El gobierno necesitará, con sentido de urgencia, definir políticas públicas para reducir la dependencia del diesel, pero, al mismo tiempo, dar señales claras al mercado para atraer nuevas inversiones en importación e infraestructura de refinación.

A juicio de los especialistas, son bienvenidos los proyectos de biocombustibles, nuevas rutas tecnológicas para la biorrefinación y la conversión de vehículos pesados ​​a gas natural y biometano.

La reposición de parte del consumo de diésel, sin embargo, tiene límites en el corto y mediano plazo y el país tendrá el desafío de buscar soluciones a los cuellos de botella logísticos, para no enfrentar, al final de la década, riesgos de desabastecimiento. Todo esto se encuentra en medio de una transición energética, lo que dificulta la planificación energética.

Según las proyecciones del Plan Nacional de Energía, de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Brasil necesitará importar diesel hasta por lo menos 2050.

El país compró, en el exterior, el equivalente al 28% del consumo de combustible en 2022, según el Centro Brasileño de Infraestructura (CBIE).

La CBIE pronostica que, si no hay nuevos proyectos de refinación en el país, además del segundo tren en la Refinería Abreu e Lima (Rnest), en Pernambuco, habrá déficit en la capacidad para abastecer el mercado a partir de 2029 — ya sea a través de la producción ya sea internamente o a través de las importaciones.

“Si la economía se comporta de acuerdo a las expectativas del gobierno, habrá un hueco [entre la oferta y la demanda]. Para construir una refinería, se necesitan de cuatro a seis años, por lo que el momento de preocuparse por eso es ahora”, dice el director de CBIE, Bruno Pascon.

Señales del gobierno para aumentar la capacidad de refinación

El gobierno de Lula ha señalado su intención de ampliar la capacidad de refinación nacional, dentro de una agenda de sustitución de importaciones.

En marzo, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) aconsejó a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), encargada de la comercialización del petróleo de la Unión en contratos de reparto, a presentar, en un plazo de 180 días, estudios sobre la factibilidad técnica y económica de mecanismos para priorizar el abastecimiento nacional de combustibles.

El gobierno pretende encaminar, por tanto, el petróleo que pertenece a la Unión en los contratos de participación en la refinación nacional. Actualmente, todo el petróleo de la Unión se vende en bruto en subastas.

Aunque Petrobras ha contratado la mayor parte de los volúmenes subastados por PPSA, actualmente no hay garantías de que estos barriles se destinen al mercado interno.

El objetivo, según el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, es agregar valor al petróleo de la Unión a través de la venta de productos refinados y fortalecer el mercado nacional.

“Queremos que el petróleo y el gas natural de la Unión, provenientes de contratos de producción compartida, promuevan la industrialización de Brasil y garanticen la seguridad en el abastecimiento nacional de energía, insumos petrolíferos, fertilizantes nitrogenados y otros productos químicos, reduciendo la dependencia externa y valorizando los locales contenido. Nuestras empresas necesitan priorizar el abastecimiento interno. Eso es lo que estamos buscando”, dijo Silveira, al anunciar las nuevas directrices de la CNPE.

Para el expresidente de Petrobras e investigador del Instituto de Estudios Estratégicos sobre Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (INEEP), Sérgio Gabrielli, el país necesitará ampliar su capacidad de refinación incluso con la llegada de fuentes alternativas a los combustibles fósiles.

“Es muy difícil imaginar que para 2050 habrá un cambio sustancial en la flota de vehículos. Todavía tendremos demanda de vehículos de combustión durante mucho tiempo, por lo que habrá demanda de combustibles fósiles para el transporte”, dice.

Gabrielli recuerda que la capacidad de hidrotratamiento para la producción de diésel en el país está al límite. Además, explica, el propio crecimiento de la biorrefinación compite con la capacidad de producción de diesel en las refinerías y, por lo tanto, también tiene límites de expansión.

Por eso, argumenta que es necesario que el país construya al menos una nueva refinería, con una capacidad de 500.000 barriles/día para entrar en operación en 2028, preferentemente en el Nordeste, la región que actualmente más depende de las importaciones.

Un desafío adicional para el actual parque de refinación es la sustitución del diésel S500 por el S10, menos contaminante, pero que también encuentra limitaciones técnicas en las refinerías.

Los límites de los biocombustibles

Reducir la dependencia de las importaciones de biodiesel sólo a través de biocombustibles es visto con escepticismo por Marcus D'Elia, socio de Leggio Consultoria, debido a los límites técnicos y económicos para la expansión del biodiesel en la matriz.

“El biocombustible no soluciona el problema de las importaciones”, dice

Hoy en día, la mezcla obligatoria de biodiésel con diésel es del 12 %. Este porcentaje irá aumentando paulatinamente hasta llegar al 16% en 2026, según el cronograma definido por la CNPE.

