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| PP | FENOL | RESINA-MDF | PP | MEOH |
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| 4.105 R$/ton | 3.458 R$/ton | 441 US$/ton | 7.225 Peso/ton | 414 US$/ton |
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O blog da MaxiQuim. Leia aqui textos de especialistas no mercado da indústria química e petroquímica
Quando se fala dos grandes investimentos na produção de resinas, principalmente PE's e PP, no Oriente Médio nos últimos anos, sabe-se que a maior parte deles são para atender o mercado asiático, ou seja, a China. Na sua dimensão menor, mas mercadologicamente muito importante, agora a China também se tornou a parceira mais importante para as exportações de resinas do Brasil, superando a Argentina.
Agora podemos dizer que das commodities exportadas pelo Brasil para a China, não está somente soja e aço, também estão PE's e PP. A China é hoje o principal destino das exportações de PP do Brasil. No primeiro trimestre de 2010, a participação da China foi de 23% e no mesmo período de 2009 o percentual foi de 39%. É o segundo maior destino das exportações de PE's, após a Argentina. No primeiro trimestre de 2010, a China teve participação de 10% no destino da exportação de PE's, enquanto que no mesmo período de 2009 o percentual foi de 21%.
A menor participação da China neste ano de 2010, tanto em PP quanto em PE's, se deve a redução de excedentes para exportação devido ao aquecimento do mercado doméstico brasileiro. No Brasil, também, os preços das resinas termoplásticas mantiveram tendência de alta em abril, mas no geral as variações foram menores que as verificadas em março. Também não são todas as resinas que seguem com preços em alta. Algumas já apresentam estabilidade e devem permanecer assim ao menos até maio. Com os preços elevados das resinas no mundo, inclusive na China, novas oportunidades para exportação do Brasil continuarão a aparecer, afinal este parece ser um trabalho de longo prazo que deve estar projetado pela Braskem.
Nos últimos anos, o gás de xisto ('shale gas', em inglês) vem sendo considerado uma das mais promissoras fontes de energia para o futuro nos EUA, principalmente. Extraído de profundas formações rochosas de xisto betuminoso, este tipo de gás natural está cada vez mais inserido na matriz energética norte-americana, deficitária em gás natural e grande importador de GNL. As descobertas das reservas do 'shale gas' mais que dobraram as reservas conhecidas de gás natural na América do Norte, Canadá incluso, com o total delas sendo suficiente para satisfazer mais de um século de consumo de gás na região.
A utilização do 'shale gas' tem grandes implicações no futuro energético da América do Norte. O aumento pela demanda por energia nas próximas décadas fará com que a demanda por gás natural praticamente dobre até 2030 (o consumo atual é de mais de 500 milhões de metros cúbicos por dia). No passado, devido a limitações em tecnologias de perfuração e fraturação, o'shale gas' não era acessível; hoje, a extração deste tipo de gás natural começa a se tornar tecnologicamente viável.
No entanto, há os que veem o 'shale gas' como uma promessa econômica vazia. Um dos principais motivos desta dúvida é a tendência dos poços de 'shale gas' apresentarem uma alta taxa de redução na produção depois de 12 meses, com a produção diária de gás caindo vertiginosamente após este período de tempo. Outra preocupação é a viabilidade econômica da extração: atualmente, o custo de produção do 'shale gas 'é praticamente o dobro do preço final de venda de gás natural.
Alguns pregam que, embora o desenvolvimento da extração do 'shale gas' seja um passo na direção certa, talvez este gás natural não seja fundamental para a economia. Em um mundo onde cerca de 93% do transporte é dependente de petróleo, o foco deveria ser o uso racional de petróleo - já que uma super-oferta de gás natural não diminuiria substancialmente a demanda mundial pelo óleo bruto.
Além disso, a Agência Americana de Proteção Ambiental (EPA) investiga os potenciais efeitos dos produtos químicos utilizados na fraturação hidráulica (parte da extração do 'shale gas') sobre a qualidade da água de lençois freáticos.
O exemplo foi dado, mas parece que os norte-americanos resistem em segui-lo.
No início de abril, a Câmara de Comércio Exterior (Camex) aprovou a redução do imposto de importação do etanol de 20% para zero até o final de 2011. Mas, se outro país adotar a mesma medida, a taxa nula pode ser permanente. O objetivo é auxiliar na criação de um mercado livre de combustíveis renováveis. Afinal, a questão tarifária é muito discutida no setor.
