilizadas para explicar a demanda dos
produtos encontra-se na figura IV.7.
Figura IV.7 – Resumo da projeção das principais variáveis
(1) Taxa de crescimento anual acumulado
Fontes:Banco Central,OCDE, GEIPOT, DAC, Análise BAH
Dados TCAA 2000-2010
PIB 2,8%
Setor Primário 3,2%
Setor Secundário 1,2%
Setor Terciário 3,3%
Energia/Tributos 3,2%
PIB per Capita 1,4%
População 1,3%
Domicílios 1,8%
Carga Rodov. Transp. 3,0%
Tráfego Aéreo 3,4%
Dados TCAA 2000-2010
PIB 2,8%
Setor Primário 3,2%
Setor Secundário 1,2%
Setor Terciário 3,3%
Energia/Tributos 3,2%
PIB per capita 1,4%
População 1,3%
Domicílios 1,8%
Carga rodov. transp. 3,0%
Tráfego aéreo 3,4%
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
14
Com base nestes parâmetros e em
série histórica que se estende até 1999,
estimou-se que a demanda de derivados
atingirá 145 milhões de m3/ano em 2010,
com crescimento de 3% ao ano entre
1999 e 2010. Diesel e gasolina
representarão 60% dessa demanda (ver
figura IV.8).
105
126
145
1999 2005 2010
Óleo
combustível
6%
GLP
11%
Querosene
3%
Nafta
11%
Outros
9%
Gasolina
27%
Diesel
33%
Fontes: Balanço Energético (BEN) - 2000, IBGE, DAC, GEIPOT; Análise
BAH
Figura IV.8 - Demanda futura de derivados por produto (milhões m3/ano)
O consumo potencial de gasolina,
incluindo seus substitutos, impulsionado
pelo PIB do setor terciário, atingirá 52
milhões m3/ano em 2010, com
crescimento anual de 4,5% ao ano entre
1999 e 2005. Por ser um produto
consumido em sua maior parte por
pessoas físicas, foi atrelado ao fator
populacional (consumo por habitante em
litros). Para representar a evolução do
consumo potencial de gasolina e
substitutos, o parâmetro utilizado foi a
taxa de urbanização, representada pela
evolução do PIB do setor terciário.
Após a projeção do consumo
potencial, é necessário projetar a
substituição dos produtos, e
conseqüentemente obter a demanda
líquida de gasolina. No horizonte de
estudo, os produtos substitutos da
gasolina são o álcool hidratado e o GNV.
Além dos produtos substitutos, o álcool
anidro é adicionado à gasolina para
produzir a gasolina C (comercial).
As premissas assumidas foram:
 GNV: representará o consumo de 5%
da frota em 2010;
 Álcool anidro: o percentual de álcool
misturado à gasolina tenderá a diminuir
progressivamente até 2005,
estabilizando-se em 20%.
Assim, o consumo líquido de gasolina
será de 39 milhões m3/ano em 2010.
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
15
O consumo potencial de GLP,
incluindo a substituição por gás natural,
atingirá 19 milhões m3/ano (crescimento
de 3,7% ao ano entre 1999 e 2010). O
GLP, apesar de ter algum consumo
industrial, é um produto de utilização
predominantemente residencial, portanto
sua demanda está atrelada ao consumo
por domicílio. O consumo por domicílio
evolui de acordo com a penetração do
produto, que pode ser representada pela
evolução do PIB do setor terciário
(crescimento do comércio, incluindo o
comércio de eletrodomésticos).
Como premissa, foi considerado que
o potencial de substituição ocorre apenas
nas regiões com potencial acesso ao gás
natural. Também foi considerada uma
taxa de substituição ao longo do tempo de
acordo com a evolução do cenário
econômico e a disponibilidade da infra-
estrutura. Por meio dessas premissas,
estima-se que a substituição de GLP pelo
gás natural atingirá 15% em 2010, o que
leva a uma demanda líquida de GLP de
16 milhões m3/ano.
Impulsionado pela carga rodoviária
transportada, o consumo de diesel
atingirá 47 milhões m3/ano em 2010
(2,6% ao ano, entre 1999 e 2010). Por
ser um produto direcionado
principalmente para o consumo no
transporte rodoviário de cargas, não deve
ser atrelado a variáveis populacionais. O
parâmetro diretamente relacionado ao
consumo de diesel é a carga rodoviária
transportada. Este parâmetro, por sua
vez, apresenta forte correlação com o
PIB (variável secundária). Apesar de
existirem especulações sobre a
substituição do consumo de diesel por
fontes alternativas (biodiesel, por
exemplo), consideramos baixo o impacto
no horizonte do estudo.
O consumo potencial de óleo
combustível em 2010 atingirá 17 milhões
m3/ano (taxa de 2,4% ao ano entre 1999
e 2010), desconsiderando a substituição
pelo gás natural. O óleo combustível é
um produto de uso industrial e para
geração de energia elétrica, portanto, não
é coerente adotar variáveis
demográficas. Os parâmetros que
representam a evolução do consumo de
óleo combustível, de acordo com a sua
utilização, são o PIB do Setor Secundário
(para representar o consumo industrial) e
o PIB do Setor Terciário (para
representar a demanda de energia
elétrica).
O gás natural é apontado como
principal produto substituto do óleo
combustível. As premissas assumidas
foram:
 Potencial de substituição em regiões
com acesso primário ao gás natural, sem
considerar, porém, a viabilidade dos
investimentos necessários para a
construção de acessos secundários;
 Taxa de substituição ao longo do
tempo de acordo com a evolução da
perspectiva econômica e a
disponibilidade de infra-estrutura.
Estima-se, então, que a substituição
por gás natural atingirá 48% em 2010,
reduzindo, portanto, o consumo líquido
de óleo combustível para 8 milhões
m3/ano.
Impulsionado pelo desenvolvimento
de equipamentos mais eficientes,
juntamente com a evolução do tráfego
aéreo, o consumo de querosene
alcançará 5 milhões m3/ano em 2010. O
consumo de querosene é basicamente
para uso em aviação, portanto
correlacionado com o consumo por km
voado (performance de consumo). A
quantidade de quilômetros voados, por
sua vez, se correlaciona com o PIB do
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
16
Setor Terciário, por ser bastante atrelada
à evolução do setor de serviços. Não foi
assumida reincidência de nenhuma
renovação brusca na frota (o último
período foi entre 1989 e 1992).
