Petrodiesel

O petrodiesel é um combustível fóssil derivado da destilação fracionária do petróleo, formado por alcanos de 9 a 25 carbonos e que serve primordialmente como combustível para motores de ignição por compressão (FERREIRA & CARVAS, 2014).

Desde antes de 2007, época do anúncio das jazidas de petróleo presentes no Pré-sal, até os dias atuais, o perfil de exploração e produção do petróleo no Brasil tem se alterado. A presença de uma maior taxa de enxofre no petróleo nacional demanda por mais energia para sua conversão em diesel de qualidade (WALTER et al, 2016). Como mencionado, a adoção de sistemas de pós tratamento de emissões é uma consequência da exigência do PROCONVE, que está na fase P-7, correspondente à Euro 5. Para que isso fosse possível, o diesel comercial distribuído no País sofreu uma redução nos teores de enxofre (ANTP, 2016). Segundo Ventura (2009), os ônibus que foram produzidos a partir de 2012 devem ser abastecidos com combustível que contenha até 50 ppm de enxofre (S50). Já as motorizações fabricadas a partir de 2013 suportam até 10 ppm de enxofre (S10) junto ao óleo diesel. Sendo assim, contando com a renovação da frota, partir de 2014, apenas os combustíveis S10 (como substituinte ao S50) e S500 (como substituinte ao S1800) seriam comercializados (PETROBRAS, 2016).

O uso do óleo diesel com esse teor de enxofre é uma consequência da regulamentação da ANP, por meio da Resolução nº 50, de 23.12.2013, em que se classifica o óleo diesel rodoviário em tipo A e tipo B. O tipo A é destinado a veículos dotados de motores do ciclo Diesel, de uso rodoviário, sem adição de biodiesel; enquanto o tipo B refere-se ao óleo diesel com adição de biodiesel em teor estabelecido pela legislação vigente. Além disso, os óleos diesel A e B são classificados conforme o teor máximo de enxofre (ANP, 2016):

• Óleo diesel A S-10 e B S-10: combustíveis com teor de enxofre máximo de 10 ppm (10 mg/kg de diesel);

• Óleo diesel A S-500 e B S-500: combustíveis com teor de enxofre máximo de 500 ppm (500 mg/kg de diesel);

Anteriormente a essa resolução, a Resolução ANP nº 65/2011 estipulava a substituição gradual das classes de óleo diesel A e B S-50 e S-1800 pelas classes ora em vigor. Assim, em 2011 foi estipulada a obrigatoriedade de disponibilizar óleo diesel B S-50 para garantir o abastecimento dos novos veículos automotores de acordo com as fases L-6 e P-7 do PROCONVE, a partir de 1º de janeiro de 2012, conforme estabelecido pela ANP. Além disso, tornou-se proibida a comercialização de óleo diesel B S-1800 em alguns municípios listados no Anexo à Resolução. Posteriormente, a partir de 1º de janeiro de 2013, os óleos diesel A S- 50 e B S-50 foram substituídos, integralmente, pelos óleos diesel A S-10 e B S-10, respectivamente, quando passaram a ser disponibilizados para comercialização. E, por fim, a partir de 1º de janeiro de 2014, o óleo diesel B S-1800 de uso rodoviário foi totalmente substituído pelo óleo diesel B S500 (ANP, 2016).

Outra propriedade do combustível que pode influenciar as emissões de poluentes é o número de cetanos. O número de cetanos é uma propriedade adimensional que atribui qualidade de ignição ao combustível, tendo influência na partida e no funcionamento do motor. O número de cetanos pode estar entre 0 e 100, sendo que quanto maior o seu número, maior será o retardo da ignição, maior é a sua capacidade de combustão dentro do motor e, consequentemente, mais adequado o combustível para uso em motores diesel (SANTANA, 2015). Segundo informações da Petrobras, o diesel S-10 tem um número de cetanos de 48, contra 42 do diesel S-500/1800 e 46 do diesel S-50 (PETROBRAS, 2016).

Deste modo, com o Diesel S-10 objetiva-se: (i) introduzir veículos a diesel, com tecnologias de tratamento de emissões, com redução de até 80% das emissões de material particulado (MP) e de até 98% das emissões de óxidos de nitrogênio (NOx); (ii) melhorar a

partida a frio e reduzir a fumaça branca; (iii) diminuir a formação de depósitos e a ocorrência de desgaste do motor; (iv) melhorar o desempenho dos motores em geral comparado ao Diesel S-500; e (v) aumentar os intervalos de troca do lubrificante (PETROBRAS, 2016).

A fase de exploração e produção representa o principal consumidor de energia no ciclo de vida do diesel. Apesar de, em números absolutos, o Brasil ser autossuficiente na produção e exploração de petróleo, para a geração de diesel, que demanda de fases mais leves, essa autossuficiência não se mantém (FERREIRA & CAVAS, 2014). Vargas (2016) menciona, baseado na ANP (2012), que as principais regiões geográficas fornecedoras de petróleo para o Brasil são a África Central (61,9%), Oriente Médio (27,9%), Norte da África (3,3%), América do Norte (2,2%), América Latina (1,6%), Europa (1,5%), Rússia (1,1%) e Austrália (0,5%). Entretanto, visto à restrição de dados disponíveis na literatura, Walter et al. (2016) e Vargas (2016) adotaram na modelagem de seus estudos apenas os maiores fornecedores, no caso Oriente Médio e Nigéria, com produção característica onshore (em terra) e com participações relativas ajustadas para 31,2% e 68,8%, respectivamente.

