CAPÍTULO I: SETOR PETROQUÍMICO: DETERMINANTES DA COMPETITIVIDADE
2.1. Shale gas e a redução de custos no setor petroquímico
2.1.1. Shale gas e os líquidos de gás natural (LGN)
O gás natural é composto majoritamente por metano e por líquidos de gás natural (LGN, em português, e NGL em inglês, natural gas liquids). Na Figura 5, aparecem os componentes do chamado gás natural, quais sejam, metano (o principal em volume) e os LGN: etano, propano, butano, pentano e outros condensados75. O propano e o butano também podem ser agregados na categoria denominada gás liquefeito de petróleo (GLP, em português e, em inglês, LPG, liquified petroleum gas) quando são mantidos, transportados e comercializados em recipientes pressurizados.
75 Os pentanos e compostos com mais de 5 carbonos (condensados) são hidrocarbonetos mais pesados e já saem
para a superfície dos poços de gás na forma líquida e, nas estatísticas, são considerados da “família” do óleo cru, são óleos leves ou natural gasoline (CHANDRA, 2006, p. 4).
As plantas processadoras de gás natural – que podem até estar localizadas nas mesmas plataformas de extração de gás76 – são responsáveis por extrair o metano dos demais elementos do composto gasoso (líquidos de gás natural e impurezas como nitrogênio, o dióxido de carbono, água).
As porções com mais de um carbono (etano em diante) são destinadas às centrais petroquímicas, refinarias ou uma parte pode até se misturar com o metano nos gasodutos77. Portanto, a oferta de insumos para o setor petroquímico proveniente da exploração dos poços gasíferos é dada, principalmente, pelos líquidos de gás natural que são separados do metano78 nas unidades processadoras de gás natural.
Figura 5 - Componentes do gás natural
Fonte: Chandra (2006, p. 4).
Como os líquidos de gás natural possuem mais moléculas de carbono, seu poder calorífico é maior, portanto, em geral, são vendidos com um prêmio com relação ao gás
76 As plantas processadoras de gás (que separam os líquidos de gás do metano) podem estar acopladas às
unidades fracionadoras (que vão fracionar os LGN para comercializá-los separadamente). Mas, normalmente, as plantas fracionadoras recebem os LGN de várias processadoras de gás natural (EIA, 2014a, p. 6).
77O processamento do gás para sua purificação é realizado por conta das especificações das empresas usuárias
do gás, seja de transporte (importante para que não existam agentes corrosivos), seja das plantas petroquímicas, de geração de energia ou de liquefação, que exigem um alto grau de pureza dos compostos. A legislação nos EUA é rigorosa quanto ao grau de pureza do metano nos gasodutos e define multas às entregas do gás natural fora das especificações. De acordo com EIA (2014a, p. 7): “The amount of nonhydrocarbon liquids, nitrogen (used to
lower the heat content), carbon dioxide, and other non-methane hydrocarbons and fluids in dry natural gas are limited by various pipeline tariff regulations and noncompliance can result in producer penalties and shipping restrictions.”.
78 O que se denomina “gás natural seco” (dry natural gas) ou, na maioria das vezes apenas “gás natural” – que é
canalizado nos gasodutos ou transformado em GNL (gás natural liquefeito; em inglês LNG, liquefied natural gas) para o transporte de navios – é a substância composta quase que totalmente pelo metano (mais de 95% do volume total). Pode ser denominado wet gas ou rich gas, a composição de gás natural em que há participação dos líquidos de gás natural (mais de 5%; CHANDRA, 2006).
natural seco. A rentabilidade e viabilidade econômica da exploração dos poços gasíferos são fortemente influenciadas pelas quantidades que podem ser extraídas de LGN e por seus preços correntes. Se os preços estão altos e há demanda garantida, a venda dos LGN pode ser a base para a atratividade de uma operação de exploração e produção de gás natural. Além disso, Mathias (2008) assinala que em geral os LGN são vendidos a preços spot e não em contratos de longo prazo, podendo assim, obter preços mais altos.