Demanda Total de Derivados de
Petróleo—Ano de 2010
Demanda Total
145 milhões m3/ano
Demanda total
145 milhões m3/ano
PRODUTOS NORTE NORDESTE CENTRO-OESTE SUDESTE SUL BRASIL
Gasolina 19% 20% 27% 31% 26% 27%
Diesel 46% 27% 46% 30% 31% 32%
Óleo
Combustível 12% 2% 3% 9% 3% 6%
Nafta 0% 26% 0% 5% 20% 11%
GLP 10% 13% 10% 11% 9% 11%
Querosene 4% 3% 4% 4% 2% 3%
Outros 9% 9% 9% 9% 9% 9%
TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100%
PRODUTOS NORTE NORDESTE CENTRO-OESTE SUDESTE SUL BRASIL
Gasolina 19% 20% 27% 31% 26% 27%
Diesel 46% 27% 46% 30% 31% 32%
Óleo
combustível 12% 2% 3% 9% 3% 6%
Nafta 0% 26% 0% 5% 20% 11%
GLP 10% 13% 10% 11% 9% 11%
Querosene 4% 3% 4% 4% 2% 3%
Outros 9% 9% 9% 9% 9% 9%
TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100%
Participação por produto nas
regiões — ano 2010
Fontes: Balanço Energético Nacional (BEN) 2000 - Superintendência de Estudos Estratégicos,
Análise BAH
Norte
6%
Nordeste 19%
Centro-
oeste
9%
Sudeste
45%
Sul
21%
Figura IV.9 - Demanda futura de derivados por região (milhões m3/ano)
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
17
O consumo de nafta aumentará de
acordo com a expansão da capacidade
de produção dos três pólos
petroquímicos (COPENE, COPESUL e
PQU), devendo alcançar 16 milhões
m3/ano em 2010 (2,0% ao ano, entre
1999 e 2010). O quarto pólo
petroquímico, em construção no RJ, terá
o gás natural como insumo, não
impactando o consumo de nafta.
Para a projeção da evolução do
consumo regional utilizaram-se os
mesmos impulsionadores de demanda da
projeção nacional de consumo aplicados
às cinco regiões geopolíticas brasileiras,
parametrizados para colocá-los em
perspectiva regional.
Em 2010, o consumo da região
sudeste representará 45% do consumo
nacional de derivados, enquanto a região
norte representará apenas 6% (ver figura
IV.9).
Como exemplos, a gasolina e o
diesel apresentam crescimentos mais
acentuados nos mercados em evolução
(regiões norte, nordeste e centro-oeste),
como mostra a figura IV.10.
 (*) Explícitos a unidade x milhões de m³
Gasolina
14.1% 14.7%
8.4% 8.8%
52.7% 51.5%
20.5% 20.5%
4.4% 4.5%
1999 2010
Sul
Sudeste
Centro-oeste
Nordeste
Norte
18,1 38,8
(1) Taxa de crescimento anual acumulado
Fontes: Balanço Energético Naciona
(BEM)l (
BEN) - 2000, Superintendência de Estudos Estratégicos , AnáliseBAH
Diesel
9.1% 9.2%
15.3% 16.2%
12.5% 12.7%42.9% 42.0%
20.2% 19.9%
1999 2010
Sul
Sudeste
Centro-oeste
Nordeste
Norte
35,5 46,9
Participação do Consumo por Região
Figura IV.10 – Participação do consumo por região (gasolina e diesel)
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
18
IV.3.2. Alternativas de Investimento
Sem a intenção de definir o que deve
ser feito, mas sim a de dar os parâmetros
das possibilidades de futuro do setor
dependendo das medidas que forem
adotadas, são apresentados diferentes
cenários. O parque de refino poderá
evoluir de formas diversas em função de
alternativas de investimento:
 Alternativa "Menor Investimento":
serão realizados investimentos
necessários para manter o parque de
refino em condições de competir em um
mercado aberto. Investimentos em
qualidade, meio ambiente e segurança
também serão necessários para atender
a especificações/legislações futuras;
 Alternativa "Adequação de Perfil e
Conversão": além dos investimentos
previstos na alternativa anterior, foram
adicionados investimentos em conversão
e pequeno aumento de capacidade,
planejados pela Petrobras até 2010. São
propostos alguns ajustes ao plano
Petrobras com o objetivo de otimizar a
utilização das unidades de conversão e
tratamento (ex. FCC e HDT) nas
refinarias onde os investimentos estão
previstos;
 Alternativa "Cobertura da Demanda
em 2010": visa aumentar a produção dos
principais derivados para atender à
demanda interna. A partir dos
investimentos das alternativas anteriores
são incluídos três módulos de 30 mil
m3/dia de capacidade (cerca de 190.000
bbl/dia cada) para cobrir a demanda
prevista em 2010. Estes módulos de
produção poderão ser instalados tanto
em refinarias existentes quanto em novos
empreendimentos (projetos greenfield),
nos quais o investimento será maior.
Estimou-se que o investimento
máximo, necessário para cobrir a
demanda em 2010, será entre US$ 13,5
bilhões e US$ 15 bilhões (ver figura
IV.11). Portanto, existe uma diferença
entre as alternativas “Adequação de
Perfil e Conversão" e "Cobertura da
Demanda em 2010" da ordem de US$
4,5 bilhões a US$ 6 bilhões.
Em todas as alternativas, o maior
percentual dos investimentos será em
qualidade de produtos, proteção
ambiental e segurança operacional (entre
40% e 90% do total). No caso da
alternativa "Cobertura da Demanda em
2010", haverá também um forte
investimento (30% do total) em expansão
de capacidade.
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
19
RPSP-2632-01-5-2Q01?h
Investimentos
(US$ bilhões)
Perfil de Investimentos
(% total)
Adicional
Greenfield(1)
Expansão
Capacidade
Conversão
Qualidade/
Meio ambiente/
Segurança
90%
67%
40%
28%
17%
30%
10%
3%
6% 10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Investimento mínimo Adequação de perfil
e conversão
Cobertura da
demanda
(1) Investimento adicional necessário caso as expansões tenham que ser feitas por meio de
projetos greenfieldsem vez de utilizar a infra-estrutura existente nas refinarias
Fontes: Petrobras, ANP, Análise BAH
6.0 6.0 6.0
2.5 2.5
4.5
0.7
0.50.5
1.5
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
Investimento mínimo Adequação de perfil
e conversão
Cobertura da
demanda
6,7
9,0
15,0
Figura IV.11 - Alternativas de investimentos
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
20
IV.3.3. Cenário de Referência
Tomando-se a alternativa “Adequação
de Perfil e Conversão" como cenário de
referência, verifica-se que em 2010 será
preciso importar todos os derivados com
exceção de óleo combustível e
querosene, totalizando aproximadamente
670 mil bbl/dia (27% da demanda total).
As principais importações serão de
gasolina (26%) e óleo diesel (17%), como
pode ser observado na tabela IV.2.
Derivado Importação(mil bbl/dia)
Produção
para
consumo
doméstico
(mil bbl/dia)
Gasolina 175 490
Nafta 180 100
Óleo diesel 140 670
GLP 100 180
Outros 75 160
Óleo
combustível 0 150
Querosene 0 85
Total 670 1.835
Tabela IV.2 – Volume de suprimentos em 2010
(Cenário de adequação de perfil e convesão)
Fluxos Regionais Totais de Derivados em 2010
(1) Inclui a Produção das Petroquímicas e das UPGNs
Fontes:Balanço Energético Nacional (BEN) - 2000, Anuário ANP, IBGE, Análises BAH
Déficit de
18,9 milhões m³/ano
(330 mil bbl/dia)
Produção de
18,5 milhões m³/ano
(320 mil bbl/dia)
Déficit de
9,6 milhões m³/ano
(170 mil bbl/dia)
Produção de
23,6 milhões m³/ano
(410 mil bbl/dia) Déficit de
6,5 milhões m³/ano
(110 mil bbl/dia)
Norte/Nordeste
Centro-oeste /Sudeste
Sul
Nota: Em cada macrorregião, a seta interna é a
produção para consumo doméstico e a seta
externa é o complemento do déficit (entrando)
ou o escoamento do superávit (saindo)
Produção de
67,8 milhões m³/ano
(1.170 mil bbl/dia)
Figura IV.12 - Demanda x produção
(comparativo 2000 e 2010)
A auto-suficiência
(produção
necessária para
atender à demanda
interna total) será
alcançada apenas
em óleo
combustível e
querosene.