Já a exploração e produção de petróleo nacional ocorre majoritariamente em águas profundas (offshore). Em dezembro de 2015, por exemplo, a produção offshore representou cerca de 95 % do total de petróleo produzido no país, valor esse que oscilou relativamente pouco ao longo do ano (ANP, 2016).

Na fase de refino, o petróleo cru sofre os processos químicos de limpeza e processamento necessários para a separação de suas frações. Ferreira e Carvas (2014) indicam que para se produzir 1 kg de petrodiesel, são necessários, em média, 2,66 kg de petróleo. Considerando o perfil de refino de algumas das principais refinarias brasileiras, apresentado na Tabela 2.8, constata-se a grande participação do petrodiesel na produção de derivados de petróleo, com destaque para a Refinaria de Paulínia (REPLAN), localizada em Paulínia-SP, responsável por cerca de 25% da produção brasileira e 53% da produção estadual desse derivado em 2015.

Tabela 2.8 – Compilação da produção de derivados de petróleo, em nível nacional, estadual (SP) e regional, conforme a localização das refinarias, no ano de 2015

Derivados Brasil (m3_{) São Paulo} Estado de

(m3₎ RECAP (m3) RPBC (m3) REPLAN (m3) REVAP (m3) Energéticos Gasolina A 25.726.164 11.667.499 801.147 2.119.404 5.702.698 3.044.250 Gasolina de aviação 72.486 72.486 - 72.486 - - GLP 7.426.409 2.960.007 230.910 352.149 1.356.533 1.020.414 Óleo Diesel 49.457.609 22.887.368 1.138.777 4.850.939 12.071.270 4.826.382 Óleo combustível 14.339.295 3.761.587 64.461 473.864 1.207.204 2.016.058 Querosene de aviação 5.656.859 2.744.956 - - 902.803 1.842.153 Querosene iluminante 7.396 1.250 - - 1.195 55 Outros 363.660 - - - - - Não energéticos Alsfalto 2.015.366 611.603 - - 392.534 219.069 Coque 4.958.620 2.832.890 - 619.342 1.567.418 646.131 Nafta 4.608.816 884.718 33.187 74.639 16.271 760.620 Óleo lubrificante 640.490 - - - - - Parafina 136.934 - - - - - Solvente 354.022 239.507 77.136 160.093 - 2.278 Outros 2.684.589 1.090.370 181.997 128.527 562.098 217.749 Total 118.448.715 49.754.240 2.527.614 8.851.443 23.780.025 14.595.158

Fonte: Baseado em dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP (2016).

O consumo de energia durante a fase de refino do petróleo pode ser visto na Tabela 2.9, a qual apresenta as parcelas referentes ao processamento de petróleo brasileiro na REPLAN.

Tabela 2.9 – Consumo de energia para refino de petróleo (MJ/t), alocado por produto gerado na Refinaria de Paulínia (REPLAN) Produto REPLAN (MJ/t) Gás Natural 3,62 (2,55%) Óleo combustível 1,39 (0,98%) Gás de refinaria 7,97 (5,61%) Coque 6,12 (4,31%) Queima de gás em tocha 5,16 (3,63%) Energia elétrica 2,20 (1,55%) Diesel* 115,58 (81,37%)

Fonte: Walter et al (2016) baseado em Da Silva (2013).

Nota: *Diesel para exploração.

Das refinarias, os derivados de petróleo seguem para bases de distribuição, que se referem aos centros de distribuição de combustíveis. Segundo Soares et al. (2003), “uma base de distribuição é a instalação com facilidades necessárias ao recebimento de derivados de petróleo, ao armazenamento, mistura, embalagem e distribuição, em uma dada área de mercado”. As bases podem ser classificadas em primárias e secundárias e a distinção entre elas está no ponto de origem do produto: caso a fonte supridora seja uma refinaria ou terminal, a base é classificada como Primária; se a fonte de suprimento for uma Base Primária da Distribuidora, a próxima base é classificada como Secundária. Assim, as Bases Primárias estão normalmente localizadas próximas das refinarias ou terminais e as Bases Secundárias atendem mercados distantes dos pontos de oferta (SOARES et al., 2003).

O transporte entre as instalações da refinaria e a Base Primária é feito normalmente pelo modal dutoviário, para o caso das Bases do Sul e Sudeste; e por navegação de cabotagem, no caso das Bases localizadas no litoral do Nordeste brasileiro. Já as transferências entre as instalações das Bases Primárias e Secundárias são feitas por modal rodoviário (caminhões- tanque) e modal ferroviário (vagões tanque) (ANP, 2016). O grande desafio logístico que as Distribuidoras enfrentam atualmente é o de disponibilizar seus produtos nos pontos mais remotos do Brasil, com qualidade e preços competitivos.

Por fim, no momento do abastecimento é possível identificar emissões evaporativas

(i) Ventilação dos gases do tanque: resultantes da evaporação do combustível no tanque de armazenamento. Em ambientes quentes, a taxa de evaporação aumenta e a pressão dos gases supera a pressão atmosférica. Desde alguns anos não pode haver simples descarga desses gases à atmosfera.

(ii) “Running losses”: resultantes da evaporação do combustível em função da temperatura do motor.

(iii) Perdas no abastecimento: o espaço vazio dos tanques é preenchido por vapores do combustível e, no ato de enchimento do tanque, há a tendência de vazamento desses gases à atmosfera.