Porém, os produtores de etanol dos EUA afirmaram que o fato de o Brasil ter suspendido as tarifas de importação sobre etanol não significa que os EUA tenham de fazer o mesmo. Muitos aguardam o que o Brasil dará em troca nessas negociações.
A sobretaxa dos EUA sobre o etanol importado - US$ 0,54 por galão - expira no fim deste ano, mas o presidente, Barack Obama, propôs sua prorrogação no Orçamento para 2011 enviado ao Congresso. Além dos US$ 0,54, hoje os EUA cobram 2,5% sobre o valor comercializado do álcool importado e oferecem incentivos para pequenos produtores de etanol de milho.
O Brasil já deu o primeiro passo!!
Agora, vamos acompanhar as reações.
A tendência no Brasil é de aumento na produção de petróleo. O país ainda comemora as novas reservas do pré-sal e a reestruturação no setor petroquímico com participação importante da Petrobras. A empresa já anunciou que manterá os projetos de suas quatro novas refinarias. Juntos, o Comperj (RJ), a Refinaria Premium I (MA), a Refinaria Premium II (CE) e a Refinaria Abreu e Lima (PE) adicionarão 1,45 milhões de barris por dia à capacidade de refino brasileira. A estatal também comunicou estimativas de produção para 2020: 4 milhões de barris de óleo por dia.
País-membro da OPEP, a Venezuela tenta reestruturar a sua desarticulada produção de petróleo. Em fevereiro deste ano, o governo de Hugo Chávez assinou acordos no valor de US$ 80 bilhões com empresas estrangeiras para a exploração de petróleo na Faixa do Orinoco. Estes projetos devem duplicar a produção venezuelana, passando dos 3 milhões de barris diários atuais para 6 milhões de barris em 2016. O interesse pelo petróleo pesado da região mostra que o futuro da exploração de petróleo mundial passa por reservas de difícil extração – tal qual o pré-sal brasileiro e as areias betuminosas canadenses.
O futuro da exploração de petróleo e gás na Argentina é incerto. Nos últimos 8 anos, a produção no país vem caindo sistematicamente devido ao esgotamento das reservas e também ao controle de preços por parte do governo. Com a demanda aquecida, o país começa a recorrer à importação de combustíveis fósseis – como gasolina e gás natural, por exemplo. Como praticamente toda a extração de petróleo argentina está situada em terra firme, uma das alternativas para a mudança deste panorama é a exploração de petróleo offshore.
Os mexicanos também veem tempos difíceis à sua frente. O rápido declínio da produção no campo de Cantarell – atualmente, o segundo maior do México – prenuncia uma tendência de queda na exploração de petróleo do México. Os 3,7 milhões de barris extraídos diariamente em 2005 passarão a ser apenas 1,8 milhões em 2020. Com isto, os EUA perderão um de seus maiores fornecedores de óleo bruto e o México verá uma queda significativa no seu orçamento federal, 40% dele sendo constituído pela venda de petróleo.
É difícil de se acreditar que a Arábia Saudita, um dos principais players mundiais no setor de petroquímica e energia, esteja passando por dificuldades de abastecimento de energia elétrica. Mesmo dono das maiores reservas de óleo bruto do mundo e das quartas maiores reservas de gás natural (com mais de 7,5 trilhões de metros cúbicos), o país atravessa um período de crescimento acentuado na demanda por energia elétrica, com utilização ao limite da sua capacidade de geração. Previsões do governo saudita mostram que a demanda crescerá de 41 MW em 2009 para 75 MW em 2020 - quase o dobro em pouco mais de 10 anos.
Parte da culpa por esta crise energética pode ser dada, ironicamente, ao óleo bruto. O fato de os sauditas dominarem o mercado mundial do petróleo desvia as atenções do país de suas reservas de gás natural - combustível amplamente empregado na geração de energia -, focando-se na extração e na comercialização do óleo bruto. O fim da crise energética pode estar na reformulação da indústria química do país, através de uma maior exploração dos gás natural e da revisão de sua precificação.