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
21
Todos os fluxos por região passarão
a ser deficitários. No Norte/Nordeste, a
produção de 18,5 milhões de m3/ano não
será suficiente para cobrir a demanda de
37,4 milhões de m3/ano, gerando um
déficit de 18,9 milhões de m3/ano.
Conforme mostra a figura IV.13, o
mesmo ocorrerá no Sudeste/Centro-
oeste (com uma produção de 67,8
milhões de m3/ano para uma demanda
de 77,4 milhões de m3/ano) e no Sul
(com uma produção de 23,6 milhões de
m3/ano para uma demanda de 30,1
milhões de m3/ano).
Figura IV.13 - Fluxo de derivados por macrorregião (2010)
O impacto estimado na balança
comercial de derivados do petróleo será
de US$ 5,2 bilhões, sendo os maiores
déficits em gasolina (US$ 1,6 bilhão),
nafta (US$ 1,5 bilhão) e óleo diesel (US$
1,2 bilhão).
Em um cenário "Cobertura da
Demanda em 2010", as importações
seriam limitadas a GLP, nafta e outros,
reduzindo a necessidade de importação
para aproximadamente 240 mil bbl/dia
(ver tabela IV.4). Importações menores
reduziriam o impacto na balança
comercial de derivados para menos de
US$ 1 bilhão. Embora houvesse déficit
de US$ 1,5 bilhão em nafta, este seria
compensado pelo superávit na
exportação de óleo diesel (US$ 0,7
bilhão) e óleo combustível (US$ 0,5
bilhão).
Derivado Importação (milbbl/dia)
Produção para
consumo
doméstico (mil
bbl/dia)
Nafta 175 105
Outros 45 190
GLP 20 250
Óleo diesel 0 810
Gasolina 0 670
Óleo combustível 0 150
Querosene 0 85
Total 240 2.260
Tabela IV.3 - Volume de suprimentos em 2010
(Cenário de cobertura de demanda)
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
0% 50% 100% 150% 200%
D
em
an
da
 ( 
m
il 
m
³/a
no
)
Produção/Demanda
2010 2000
Óleo combustível
Nafta GLP
Gasolina
Óleo diesel
Querosene
Outros
Fontes: AnáliseBAH , ANP
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
22
No cenário "Menor Investimento",
seria necessário novamente importar
todos os derivados com exceção de óleo
combustível e querosene, mas
totalizando um volume maior, em torno
de 860 mil bbl/dia. Haveria maior
importação de gasolina (34% da
demanda total) e de óleo diesel (28%),
como se pode observar na tabela IV.3,
fazendo o impacto na balança comercial
de derivados subir para US$ 6,3 bilhões.
Os maiores déficits seriam de gasolina
(US$ 2,1 bilhões), óleo diesel (US$ 1,9
bilhão) e nafta (US$ 1,5 bilhão).
Derivado Importação(mil bbl/dia)
Produção
para consumo
doméstico
(mil bbl/dia)
Gasolina 225 440
Óleo diesel 220 580
Nafta 180 100
GLP 130 145
Outros 105 130
Óleo
combustível
0 150
Querosene 0 85
Total 860 1.630
Tabela IV.4 - Volume de suprimentos em 2010
(Cenário de menor investimento)
V. CONTEXTO
INTERNACIONAL
V.1. TENDÊNCIAS DA DEMANDA E DO
SUPRIMENTO
Atualmente ocorre intenso transporte
intercontinental de óleo cru. Da produção
mundial de 74 milhões bbl/dia, o fluxo de
crus entre os continentes é de 45% (33
milhões de bbl/dia). Os maiores
importadores são EUA, Europa Ocidental
e Japão, e os maiores exportadores são
o Oriente Médio e a antiga União
Soviética. Entretanto, o fluxo
intercontinentalde refinados (9 milhões
bbl/dia) representa apenas 14% da
produção total (70 milhões bbl/dia),
sendo os principais importadores os EUA
e a Europa Ocidental. Novamente os
maiores exportadores são o Oriente
Médio e a antiga União Soviética.
Este fluxo menor de refinados
decorre da localização das refinarias nas
proximidades dos centros de consumo,
de forma a suprir a demanda local.
Existem dois tipos de impulsionador para
esta proximidade dos centros de
consumo: os econômicos e os
estratégicos. Entre os econômicos,
destaca-se o menor custo de transporte
de crus quando comparado ao de
refinados. Além disso, os crus podem ser
fornecidos mundialmente, enquanto as
refinarias têm que adaptar sua produção
à demanda local, devido ao perfil da
demanda de refinados e às
especificações dos produtos.
Dentre os impulsionadores
estratégicos está o fato de que os
governos ainda consideram as refinarias
uma indústria estratégica, seja como
fornecedor de combustível para as
Forças Armadas ou como indicador do
nível de desenvolvimento do país. Outro
impulsionador estratégico é a dificuldade
de realocar uma refinaria estabelecida
em um lugar, devido à grande base de
ativos instalados e aos altos custos de
preparação do terreno, entre outros
motivos.
De fato, a capacidade de refino por
região é próxima à demanda por
refinados (ver figura V.1). Como exceção,
destacam-se apenas a América do Norte,
onde há um déficit significativo, e a antiga
União Soviética e o Oriente Médio, onde
a baixa utilização das refinarias é uma
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
23
característica marcante. Nas demais
regiões, a utilização da capacidade de
refino é alta.
Outro aspecto a ser destacado no
mercado de derivados de petróleo é que
tem ocorrido um deslocamento do perfil
de refinados para produtos leves. De
1965 até 2000, houve um crescimento
acelerado no consumo dos destilados
médios em detrimento dos óleos
combustíveis. Enquanto nesse período
os destilados médios (óleo diesel e
querosene) cresceram de uma
participação de 27% do total para 37%,
os óleos combustíveis reduziram sua
participação de 29% para 16%.
Gasolinas e outros derivados (gases
residuais, GLP, coque, lubrificantes, etc.)
permaneceram estáveis.
Grande parte da redução no
consumo de derivados mais pesados
(óleo combustível e combustível para
aquecimento) está ocorrendo devido à
sua substituição, com sucesso, por
outras fontes, tais como:
 Gás natural: mais eficiente do que o
óleo combustível e com melhorias no
rendimento;
 Energia nuclear e hidroelétrica:
também mais eficiente do que o óleo
combustível, embora ainda dependa do
acesso do país à tecnologia (nuclear) ou
dos recursos naturais (hidro) e da
aceitação popular (nuclear).