Assim, o mercado das empresas que exploram os reservatórios de gás natural é composto pelos consumidores do gás metano que são sobretudo os sistemas de geração elétrica, produção de metanol, fertilizantes e exportação, e dos líquidos de gás natural que são o setor químico e petroquímico, sistemas de aquecimento, gás de cozinha e combustíveis. As formações de shale nos EUA, em que se encontram com abundância o gás e os líquidos, podem ter diferentes composições desses hidrocarbonetos. Simão (2014) ressalta que, além de a composição variar de uma formação para outra, pode haver também variações dentro de uma mesma formação.
Mesmo com importante heterogeneidade, os campos de shale nos EUA, alguns em especial, se mostraram muito ricos em LGN e, por isso, a elevação rápida da produção de
shale gas foi sendo articulada com o anúncio de novos projetos de investimentos de plantas
petroquímicas, em busca do uso tanto do gás como energético quanto do etano e propano para matéria-prima.
Simão (2014) apresenta uma tabela em que são exibidos dados comparativos entre algumas regiões produtoras de shale gas nos EUA e a média dos poços de gás natural convencionais. Ali se percebe que a região de Marcellus tem percentual de etano tão alto quanto a média, mas as outras regiões, sobretudo as de Appalachian e Eagle Ford, possuem um percentual de etano mais elevado, caracterizando-as como regiões de wet gas plays79 e,
portanto, mais ricas no provimento de insumos ao setor petroquímico.
Foi essa disponibilidade de matéria-prima petroquímica (principalmente o etano) e de insumo energético (metano) para fornos e eletricidade que propiciou o surgimento de perspectivas positivas para os Estados Unidos a partir de um “renascimento” do setor petroquímico e químico naquele território.
Tabela 13 – EUA: composição do shale gas, em % do volume total, em algumas regiões produtoras e composição média dos poços convencionais
Componente (% volume)
Valor médio*
(EUA) Marcellus Appalachian Haynesville
Eagle Ford Metano 94,300 97,131 79,084 96,323 74,595 Etano 2,700 2,441 17,705 1,084 13,824 Propano 0,600 0,010 0,566 0,205 5,425 C4+ 0,400 0,014 0,034 0,203 4,462 Hexanos+ 0,000 0,001 0,000 0,061 0,478
Dióxido de Carbono (CO2) 0,500 0,040 0,073 1,816 1,536
Nitrogênio (N2) 1,500 0,279 2,537 0,369 0,157
Inertes Totais (CO2+N2) 2,000 0,318 2,609 2,184 1,693
Total 100,0 99,9 100,0 100,1 100,5
* Valor médio da composição dos poços convencionais de gás natural nos EUA. Fonte: Adaptado de Simão (2014, p. 24).
Na Tabela 14, pode-se observar a liderança dos EUA na produção de LGN (extraídos de poços de shale e dos convencionais) e com uma produção em 2014 equivalente a um terço do total mundial. A Arábia Saudita, na segunda posição, a despeito de ter apresentado crecimento considerável entre 1980 e 2010, estagnou a seguir, enquanto os EUA mostraram uma elevada taxa de crescimento (9,8% ao ano, em média, entre 2000-2014).
Tabela 14 – Produção de líquidos de gás natural, em mil barris por dia, 1980-2014
Taxa de crescimento médio anual (%) 1980 1990 2000 2010 2011 2012 2013 2014 1980- 2014 2000 - 2014 Estados Unidos 1.573 1.559 1.911 2.074 2.216 2.408 2.606 3.015 1,5 9,8 Arábia Saudita 369 620 1.008 1.920 1.920 1.920 1.920 1.800 3,7 -1,6 Rússia nd nd 232 574 611 647 684 720 nd 5,8 Canadá 331 426 699 597 591 611 639 666 1,6 2,8 Emirados Árabes Unidos 35 135 200 389 525 585 611 641 6,8 13,3 Catar 10 40 133 287 318 336 352 352 8,4 5,2 Noruega 42 86 124 267 281 306 305 327 4,8 5,2 México 193 428 346 332 334 318 320 320 1,2 -0,9 Argélia 36 135 220 340 322 342 300 300 4,9 -3,1 Tailândia nd 13 60 141 184 205 198 203 nd 9,5 Mundo 3.108 4.088 6.375 8.869 9.095 9.481 9.595 10.059 2,7 3,2 Fonte: Adaptado de EIA – International Energy Statistics.