Desde há muito, os preços do gás natural na Arábia Saudita são dos mais baixos praticados no mundo devido a altos subsídios do governo (a Saudi Aramco, petroquímica local, negocia o gás a US$ 0,75 por milhão de BTUs, enquanto os americanos não o compram por menos de US$ 3,50 por milhão de BTUs). Esta matéria-prima barata é amplamente utilizada pelas petroquímicas do país, que se tornam mais competitivas em escala global que suas concorrentes cujo processo produtivo é baseado na nafta. No entanto, estes baixos preços do gás, que não cobrem nem o seu custo de produção, não incentivam as empresas do ramo a melhor explorar as reservas sauditas de gás natural.
A fim de se retomar a segurança energética do país, o próximo passo da Arábia Saudita deve ser a elevação dos preços do gás natural no mercado interno, adotando-se valores mais próximos dos praticados a nível mundial. Igualmente, deve haver uma grande adição de nova capacidade de geração de energia elétrica, principalmente termelétricas a gás natural. Teme-se que a reforma de preços possa desestabilizar momentaneamente a economia saudita, mas tal mudança deve ser feita para aumentar a disponibilidade do gás no país, assegurando um fornecimento constante de combustível para as termelétricas.
Foi no Iraque, em 1960, então uma potência petrolífera, que se criou a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Desde então, as invasões do Irã, em 1980, e do Kuwait, em 1990, acarretaram a queda vertiginosa da produção de hidrocarbonetos do país, de 3,5 milhões de barris por dia logo antes da guerra Irã-Iraque aos 2,4 milhões de barris diários atuais. No entanto, a produção iraquiana de petróleo volta, pouco a pouco, aos seus patamares de outrora. As exportações de óleo bruto em fevereiro atingiram 2,069 milhões de barris - o maior nível desde 1990. Este resultado, contudo, parece pequeno frente ao tamanho da reserva iraquiana de petróleo: 115 bilhões de barris, a terceira maior do planeta.
Isto é fruto da retomada da produção de petróleo do Iraque, anunciada em 2009. A atual exploração das reservas iraquianas é feita por companhias de todo o mundo (ocidentais, russas e asiáticas), que estavam proibidas de operar no país há mais de trinta anos. O governo lhes abriu novamente as portas a fim de acelerar a extração do petróleo bruto de dez dos mais importantes campos do país - e outros onze serão leiloados posteriormente.
O objetivo fixado pelo ministro do petróleo, Hussein Al-Chahristani, é ambicioso, almejando a extração de 10 a 12 milhões de barris por dia até 2020, se equiparando ao nível de produção da Arábia Saudita. Para outras empresas, como a Saudi Aramco, uma produção de 4 a 5 milhões de barris por dia em 2015 já seria um excelente resultado. Todavia, Arábia Saudita e Irã veem com inquietação o crescimento da extração de petróleo no país vizinho, atualmente o único membro da OPEP que não é submetido a uma cota de produção. Os iraquianos não querem negociar com o cartel antes de 2011, mas já reivindicaram uma futura cota equivalente à dos sauditas. No entanto, nem Riad nem Teerã aceitariam uma produção iraquiana diária de 10 milhões de barris, que conduziria a uma queda nos preços do petróleo.
A América Latina vem enfrentando um déficit estrutural de propeno, o que restringe o desenvolvimento de novos projetos de PP na região. O Brasil se destaca como exportador de propeno, após a consolidação de projetos base refino em 2009.
Todos os projetos de propeno base refino que estavam em andamento no Brasil foram completados em 2009, viabilizando o incremento na produção de PP. O último foi a Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), em Araucária (PR), que partiu em dezembro.
Com a nova capacidade instalada de propeno base refino no Brasil, esta fonte da matéria-prima passa a representar 41% da capacidade total de propeno, de 2.7 milhões t/a, sendo os 58% restantes base indústria petroquímica, que produz a partir de craqueamento de nafta e em menor escala a partir de etano/propano de gás natural. A cinco anos atrás a nafta era responsável por 77% da capacidade de propeno.
Em termos de eteno, principal matéria-prima para a produção de resinas termoplásticas, a dependência com a nafta também vem diminuindo no Brasil, porém é mais relevante do que no caso do propeno. Além do mix etano/propano base gás natural utilizado para a produção de eteno e polietilenos no Rio de Janeiro, deverá entrar em operação neste ano em São Paulo a nova planta base gás de refinaria (offgas), que aumentará a capacidade de eteno em 200 mil t/a.