Figura V.1 – Demanda de refinados x capacidade de refino por região (1999)
(1) OCDE = Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico: Austrália, Japão, Coréia do Sul, Áustria, Bélgica, Dinamarca,
Finlândia, França, Alemanha, Grécia, Groenlândia, Irlanda, Itália, Luxemburgo, Países Baixos, Nova Zelândia, Noruega, Polônia, Portugal,
Espanha, Suécia, Suíça, Grã-Bretanha, Canadá, México, EUA, República Tcheca, Hungria, República Eslováquia, Turquia
Fontes: BP Statistical Review, International Energy Agency, , Análise BAH
0
5
10
15
20
25
América do
Norte
Europa Ásia OCDE Antiga União
Soviética
Oriente
Médio
África América do
Sul
Ásia não-
OCDE
M
ilh
õe
s 
bb
l/d
ia
Demanda refinados Capacidade de refino
(1)
(1) OCDE = Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico: Austrália, Japão, Coréia do Sul, Áustria, Bélgica, Dinamarca,
Finlândia, França, Alemanha, Grécia, Groenlândia, Irlanda, Itália, Luxemburgo, Países Baixos, Nova Zelândia, Noruega, Polônia, Portugal,
Espanha, Suécia, Suíça, Grã-Bretanha, Canadá, México, EUA, República Tcheca, Hungria, República Eslováquia, Turquia
Fontes: BP Statistical Review, International Energy Agency, , Análise BAH
0
5
10
15
20
25
América do
Norte
Europa Ásia OCDE Antiga União
Soviética
Oriente
Médio
África América do
Sul
Ásia não-
OCDE
M
ilh
õe
s 
bb
l/d
ia
Demanda refinados Capacidade de refino
(1)
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
24
Por outro lado, a demanda crescente
por transportes e a falta de substitutos
efetivos contribuíram para o crescimento
da demanda por gasolina e diesel. Os
principais substitutos ou têm
disponibilidade limitada devido à baixa
produção (caso do GLP) ou a rede de
distribuição ainda é pouco desenvolvida
(GNV). Outras fontes alternativas de
energia (biomassa, resíduos, hidrogênio,
etc.) não podem ser consideradas para
uso em larga escala ainda nesta década.
Em termos de capacidade mundial de
refino, embora acompanhando a
demanda de refinados na última década,
vem ocorrendo aumento da utilização da
capacidade instalada, com risco de haver
falta de capacidade. Em 1980 a utilização
era de 77%, mas em 1999 subiu para
92%, com tendência a continuar
crescendo (ver figura V.2).
Apesar de ultimamente a taxa de
utilização estar alta, as margens de refino
– definidas como a venda bruta do
refinado subtraída do preço dos crus, dos
custos de transporte, dos custos
operacionais da refinaria e da provisão
de custo de crédito – não têm sido
atraentes. Raramente atingiram os níveis
esperados para reinvestimento. Na
maioria das regiões situam-se em torno
de US$ 3,50/bbl.
Nos últimos dez anos, as margens de
refino foram extremamente voláteis.
Embora a Guerra do Golfo tenha
aumentado as margens temporariamente
(no noroeste da Europa a margem para o
tipo Brent alcançou o pico de US$
3,76/bbl), a tendência se reverteu
rapidamente e as margens caíram abaixo
dos níveis de 1989 (em 1999 a margem
para o tipo Brent foi de US$ 0,30/bbl).
Embora o ano 2000 tenha sido
excepcional (margem de US$ 1,93/bbl),
estimulado pela escassez de gasolina
nos EUA, em 2001 as margens caíram
novamente.
Figura V.2 – Evolução da capacidade de refino comparada com a demanda mundial de refinados
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
19
80
19
81
19
82
19
83
19
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19
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87
19
88
19
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92
19
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19
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19
96
19
97
19
98
19
99
mi
lh
õe
s
bb
l /
di
Demanda de refinados Capacidade de refino
Fontes: BP Statistical Review-Junho 2001, EIA, Análise BAH
Recessão
mundial e altos
preços de
energia
Fechamento de
refinarias nos EUA
e Europa (baixa
rentabilidade)
Crescimento
mundial com
preços de energia
moderados
Certa capacidade
adicional; aumento
da confiabilidade das
refinarias
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
25
Conseqüentemente, os investimentos
em refino foram muito reduzidos. No caso
dos EUA, apenas os investimentos em
redução de poluição cresceram, mesmo
assim apenas em termos percentuais
(ver figura V.3).
Na Europa, o mesmo comportamento
pode ser observado. O investimento total
não foi tão reduzido quanto nos EUA (de
US$ 5,2 bilhões em 1988 para US$ 4,3
bilhões). Entretanto, o percentual
destinado ao meio ambiente subiu de
10% (US$ 0,5 bilhão) para 42% (US$ 1,8
bilhão), provocando uma redução do
investimento relacionado à demanda de
US$ 4,7 bilhões para US$ 2,5 bilhões.
No que diz respeito a agentes
econômicos atuando na cadeia de valor
do petróleo, identificam-se tanto agentes
tradicionais quanto alternativos. Dentre
os tradicionais destacam-se quatro tipos,
com estratégias diferentes:
 Grandes multinacionais (majors):
estão em processo de desinvestimento
no setor de refino, devido à baixa
rentabilidade, para redirecionar fluxo de
caixa para E&P (exemplos: BP e Unocal);
 NOCs (National Oil Companies)
produtoras de petróleo: consideram o
refino um canal de vendas de seus
próprios crus, apostando na criação de
valor ao longo da cadeia de valor
(exemplos: KPC e PDVSA/CITGO);
 NOCs não-produtoras de petróleo:
mantêm refinarias como ativos
estratégicos, mas redirecionam o fluxo de
caixa para negócios mais rentáveis
(exemplos: Hellenic Petroleum e OMV);
 Refinarias independentes: buscam
gerar caixa e se desenvolvem em
mercados em que há concorrênciae
rentabilidade no refino (exemplo: Petro
Plus).
0
2
4
6
8
10
12
14
19
74
19
80
19
86
19
92
19
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bi
lh
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de
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ól
ar
es
 (1
99
9)
Total Investimentos de Empresas FRS
Investimentos com Redução de Poluição (U.S. Bureau of the Census)
Investimentos com Redução de Poluicão (American Petroleum Institute)
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
19
74
19
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19
86
19
92
19
98
(1): FRS engloba todas as grandes empresas produtoras de energia baseadas nos EUA (32 empresas em 1999)
Fontes: Investimentos em Refino: Energy Information Administration, Form EIA-28 (Financial Reporting System, FRS)
Investimentos relacionados à poluição: 1974-1994: U.S. Department of Commerce; 1990-1999: American Petroleum Institute, U.S. Petroleum Industry's
Environmental Expenditures, 1990-1999 (Washington, DC, 19 de janeiro de 2001)
Nota: RFG = Reformulated Gasoline
Pico do período de investimento para
atender às especificações de RFG
(1)
Investimentos em Redução de Poluição como
 um Percentual do Total dos InvestimentosInvestimentos Anuais
Figura V.3 – Investimentos em downstream e relacionados à poluição (EUA)
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
26
Entre os agentes alternativos,
destacam-se os traders e importadores.
Os agentes alternativos são os seguintes:
 Traders: operam tanto na compra
quanto na venda em mercados com
liquidez e escala;
 Importadores: oferecem ativos de
logística (como píeres, tanques de
armazenamento e acesso à logística
doméstica) para refinarias, traders
estrangeiros e varejistas locais;
 Formuladores (blenders): dependem
de oportunidades de desequilíbrio entre
oferta e demanda, acesso à infra-
estrutura logística e à informação. Suas
atividades normalmente são transitórias;
 Plantas petroquímicas: mundialmente
são agentes marginais. Produzem alguns
produtos que compõem a gasolina, mas
freqüentemente não contam com a infra-
estrutura para comercializar a gasolina
eficientemente.