A produção volumosa de LGN nos EUA a partir da exploração de shale gas determinou a criação de um conceito novo nas estatísticas do setor: a categoria de HGL –
Hydrocarbon Gas Liquids80., compostos por LGN e por gases de refinaria liquefeitos (em inglês,
LRG, liquefied refinery gases)81.
A Figura 6 ilustra os componentes do HGL e os processos produtivos intermediários e iniciais para esses líquidos de gás, com destaque para as plantas processadoras de gás e as refinarias (que recebem óleo cru e condensados e separam os gases liquefeitos de refinarias).
Figura 6 – Taxonomia dos HGLs, simplificada
Fonte: EIA (2014a, p. 02).
Na Tabela 15, apresentam-se os valores de volume de produção de HGL nos EUA entre 2008 e 2014. Nesses seis anos, o volume total aumentou 51%, com destaque para butano normal (87%) e etano e propano (50% e 51%, respectivamente). O propileno e outras olefinas, que são obtidos nas refinarias a partir do óleo e dos condensados, apresentaram um desempenho pior (33% entre 2008 e 2014, porém estabilidade no volume desde 2010, diferentemente dos outros hidrocarbonetos líquidos cujos volumes de produção cresceram em todos os anos desde 2008). Ou seja, observam-se com esses dados que a maior parte do
80 Antes da 1ª. Guerra Mundial, não se sabia que os hidrocarbonetos de gás líquidos pudessem ser um produto
com potencial comercial. Um problema em um gasoduto fez necessário isolá-los do metano, e aí sua separação determinou a necessidade de encontrar para eles fins comerciais (EIA, 2015a).
81 Como atesta EIA (2014a, p. 1): “The increasing economic importance of these volumes, as a result of their
significant growth in production, has revealed the need for better data accuracy and transparency to improve the quality of historical data and projections for supply, demand, and prices of these liquids, co-products, and competing products. To reduce confusion in terminology and improve its presentation of data, EIA has worked with industry and federal and state governments to clarify gas liquid terminology and has developed the term Hydrocarbon Gas Liquids, or HGL.”
incremento de HGL nos EUA foi oriundo dos poços gasíferos e das plantas processadoras/fracionadoras de gás.
Tabela 15 – EUA: produção de HGL, em milhões de barris por dia, 2008-2014
Produto puro 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 % 2008-14 Etano 0,71 0,78 0,88 0,94 0,99 0,98 1,07 50 Propano 0,82 0,84 0,87 0,90 0,99 1,11 1,25 51 Butano normal 0,22 0,21 0,24 0,21 0,24 0,28 0,42 87 Isobutano 0,18 0,19 0,18 0,21 0,23 0,24 0,26 43 Gasolina natural 0,26 0,27 0,28 0,29 0,32 0,35 0,37 42 Propileno e outras olefinas 0,21 0,25 0,28 0,29 0,28 0,28 0,28 33
HGL total 2,41 2,53 2,73 2,84 3,04 3,23 3,65 51
Fonte: Adaptado de EIA (2014a, p. 5).
No Gráfico 10, fica evidente a maior participação das plantas processadoras de gás para a oferta de HGL nos EUA. Dos 3,5 milhões de barris por dia, as refinarias contribuíram apenas com um pouco mais de 0,5 milhão em 2014.
Vale ressaltar que as refinarias estão produzindo grande volume de HGL. Porém, como são produtoras de diesel e gasolina, seus principais produtos utilizam alguns HGLs no interior de seus processos produtivos, principalmente como matéria-prima (blend) para a fabricação dos produtos de mais alto valor (como a utilização do propano para a produção do diesel ou dos pentanos plus na adição à gasolina) (EIA, 2014a). O etano, com seu alto poder calorífico, é utilizado como energético nas refinarias. Dessa forma, a oferta de alguns importantes HGLs (como o etano e o propano) fica mais dependente das atividades exploratórias do gás natural.