Assim, fica evidente a tendência de incremento na participação de matérias-primas base refinaria para a indústria petroquímica brasileira. No longo prazo, com a entrada das novas refinarias premium em implantação, é grande o potencial de produção de offgas, o que certamente aumentará a autosuficiência e flexibilidade de matérias-primas petroquímicas no país. Afinal, apenas uma refinaria Premium da Petrobras poderá atingir, dependendo de sua configuração, cerca de 1 milhão de toneladas de eteno produzidos a partir de uma corrente de offgas, além do propeno e da própria nafta petroquímica.
Os investimentos na petroquímica brasileira na década 2010-2020 serão bem diferentes dos que estávamos acostumados a ver em anos anteriores: novas centrais petroquímicas isoladas ou pouco integradas com as refinarias da Petrobras. Nesta nova década, os investimentos na produção de eteno no Brasil, terão como fonte principal as correntes de gás de refinaria (offgas) e as naftas das refinarias da Petrobras que entrarão em operação no Maranhão, Ceará, Rio de Janeiro (Comperj), Pernambuco e Rio Grande do Norte. Serão mais de 1,3 milhão de barris/dia processados nestas refinarias, nesta década, com investimentos superiores a US$ 50 bilhões.
A refinaria do Maranhão, conhecida como Refinaria Premium I, será a maior da América Latina e a quinta maior do mundo, processando, somente ela, 600 mil barris/dia. Qualquer dessas refinarias poderá disponibilizar correntes a serem utilizadas como matérias-primas para petroquímica. Ou seja, o Comperj não é a única opção, embora seja o mais bem localizado em termos de mercado doméstico.
Para termos uma dimensão, esta semana, o governo da Arábia Saudita divulgou que busca empresas para a construção do complexo refinaria/petroquímica de Jizan, que teria uma capacidade de 250-400 mil barris/dia de petróleo. Para o governo saudita o complexo refinaria/petroquímica combinado tornaria o projeto mais rentável que uma refinaria simples. A Arábia Saudita está desenvolvendo sua indústria petroquímica e visa tornar-se uma das maiores do mundo. A empresa de petróleo Saudi Aramco tem planos para desenvolver refinarias integradas com petroquímica em grandes complexos em Ras Tanura, em Jubail e em Yanbu.
Parece que este será também o novo cenário de investimentos da petroquímica no Brasil nesta década. Mudam apenas os nomes: Maranhão, Ceará... Rio de Janeiro.
Na edição do MMR Termofixas de novembro fica bem nítido que os preços das resinas fenólicas para compensados vêm em um crescente de alta desde maio. O preço médio das resinas fenólicas standard para compensados utilizados na construção civil foi de R$ 1.407/ton em outubro, aumento de 14,6% sobre setembro. Para novembro e dezembro os preços também estão com viés de alta.
As exportações de compensados têm se mantido em um patamar, mantendo um volume que rompe a barreira dos 95 mil m³/mês desde maio. As exportações de compensado de pinus, principal material exportado na categoria de compensados (cerca de 78,1 mil m³), tiveram como destinos mais importantes o Reino Unido com 25,4% de participação em volume e Alemanha com 16,3%, resultados similares aos do mês de setembro. Entretanto, as exportações aos EUA deste produto em particular diminuíram 68% em volume entre setembro e outubro.
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Analisando o preço da nafta petroquímica no Brasil publicado pelo QuiMax Report vemos que em julho de 2008 as petroquímicas brasileiras pagaram incríveis US$ 1.100 por tonelada. Mesmo com o preço do barril do petróleo oscilando próximo a US$ 80 no quarto trimestre de 2009, o preço da nafta neste período vai ficar próxima a US$ 620 por tonelada. Quanta diferença...
Lembrando, em janeiro e fevereiro de 2009, no auge da crise e das incertezas em relação a economia para o ano, o preço da nafta chegou a ser negociada por US$ 300 por tonelada. Quase 4 vezes menor que a maior cotação de 2008.
E para 2010? Boa pergunta... Para a equipe do QuiMax!! Eles tem boas informações: Solange Stumpf e Otávio Carvalho. Fale com eles.
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