V.2. EXEMPLOS DE POLÍTICAS DO
GOVERNO PARA O SETOR DE
REFINO
V.2.1. Políticas para incentivar
investimentos
Os reguladores podem incentivar o
investimento por meio da criação de
condições financeiras e de mercado
atraentes, e da estabilização das
expectativas dos refinadores. Existem
várias alavancas disponíveis para
alcançar estes objetivos. Por exemplo, é
possível estimular o aumento da
demanda de um derivado específico
tornando o mercado atraente por meio de
incentivos fiscais. Este favorecimento de
demanda também pode ser obtido com
políticas para construção e manutenção
da confiança na estabilização do
crescimento da demanda. Como
exemplo, podem ser mencionadas
políticas de longo prazo, mudanças
progressivas nas políticas domésticas,
etc.
Outra alavanca potencial disponível é
garantir aos refinadores investidores que
haverá um ambiente competitivo
harmonioso a longo prazo. Essa
alavanca pode ser implementada, por
exemplo, por meio da definição de
especificações difíceis de serem
atingidas (regras de formulação rígidas),
protegendo os refinadores que investem
para competir.
De fato, um ambiente competitivo
saudável é uma forte alavanca para atrair
investimentos. Receber bem novos
investidores (domésticos ou
internacionais) é fundamental. E, em
caso de mudanças de políticas com
impacto sobre esse ambiente, é
importante o faseamento adequado da
implementação.
A oferta de subsídios e/ou isenções
fiscais, com períodos bem definidos,
pode também ser empregada para
garantir a antecipação de investimentos
em novas refinarias ou na modernização
de refinarias existentes, sendo uma outra
alternativa de alavanca para incentivar
investimentos.
Finalmente, podem ser implementadas
políticas de incentivo à redução de custos
operacionais, como a adoção de
tecnologias mais eficientes.
É importante, no entanto, enfatizar
que os tipos de política de incentivo aos
investimentos aqui descritos foram
adotados em vários países,
caracterizando-se, portanto, como
modelos que odem servir de base
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
27
para o desenvolvimento do refino
nacional. Na Suécia, por exemplo,
estimulou-se a demanda de diesel com
baixíssimo teor de enxofre via incentivos
fiscais. As especificações do diesel (peso
máximo de enxofre, densidade máxima,
peso máximo de aromáticos)
implementadas pela Suécia em 1994
estão entre as mais rígidas do mundo.
Foi criado um imposto por m3 de derivado
para cada ppm de conteúdo de enxofre.
Como resultado, houve grande
aumento da demanda por diesel de baixo
teor de enxofre, incentivando refinadores
a investir em unidades de conversão para
produzir combustíveis mais limpos.
Quase toda a capacidade foi convertida
e, atualmente, os refinadores suecos
estão bem posicionados para aproveitar
a crescente demanda desse diesel na
Europa. A política foi bem-sucedida por
ter criado expectativas altas e duradouras
para os refinadores, antecipando a
tendência mundial por produtos menos
poluentes.
A Índia é um exemplo de antecipação
de investimentos em novas refinarias por
meio de isenções fiscais. Até
recentemente, o país enfrentava um
grande déficit de derivados. Em 1998, o
governo decidiu estimular investimentos
em novas refinarias oferecendo isenções
fiscais por cinco anos para os projetos
iniciados após 1998 e concluídos antes
de 2003.
Tais incentivos resultaram em três
novas refinarias, levando a Índia à auto-
suficiência. O fator decisivo para o
sucesso foi o horizonte de tempo do
incentivo – claramente determinado e
razoavelmente curto (cinco anos) – aliado
a ameaças de que os subsídios seriam
cancelados caso o projeto não fosse
completado até 2003. Além disso, a
política claramente favorecia projetos
greenfield, sem nenhum incentivo para
expansões.
Um ambiente competitivo aberto
pode ser eficaz para captar
investimentos. A Índia abriu o setor de
refino para agentes privados nacionais e
estrangeiros para a construção de novas
refinarias em 1991. Os agentes
estrangeiros poderiam ter participação de
até 49%, em caso de joint ventures (JV)
com agentes privados nacionais, e de
26%, em JV com empresas estatais. O
varejo permaneceu sob controle do
governo, mas estava previsto um
potencial acesso a ele em 2002, desde
que fossem realizados investimentos
prévios em refino, E&P ou infra-estrutura
dutoviária.
A política conseguiu atrair
investimentos de agentes privados
nacionais (em particular da Reliance,
gigante petroquímico indiano) devido à
expectativa de elevado crescimento da
demanda de derivados e à potencial
abertura do mercado de varejo.
Entretanto, não foi capaz de atrair
agentes estrangeiros devido,
principalmente, à falta de acesso ao
varejo e às incertezas sobre os prazos e
as regras de desregulamentação.
Para obter sucesso a abertura para a
concorrência tem de ter suas etapas bem
planejadas e implementadas. A Polônia,
antes de privatizar e permitir a
concorrência, investiu em modernização
do seu parque de refino. As refinarias
enfrentavam falta de capital, tecnologias
obsoletas, baixa eficiência energética e
baixa utilização da capacidade. O
governo decidiu, então, lançar um plano
agressivo para modernizar a indústria de
refino, com custos estimados em US$ 2,5
bilhões. Este plano foi baseado na
proteção dos refinadores domésticos por
meio do aumento de tarifas alfandegárias
e em um grande investimento para
modernizar as instalações das refinarias
Plock e Gdansk. Uma parcela
significativa dos custos desta
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
28
modernização foi assumida por
investidores privados – privatização da
Plock por meio de IPO (initial public
offering) e venda de 75% da Gdansk para
a Rotch Energy do Reino Unido, que
concordou em investir US$ 600-700
milhões em expansão.
Devido a este plano, a Polônia pôde
aumentar a sua auto-suficiência em
diesel e óleo de aquecimento, apesar do
aumento na demanda. Pôde melhorar a
qualidade dos produtos e, ao mesmo
tempo, se preparar para a livre
concorrência. A boa implementação por
fases, com o início da modernização dos
ativos domésticosantes da mudança da
política, foi a chave para que as refinarias
domésticas se preparassem para a
concorrência
.
V.2.2. Outras Políticas
Por fim, além de incentivar
investimentos, os reguladores também
podem promover a concorrência de
preços, tanto entre refinadores quanto ao
redor deles, conforme a tabela V.1 a
seguir:
Alavancas de
concorrência relacionadas
a preço
Concorrência entre
refinadores
Concorrência ao redor de
 refinadores
Estrutura de concorrência:
Dominância/ Alta
concentração/Propriedade
 Quebrar o monopólio de
refino em várias entidades
distintas
 Impor acesso a terceiros
Suprimento de produtos Criar oportunidades de
trading com logística
 Reduzir taxas de importação
e dar acesso à logística
 Quebrar direitos exclusivos
de importação
Política de precificação Adotar políticas de livre
precificação
 Favorecer agentes que
dêem descontos
Tabela V.1 – Visão geral das políticas para promover concorrência de preços
A Polônia, por exemplo, dividiu seu
setor de refino em vários órgãos para
competir entre si. O governo reestruturou
a indústria de refino para estabelecer a
base para os pólos futuros de
concorrência no refino e comercialização.