Gráfico 10 – EUA: produção de HGL, em milhões de barris por dia, nas unidades processadoras de gás e nas refinarias, 2004-2014
A despeito de a produção do propano ser maior do que a de etano, o relatório EIA (2014a) aponta para a forte tendência do crescimento do etano, em função da expansão das atividades midstream como equipamentos de de-etanização, dutos, tanques e terminais de exportação específicos para o etano. Além dos investimentos nessa fase intermediária entre a produção e o consumo de etano, a sua disponibilidade no mercado aumenta também conforme aumenta sua demanda. Para isso, EIA (2014a) ressalta os projetos novos petroquímicos nos EUA e de empresas canadenses que estariam alterando o processo para o uso do etano. A atratividade desses investimentos está baseada nas expectativas de baixos preços do etano e na alta demanda internacional para os produtos derivados do etileno.
Vale ressaltar que a análise da oferta do etano relativamente a outros LGN, em geral, é realizada de forma diferenciada, pois a infraestrutura para o transporte, estocagem e plantas para seu fracionamento é específica e de valor mais alto do que para os outros LGN. Para o transporte em terra, o etano só é economicamente viável por dutos e, para o armazenamento de grande volume acima do solo e exportação transcontinental, é requerido resfriamento criogênico (EIA, 2014a).
Dada a necessidade de inversões específicas e custosas no segmento midstream, se o preço do etano não atingir um determinado nível, esse hidrocarboneto é rejeitado. EIA (2014a) estima que, de 1 milhão de barris por dia (Mbd) de etano extraído em 2013, 0,4 a 0,6 Mbd tenha sido descartado, não seguindo para comercialização.
Em EIA (2016b), que apresenta uma perspectiva de curto prazo para os HGL nos EUA, assinala-se que os projetos de investimentos relacionados à infraestrutura e consumo de LGN estão se concretizando e permitindo que a produção desses hidrocarbonetos líquidos se expanda mais rapidamente do que a produção de gás natural, como mostra o Gráfico 11.
Gráfico 11 – EUA: crescimento da produção de HGL (excluindo a rejeição) nas plantas de gás natural e a produção de gás natural ao mercado, primeiro trimestre de 2008=1,00, 2008-2017
Fonte: EIA (2016b, p. 1).
A projeção do EIA (2016b) é que o etano seja o LGN com maior crescimento em função de “seis plantas petroquímicas consumidoras de etano” que iniciarão suas atividades em 2017. Estima-se que seu consumo irá triplicar entre 2016 e 2018 (de 0,2 Mbd para 0,6 Mbd).
Gráfico 12 – EUA: capacidade produtiva alimentada por etano e o consumo de etano, em milhões de barris por dia, 2013-2018 (projeção 2017 e 2018)
Fonte: EIA (2017a).
Além das plantas petroquímicas, a nota do EIA (2016b) também assinala a importância das exportações de etano. Essas permitem que esse LGN seja recuperado do gás natural e comercializado, e não descartado. No Gráfico 13, apresentam-se as projeções de exportação do etano.
Gráfico 13 – EUA: produção, consumo e exportações líquidas de etano, em milhões de barris por dia, 2013-2018 (projeção em 2017 e 2018)
Fonte: EIA (2017a).
Em volume, o principal HGL que pode ser retirado dos poços de gás natural é o etano. No entanto, o Gráfico 14 exibe um crescimento do propano (e um pouco menos, mas também, do butano) a taxas mais elevadas do que o do etano entre 2014 e 2016. Explica-se esse movimento pelos baixos preços do etano no mercado estadunidense, como pode ser visualizado no Gráfico 15.
Gráfico 14 – EUA: produção de HGL nas plantas de gás natural (eixo esquerdo), em milhões de barris por dia, e gás natural comercializado (eixo direito), em bilhões de pés cúbicos por dia, 2008-2017
Fonte: EIA (2016b, p. 2).