As refinarias Plock e Gdansk foram
transformadas em empresas acionárias
em 1993. Foram implementadas a fusão
da refinaria Plock com uma das cinco
pequenas refinarias do Sul (Trzebinia) e
a fusão da refinaria Gdansk com outra
refinaria do Sul (Jedlicze). Em 1997 a Lei
de Energia estabeleceu o acesso de
terceiros à infra-estrutura logística, como
forma de evitar supremacias regionais. O
maior pólo (Plock) permanecerá sob
controle do governo, enquanto os outros
serão privatizados para empresas
internacionais.
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
29
Na França, ao contrário, foi permitida
uma alta concentração no setor de refino.
A TotalFinaElf, após sua fusão, passou a
ter seis refinarias e a dominar 55% do
mercado. Outras quatro empresas
(ExxonMobil, Shell, BP e CRR) ficaram
com os 45% restantes. Mas o livre
acesso à infra-estrutura logística foi
mantido. Numerosos terminais de
importação são operados por empresas
logísticas independentes e mais de 50%
do transporte de derivados é feito em
polidutos operados por consórcios sob
intensa fiscalização de autoridades de
defesa da concorrência. Estas condições
de livre acesso ajudaram a viabilizar a
concorrência entre as refinarias.
VVII.. PPRRIINNCCÍÍPPIIOOSS QQUUEE DDEEVVEEMM
NNOORRTTEEAARR OO
DDEESSEENNVVOOLLVVIIMMEENNTTOO DDOO
RREEFFIINNOO NNAACCIIOONNAALL
A situação atual e, principalmente, a
evolução da demanda e do suprimento
nos próximos anos suscitam dez
princípios que devem nortear a
concepção de um modelo para o
desenvolvimento do refino nacional (ver
figura VI.1).
Figura VI.1 – Questões-chave para o desenvolvimento do refino nacional
Dimensão e
urgência dos
Dimensão e
urgência dos
investimentos
Ambiente
Competitivo
AAmmbbiieennttee
ccoommppeettiittiivvoo
Atração de
Cobertura da
demanda
1
Uso doUso do
cru nacional
3
Controle da
Petrobras
PPoorrttee ee mmooddeelloo
ddaa PPeettrroobbrraass
5
 Perfil
dos Agentes
PPeerrffiill ddooss
aaggeenntteess
eeccoonnôômmiiccooss
6
Infra-estrutura
logística
CCoonnttrroollee ddaa
iinnffrraa--eessttrruuttuurraa
llooggííssttiiccaa
7
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8
AAttrraaççããoo ddee
iinnvveessttiimmeennttooss
9
de MA e especif
 especif. de produto
meio ambiente e
 Normas de2
PPllaanneejjaammeennttoo ee
iimmpplleemmeennttççããoo ddee
aaççõõeess rreegguullaaddoorraass
10
Dimensão e
urgência dos
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10
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
30
VI.1. COBERTURA DE DEMANDA
O fluxo intercontinental de petróleo
cru é de 45% do total processado no
mundo, enquanto o fluxo intercontinental
de refinados representa apenas 14% da
produção mundial. Isso mostra que as
refinarias estão localizadas perto dos
centros de consumo, de forma a suprir a
demanda local. Além do mais. existem
impulsionadores econômicos e
estratégicos para esta proximidade dos
centros de consumo, conforme
apresentado no item V.1 – Tendências da
Demanda e Suprimento.
A prática internacional demonstra
que os países procuram manter sob sua
responsabilidade a produção de pelo
menos 70% ou 80% da demanda interna.
A maioria dos países da Europa, os EUA
e a Argentina produzem mais de 70% da
demanda interna de derivados.
Historicamente, o Japão sempre se
preocupou com sua dependência no
suprimento de derivados. Desenvolveu
novas unidades de refino a fim de
processar o máximo de petróleo possível
para atender à demanda doméstica e,
atualmente, produz mais de 80% de sua
demanda de derivados em suas
refinarias.
Outro exemplo é a Índia, que, para
atender ao aumento de demanda de
derivados, tem concentrado seus
esforços no aumento de capacidade de
refino (cinco refinarias nos últimos dez
anos) e na implementação da tecnologia
necessária para atingir a demanda
predominante de destilados médios (5%
de aumento de conversão nos últimos
cinco anos).
Ao mesmo tempo, esses países
estão tentando adequar a produção ao
perfil da demanda e da sua evolução. A
Índia tem procurado reduzir sua
dependência de importações de diesel e
óleo para aquecimento. Na França, os
refinadores domésticos não
acompanharam esta evolução, o que
resultou em um superávit de gasolina e
em um aumento no déficit de destilados
médios.
O Brasil, atualmente, está acima da
faixa de 80% da cobertura da demanda
interna de derivados, havendo déficit de
alguns produtos que não chega a
comprometer o abastecimento nacional
(ex.: diesel e GLP). Mas precisará fazer
investimentos para continuar assim em
2010. A demanda de derivados no país
hoje é de 107 milhões m³/ano (base:
2001) e cerca de 92% são supridos pela
produção interna. Em 2010, a demanda
estimada será de 145 milhões m³/ano e
serão necessários de US$ 4,5 bilhões a
US$ 6 bilhões de investimentos em
aumento de capacidade do parque de
refino nacional para equacionar o déficit
previsto para aquele ano, além dos US$
9 bilhões já previstos no Plano
Estratégico da Petrobras.
A realização ou não dos
investimentos no parque de refino pode
acarretar impactos significativos na
balança comercial do país:
(i) considerando os investimentos
previstos no Plano Estratégico da
Petrobras, haverá um déficit de derivados
de 670 mil bbl/d que, se suprido por
importações, acarretará um impacto de
US$ 5,2 bilhões por ano; (ii) caso haja
dificuldades na implementação do citado
plano da Petrobras, o déficit aumentaria
para 860 mil bbl/d, com um impacto de
US$ 6,3 bilhões por ano; (iii) por outro
lado, caso os investimentos previstos
pela Petrobras e os adicionais
necessários para aumento de capacidade
sejam realizados, o déficitseria reduzido
para 240 mil bbl/d, com um impacto de
US$ 700 milhões/ano.
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
31
Estes investimentos também
reduzirão o alto grau de dependência
externa dos volumes de demanda
projetados. Caso os investimentos não
ocorram, o grau de dependência de
importação de derivados causaria o risco
de desabastecimento, além das pressões
inerentes a elevações de preços. A atual
transação mundial de derivados envolve
9 milhões bbl/dia. Sem investimentos, em
2010 o Brasil precisaria importar em
torno de 10% desse mercado. Além do
mais, os países não estão investindo em
aumento de capacidade de refino visando
a exportações e, sim, o mínimo para suas
necessidades internas, provocando o
risco de desabastecimento e pressões
sobre os preços. O Brasil teria como
possíveis fontes de suprimento externo a
Venezuela e a Argentina, países vizinhos
tradicionalmente exportadores de
petróleo e derivados.
Em resumo, a demanda de
derivados deveria ser suprida
majoritariamente pela produção local,
evitando um elevado déficit na balança
comercial e uma grande dependência
externa. Para isso, investimentos da
ordem de US$ 4,5 bilhões a US$ 6
bilhões serão necessários para
aumento de capacidade, visando
atender à demanda em 2010.
VI.2. NORMAS DE PROTEÇÃO
AMBIENTAL E ESPECIFICAÇÃO DE
PRODUTOS
Desde os anos 80, a redução de
emissões de poluentes é o maior
direcionador de mudanças de
especificações de combustíveis de
transportes em âmbito internacional
(EUA, Europa e Japão).