Os preços de HGL se reduzem acentuadamente em movimento concomitante ao preço do óleo cru, a partir de outubro de 2014. No entanto, em abril de 2015, quando o preço do óleo se recuperou, os preços dos HGLs mantiveram-se baixos. O Gráfico 15 também mostra
que o preço do etano ficou abaixo do gás natural até 2015. A projeção é que volte a retornar para o patamar acima do preço do gás natural em 2017, em função do aumento da demanda com os novos projetos em construção que deve eliminar a abundância do etano e os preços muito baixos.
Gráfico 15 – Preços dos HGLs relativamente ao gás natural e ao óleo cru, em US$ por milhões de Btu, Janeiro de 2013 – Fevereiro de 2016
Fonte: EIA (2016b, p. 3).
Um olhar atento sobre os dados do gráfico anterior é importante para compreender a forte competitividade que ganham as plantas petroquímicas à base de etano relativamente aos seus pares baseados na nafta (no gráfico, representado pelo preço do óleo pela série WTI). O preço do etano segue mais de perto as variações do gás natural, enquanto o preço dos outros LGNs se aproximam mais da tendência do preço do óleo cru.
A base de cálculo para as expansões de produção de etileno ou propileno nos EUA que utilizam os LGNs é formada pela expectativa de manutenção dos spreads do etileno com base no etano com relação aos spreads obtidos na produção de etileno com carga nafta.
O preço muito baixo do etano nos EUA está relacionado ao desequilíbrio entre a oferta (rápido crescimento da produção do gás natural) e a demanda (lenta construção e instalação de equipamentos que consomem o etano – exclusivamente as plantas petroquímicas). Segundo o EIA (2014a), esse desequilíbrio deve continuar pois o ritmo de crescimento da demanda (novos crackers, construção de gasodutos, terminais para
exportação), mesmo que alto, ainda será menor do que o do crescimento da produção. É por isso que as exportações de etano passam a ser vitais para a sobrevivência das empresas de exploração de gás natural. Os EUA exportam etano por dutos para o Canadá desde 2013 e, mais recentemente (2015-2016), realizaram exportações de etano transcontinentais por navios. A empresa INEOS exportou etano dos EUA para suas próprias unidades produtivas na Noruega e Reino Unido82 e outras empresas como Sabic, Reliance e Borealis estão com carregamentos de navios contratados para entregas de etano na Índia e Inglaterra (PETROCHEMICAL UPDATE, 2016a).
Gráfico 16 – Média mensal dos preços (spot) da nafta e etano (Gráfico a) e média mensal dos spreads do preço spot do etileno sobre os preços spot da nafta e etano (Gráfico b), Janeiro de 2010 - Novembro de 2014
Fonte: EIA (2015b).
No caso do propileno advindo do propano, o maior spread obtido pelas plantas nos EUA se explica pela diferença dos preços do propano no mercado dos EUA e na Ásia e Europa. Analisando os dois conjuntos de gráficos (Gráficos 17 e 18), é possível perceber que os ganhos de competitividade das petroquímicas estadunidenses, de fato, são mais evidentes na cadeia do etileno, embora também haja diferenças de rentabilidade nos projetos de propileno nesse país relativamente a outros países e regiões.
82 Para exportar etano dos EUA para a sua unidade na Escócia, no Reino Unido, a empresa INEOS foi beneficiária
de um empréstimo garantidor de £$230 milhões do governo britânico para construir as instalações de importações de etano do shale gas estadunidense e aí permitir a continuidade da planta petroquímica de Grangemouth com ameaça de fechar por falta de competitividade de seus insumos (KOLLEWE, 2014).
Gráfico 17 – Média mensal dos preços (spot) do propano (Gráfico a) e média mensal dos spreads do preço spot do propileno sobre os preços do propano (Gráfico b), Janeiro de 2010 - Novembro de 2014
Fonte: EIA (2015b).
O propano, o segundo mais importante LGN que pode ser recuperado dos poços gasíferos, tem como seus principais usos o aquecimento das instalações pelo seu poder calorífico e também como insumo para a petroquímica que pode transformá-lo em etileno e propileno. Nos EUA, como aumentou a participação do etano como insumo para o etileno, a produção de propileno diminuiu e incentivou a implantação de plantas com tecnologia de desidrogenação do propano (PDH – propane dehydrogenation) para a produção do propileno, com plantas dedicadas83.