Conseqüentemente, os países
industrializados têm lançado seus
programas de controle de qualidade do
ar, forçando melhorias em motores e
combustíveis. Dentre estes países,
alguns adotam programas ainda mais
radicais, em geral aliados à redução de
impostos.
No Brasil, a legislação está evoluindo
e seguindo tendências internacionais.
Entretanto, existe claramente uma
defasagem desta legislação quando
comparada às existentes em países
desenvolvidos (ex. teor de enxofre do
diesel em 2000: Brasil – 2.000 ppm
(metropolitano); Suécia – 50 ppm; Europa
– 350 ppm).
Especificações e regulamentações
mais rígidas trazem fortes impactos para
o setor de refino, pois resultam em
grandes investimentos, que algumas
vezes comprometem a sobrevivência de
refinarias. Podem ter impacto substancial
nos custos operacionais de refino – nem
sempre compensados com o aumento
dos preços –, o que pressiona a
rentabilidade dos negócios.
Por outro lado – conforme foi
discutido no item V.1, Tendências da
Demanda e do Suprimento –, os
investimentos em refino foram muito
reduzidos nos últimos anos, enquanto a
participação dos investimentos
relacionados à proteção ambiental
continua crescendo. Na Europa, em 2000
investiu-se cerca de US$ 1,8 bilhão em
adequações relativas ao meio ambiente,
num total de US$ 4,3 bilhões (42%). Em
1988, estes investimentos representavam
apenas 10% do total. No Brasil, a
Petrobras já divulgou em seu plano a
intenção de investir US$ 6 bilhões no
refino, para atender à evolução das
especificações, a questões ambientais e
de segurança operacional.
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
32
Portanto, seriam necessários
investimentos significativos no futuro
visando adaptar a produção de
refinados às exigências de qualidade
de produtos, proteção ambiental e
segurança operacional.
VI.3. USO DO CRU NACIONAL
Mundialmente, o cru tem se tornado
mais pesado. Em função disso, os
países, inclusive o Brasil, têm se
preparado para esse tipo de
processamento. Países dependentes de
petróleo importado em geral prepararam
suas estruturas de refino com alta
conversão para se adaptar a crus
pesados. No Brasil, os crus que estão
surgindo são também mais pesados, já
que a média nacional, que em 1993 era
de 28 °API, em 2000 baixou para 25
°API.
É prática mundial as refinarias
processarem misturas de crus, facilitando
o uso de pesados e até extrapesados,
que também apresentam dificuldades
físicas de transporte. Este procedimento
pode ser observado no Brasil. Apesar da
média do cru nacional ter atingido 25
°API no ano 2000, o °API médio do cru
processado foi de 28,5, o que significa
que foram realizados blendings para
diluição (processamento de 25%
importado e 75% nacional).
O país tem a maioria de suas
refinarias preparadas para processar cru
pesado, o que permite ao refinador
escolher entre vários crus para atingir o
perfil de produção desejado.
Em termos de tendência mundial na
seleção de crus, verifica-se a utilização
do melhor sob o aspecto econômico para
cada refinaria, evitando a mudança das
unidades de refino de acordo com a
exploração e a produção de petróleo
locais. Por exemplo, o México e os EUA
processam o cru economicamente mais
vantajoso para cada refinaria, não
importando a origem, mas sim a
combinação, a estrutura de refino e o
perfil de derivados desejado.
O critério para seleção do cru pode,
em alguns casos, ser ainda uma questão
estratégica e/ou econômica. A
Venezuela, por exemplo, utiliza o cru
local para produção de derivados, a fim
de capitalizar suas enormes reservas e
agregar valor ao seu cru porque este não
é de boa qualidade e derivados possuem
maior valor agregado.
Como conclusão, a utilização de
crus diferentes (nacionais ou
importados) deveria se basear em
decisões econômicas, proporcionando
flexibilidade aos agentes.
VI.4. DIMENSÃO E URGÊNCIA DOS
INVESTIMENTOS
Como resultado das considerações
anteriores, a dimensão e a urgência dos
investimentos totais necessários em
refino representam por si só uma questão
crítica.
O total dos investimentos
necessários para adequar o parque de
refino e atender à demanda em 2010 é
de US$ 13,5 bilhões a US$ 15 bilhões,
incluindo neste montante US$ 9 bilhões
previstos no Plano Estratégico da
Petrobras. Comparativamente, nos
últimos oito anos, a Petrobras investiu
US$ 4,2 bilhões no refino. Além disso, o
país deve tomar decisões de
investimento no curto prazo, para que os
efeitos possam ser sentidos ainda no
final da década.
Caso os investimentos não ocorram,
o grau de dependência de importação de
derivados, conforme foi dito
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
33
anteriormente, poderia levar ao risco de
desabastecimento. Como os países
estão investindo em aumento de
capacidade de refino apenas para
atender a suas necessidades internas e
visando a exportações, a ausência de
investimentos poderia provocar risco de
falta e pressões sobre os preços.
Quanto à atratividade, apesar das
margens de refino mundiais serem baixas
e com alta volatilidade, no Brasil há
perspectivas de que as condições sejam
melhores, pois os custos operacionais
praticados pelas refinarias de porte
médio a alto (>150.000 bbl) são mais
baixos do que os do mercado
internacional.
Em resumo, a dimensão e a
urgência dos investimentos totais
necessários no refino, quando
comparadas com a situação recente,
representam uma mudança
significativa na política de
investimentos.
VI.5. PORTE E MODELO DA
PETROBRAS
No Brasil, a Petrobras detém quase a
totalidade do mercado de refino: controla
mais de 98% da capacidade de refino
nacional e supre 80% do mercado
doméstico. Além disso, atua sob um
modelo operacional integrado, realizando
planejamentos de produção, custos e
investimentos conjuntos entre as
refinarias e fazendo uso de uma malha
logística bastante interligada. Seu parque
de refino atual possui margens brutas
médias comparáveis às médias mundiais
(US$ 5,5 a US$ 7,8 por barril). A entrada
de sócios minoritários em joint ventures
em refinarias específicas não impacta
significativamente o controle.
A título de exemplo, em outros países
onde existia alta concentração no setor
de refino o modelo foi revisto. No caso da
Polônia, houve uma reformulação desse
setor com reestruturação e fusão de
refinarias, venda de postos de gasolina
às refinarias e estabelecimento de
acesso de terceiros à infra-estrutura
logística. O objetivo foi criar a base para
os pólos futuros de concorrência no
refino e na comercialização. O maior pólo
permanecerá sob controle do governo,
enquantoos outros serão privatizados.
Na França, foi aprovada a fusão da
TotalFinaElf, resultando na concentração
de 55% do mercado de refino, com a
condição de que o grupo vendesse
grande parte dos seus ativos logísticos
(depósitos e polidutos). Na Índia, existe
uma multiplicidade de agentes
econômicos atuando no refino: três
empresas estatais de comercialização e
refino, quatro refinarias estatais
independentes e joint venture entre
empresas estatais e privadas, além de
uma empresa privada nacional. Além
disso, estes agentes compartilham a
propriedade da empresa criada para
atuar na infra-estrutura (Petronet Índia).