Os EUA já possuem uma planta de PDH, de propriedade da Flint Hills, que consome 30.000 barris por dia de propano, e a planta da Dow Chemical que iniciou operações comerciais em dezembro de 2015, com consumo de propano de 35.000 barris por dia. Outra planta, da Enterprise Products, que utiliza PDH como processo, terá início em 2017 com consumo de 35.000 barris por dia de propano. As três juntas terão capacidade nominal para produzir 1.500 mil toneladas métricas de propileno por ano (EIA, 2016b).
A empresa BASF tinha um projeto para uma planta on purpose de propileno, na Costa do Golfo estadunidense. Essa planta teria escala mundial e atenderia à necessidade da empresa dessa olefina na América do Norte. Utilizaria a tecnologia methane-to-propylene e começaria em 2019. De acordo com o executivo da empresa, a proposta dessa planta era de
83Segundo o EIA (2016b, p.11), o rendimento de propileno com o uso dessa tecnologia PDH é maior do que o da
produção de propileno nas plantas que produzem também etileno, diminuindo no médio prazo o consumo líquido do propano como insumo petroquímico para a produção do propileno.
aumentar a integração produtiva para trás e aumentar sua produção de propileno, usufruindo da produção de custo baixo de gás natural proveniente das atividades das formações de shale. Como mostra Chang (2014):
“BASF intends to further strengthen its backward integration and grow its propylene-based downstream activities, leading to a stronger position in North America,” said Ehle.”
“(...) “Due to abundant shale gas reserves in the US, natural gas will be price advantaged vis-a-vis other feedstock for the production of propylene, which would give the plant a strong cash cost position,” she added84.” Os EUA passaram de importadores a maiores exportadores mundiais de propano85. A expansão do Canal do Panamá será um avanço para as exportações dos EUA para a Ásia de propano (e outros líquidos de gás natural) e de metano (com os navios de GNL) (CABLE 1, 2017).
Gráfico 18 – EUA: consumo de etano e propano, em mil barris por dia, das plantas petroquímicas existentes (até 2014) e planejadas (2014-2018)
Fonte: EIA (2015b).
Os investimentos novos com base em propano são bem menores em número e em volume de produção do que aqueles atrelados ao etano como insumo, como mostra o Gráfico 18. Pode-se observar que as novas plantas de etileno planejadas a entrarem em operação entre 2014-2018 consumirão algo próximo de 600 mil barris por dia de etano, mais
84No entanto, o projeto foi engavetado. De acordo com o comunicado da empresa, a volatilidade no preço das
matérias-primas e o ambiente econômico prevalecente foram as principais razões, permanecendo, porém, o interesse no projeto em condições diferentes das atuais (BASF, 2016).
85Os principais compradores de propano, os chineses, estão aproveitando a oferta abundante para renegociar
contratos com exigências de novos descontos. Com isso, algumas empresas estadunidenses preferem não vender e até pagar multas às transportadoras por rompimento de contrato a vender a preços muito baixos (PAYNE; AIZHU, 2016).
da metade do volume consumido pela capacidade produtiva dos EUA existente antes de 2014. O incremento da produção de etileno, cujo insumo é o etano, acontecerá sobretudo em 2017, quando serão adicionados 40 mil barris por dia no volume total produzido de etileno com o início de novas plantas (Tabela 16).
Tabela 16 – EUA: capacidade adicional de plantas de etileno que utilizam etano como insumo, em milhões de barris por dia, e crescimento projetado do consumo de etano, 2013-2017
Previsão
2013 2014 2015 2016 2017
Expansões da capacidade (incluindo
restarts e debottlenecking) 0,04 0,04 0,04 0,03 0,04
Novas plantas de etileno na na na na 0,37
Conversões de insumos 0,00 0,01 0,01 0,01 na
Total anual por meio de adição de
capacidade (fim do ano) 0,04 0,05 0,05 0,04 0,40
Crescimento do consumo anual 0,11 0,06 0,00 0,05 0,08 na= não aplicável
Fonte: EIA (2016b, p. 6).
Abundância do etano e propano e seus baixos preços foram responsáveis pela