Na Argentina, a YPF detinha 60% da
capacidade de refino antes da
privatização. Depois disso, uma série de
obrigações foram impostas à
Repsol/YPF, tais como desinvestimento
em postos para voltar à participação
anterior à privatização (troca de ativos
com a Petrobras) e impossibilidade de
transferência de ativos a agentes com
participação superior a 10% no varejo ou
refino.
Diferentemente, na Venezuela, houve
a consolidação do monopólio estatal no
setor de refino. Isto ocorreu porque o
petróleo é a indústria mais importante do
país, onde a monetização das reservas
de petróleo tem um grande impacto na
economia nacional. A PDVSA, empresa
nacional de petróleo, em 2000 contribuiu
ANP
Modelo para o Desenvolvimento do Refino Nacional
34
com 84% das exportações nacionais e
51% da receita fiscal.
Em suma, o controle exercido de
fato pela Petrobras sobre o refino
impõe dificuldades significativas para
o surgimento de novos concorrentes.
A mudança desse quadro depende de
uma revisão da participação da
Petrobras para que novos agentes
tenham condições de concorrer com
ela.
VI.6. PERFIL DOS AGENTES
ECONÔMICOS
Os agentes econômicos atuando no
refino podem ser tradicionais ou
alternativos, e com perfis variados (ver
item V.1 – Tendências da Demanda e
Suprimento). A presença dos agentes
com diferentes perfis determina o nível
de concorrência presente no mercado.
No setor de refino brasileiro atual,
predominam dois tipos de agente, em
diferentes escalas: uma NOC produtora
de petróleo e, em menor escala, dois
agentes privados que são refinarias
integradas com o varejo (Manguinhos e
Ipiranga). O volume da produção
nacional de crus ainda não justifica
postura semelhante à praticada pela
Venezuela, onde se manteve o
monopólio estatal, viabilizando a
estratégia de escoar a produção do seu
próprio cru.
Mundialmente, também se pode
observar a presença de vários agentes
determinando o nível de concorrência. Na
França, embora a TotalFinaElf tenha
mais da metade da capacidade de refino
do país, a participação dos
hipermercados gerou uma divergência de
interesses no varejo. Contudo, a
permissão para a prática de dumping no
varejo inibiu investimentos no refino.
A Índia abriu o mercado de refino
para empresas privadas, garantindo auto-
suficiência por meio da construção – via
incentivos fiscais – de refinarias
greenfield. Embora não tenha conseguido
atrair multinacionais (o varejo ainda não
foi liberado), a iniciativa privada local tem
investido pesadamente no setor de forma
isolada. Na Argentina, com a
obrigatoriedade imposta à Repsol/YPF de
desinvestir parte de sua capacidade de
refino e varejo para um agente com
participação menor que 10%, um novo
agente (Petrobras) foi atraído.
Portanto, o estabelecimento de
novos agentes relevantes é condição
necessária para uma concorrência
estrutural no setor de refino.
VI.7. CONTROLE DA INFRA-ESTRUTURA
LOGÍSTICA
A tendência mundial é o
compartilhamento de infra-estrutura
logística com grande transparência,
gerando um bom ambiente competitivo e
abrindo espaço para investimentos em
expansão. Na França, mais de 50% dos
derivados são transportados por dutos,
que são abertos a terceiros, foram
construídos com incentivos da OTAN
(Organização do Tratado do Atlântico
Norte) e são operados por
consórcios/empresas logísticas
independentes, sob forte fiscalização de
autoridades de defesa da concorrência.
Também foi determinado que a
TotalFinaElf deveria se desfazer de
grande parte de seus ativos logísticos.
Na Índia, foi criada a Petronet Índia, na
qual 50% de participação é das
empresas públicas e o restante é do
setor privado e de investidores
financeiros. Esta empresa é encarregada
de construir novos dutos, com a
possibilidade de criar JVs entre empresas
públicas e privadas.
ANP
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35
O compartilhamento da infra-
estrutura logística é mais eficaz quando a
posse e o controle dos dutos/terminais
são balanceados entre diferentes
agentes. Isso evita a concentração da
informação dos fluxos nas mãos de um
único agente e, no caso em que os
preços são regulados, o poder regulador
é fortalecido.
Identificam-se duas opções de
modelo tarifário para os serviços
logísticos, associados ao provimento de
livre acesso: tarifas negociadas entre os
agentes, apenas a partir do momento em
que os reguladores tenham garantido a
concorrência justa entre os refinadores; e
tarifas reguladas pelo governo, o modelo
normalmente mais utilizado.
No Brasil, o esquema de
propriedade, controle e operação da
infra-estrutura logística precisa ser
revisto. Houve a liberação do acesso à
infra-estrutura para os agentes
interessados, em meados de 2000. Este
modelo, entretanto, ainda não
corresponde às expectativas, já que a
propriedade dos dutos e terminais
permaneceu nas mãos da Petrobras e há
ausência de transparência nas
operações.
Logo, a configuração e o controle
atual da infra-estrutura logística ainda
impedem o estabelecimento da
concorrência, seja por volume ou por
preço.
VI.8. AMBIENTE COMPETITIVO
O ambiente competitivo pode ser
gerado entre refinadores ou ao redor
deles, como apresentado no item V.2-2
(Outras Políticas). No Brasil, o refino é o
setor da cadeia de valor do petróleo que
apresenta menor nível de abertura e
concorrência. É, portanto, o setor que o
governo e a ANP querem focalizar para
continuar o processo de abertura.
Entretanto, dada a condição de
domínio da Petrobras, algumas das
alavancas discutidas deverão ser
aplicadas para estabelecer o ambiente
competitivo.
A concorrência só poderá ser
desenvolvida por meio da atração de
agentes econômicos relevantes, que
poderão não se estabelecer nas atuais
condições de concorrência.
VI.9. ATRAÇÃO DE INVESTIMENTOS
É preciso alterar algumas variáveis a
fim de criar as condições atrativas em
termos econômicos e estratégicos para
os agentes desejados. Algumas
características do setor de refino no
Brasil são vantajosas: o estágio de
abertura e o nível de intensidade
competitiva em que se encontram as
outras etapas da cadeia de valor do
petróleo; o crescimento de quase 40% na
demanda para os próximos anos; a boa
margem bruta de refino e os custos
operacionais baixos.
Entretanto, ainda existem condições
não adequadas à atração de
investimentos para o setor de refino do
Brasil. A principal é a existência de um
agente mantendo o controle e a
hegemonia no refino e na infra-estrutura
logística. Além disso, falta uma visão de
longo prazo para o desenvolvimento do
setor. Conseqüentemente, é necessário
atuar no ambiente competitivo para criar
as condições estratégicas e econômicas
para conquistar agentes com o perfil
desejado.
ANP
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36
Esta geração de condições atrativas
precisa ser combinada com incentivos,
devido ao porte e à urgência dos
investimentos necessários. Considerando-
se o crescimento previsto de demanda e
a cobertura do parque de refino atual, os
investimentos precisam acontecer num
horizonte de tempo curto, definido e
gerenciável
Atentando para o nível e a
volatilidade das margens de refino – e o
fato de que os investimentos em refino
são tipicamente atrelados a outras
atividades na cadeia do petróleo –, é
bastante usual que os países
estabeleçam políticas de incentivo como
ferramenta para fomentar investimentos
(isenções fiscais e tributárias, barreiras
alfandegárias, direitos exclusivos de
construção e/ou operação em uma área
definida,