Aumentos aún mayores en la mezcla o afectan el rendimiento de los motores y encarecen el diésel, reclaman diferentes eslabones de la cadena, como los transportadores (CNT), los distribuidores (Brasilcom), la industria de maquinaria (Abimaq), las ensambladoras (Anfavea), las gasolineras (Fecombustíveis) y las importadoras de combustibles (Abicom). ).

Los productores Abiove (aceites vegetales), Aprobio y Ubrabio (biodiesel) responden:

Los productores de biodiesel contrarrestan el impacto en el precio final con una mayor mezcla

Productores defienden trazabilidad de la cadena del biodiesel para garantizar calidad Los críticos del biodiesel defienden que mayores mandatos de biocombustibles se dan por nuevas vías tecnológicas y que aún carecen de regulación en el país, como el diesel renovable.

Incluso en un escenario donde el mandato de los biocombustibles alcanza el 20%, con la inserción de nuevas rutas tecnológicas, existen desafíos para aumentar la molienda de soja, materia prima para la producción tanto de biodiesel como de diesel renovable.

El problema, en este caso, dice D'Elia, es que no hay equilibrio económico para ampliar la molienda de soja, en detrimento de las exportaciones.

La gasificación de flotas surge como opción

Además de los biocombustibles, una de las alternativas en discusión para reducir la dependencia de las importaciones de diesel es la expansión del uso de gas natural (y biometano) en la flota, además de la difusión de motores eléctricos e híbridos.

“Pero estamos hablando de 15 años para empezar a tener resultados significativos, porque la flota brasileña es muy grande y el período de renovación es largo”, argumenta D’Elia.

La electrificación y la adopción de medidas para mayor eficiencia energética también son alternativas para gestionar la demanda interna de diésel, en la visión de la directora de downstream del Instituto Brasileño del Petróleo (IBP), Valéria Lima.

“Pero no tenemos una solución dominante para el diésel marino, por ejemplo, en la transición energética”, señala.

Lima relativiza, sin embargo, la dependencia de las importaciones como un problema.

“El comercio exterior nos sitúa en una situación privilegiada para afrontar posibles crisis, ya que establece flujos comerciales fiables. Tener que ir al mercado exterior solo en momentos de crisis es el peor de los escenarios”, dice.

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La infraestructura necesita ser ampliada

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, ha defendido que el país necesita reducir su dependencia exterior del diésel.

D'Elia, de Leggio, afirma que la ampliación de la infraestructura para el manejo portuario de combustibles es una necesidad, independientemente de la reducción de la dependencia de las importaciones, ya que el movimiento interno de carga también se dará por los puertos.

Un estudio de Leggio junto con el Instituto Brasileño de Petróleo y Gas (IBP) muestra que el país requerirá R$ 118 mil millones en inversiones en infraestructura logística y de distribución para atender el crecimiento de la demanda de biocombustibles hasta 2035 — incluyendo, en la cuenta, etanol para vehículos ligeros.

El IBP destaca la necesidad de atención sobre todo a la infraestructura de internalización de combustibles en el país, que incluye oleoductos y vías férreas.

Parte de la necesidad de infraestructura también implica aumentar la capacidad de los tanques.

Gabrielli cree, sin embargo, que las inversiones en almacenamiento sufren por la alta variación del margen y se ven perjudicadas en un entorno de altas tasas de interés.

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Una transición energética a mitad de camino

Además, estas nuevas inversiones deben tener en cuenta, desde su concepción, la reconversión para trabajar con menos fuentes de emisión en el futuro.

Una alternativa, por ejemplo, es usar tanques de diesel en el futuro para almacenar combustibles marinos menos emisores o para exportar diesel renovable.

Brasil enfrenta el desafío de expandir su infraestructura para satisfacer la demanda de combustibles fósiles en un momento en que el mundo está tratando de alejarse de estos combustibles.

“El tiempo para amortizar la inversión en una gran refinería, de más de 200.000 barriles/día, es de 35 años. Incluso puede haber voluntad política para esto, pero es difícil encontrar financiamiento”, dice D’Elia.

El presidente de Petrobras, Jean Paul Prates, ya descartó la posibilidad de que la empresa construya grandes proyectos de refinería, a los que llamó “mastodontes”.

“La transición energética sugiere que el consumo se reducirá con el tiempo. Si ponemos una refinería hoy, una nueva con 300 [mil], 400 mil barriles de capacidad, tendrá una vida útil de quince años, no se paga sola”, dijo Prates en entrevista con Miriam Leitão, en marzo. Es difícil imaginar un mastodonte así hoy en día. El aumento de la capacidad de refinación está dentro de las refinerías actuales”, agregó.

En un artículo reciente, Prates defendió que la empresa debe “aplicar la experiencia y excelencia técnica de Petrobras en el desarrollo de bioproductos. Y citó los planes de Petrobras para convertir el refinación en “refinerías de bio-petro-gas”, donde la empresa procesará “combustibles de nueva generación”.

Pascon, del CBIE, recuerda que 2022 fue el primer año en el que no hubo aumento de la capacidad de refinación global. Esto incluso influyó en los márgenes del sector (el crack spread), que aumentaron e impactaron en los costos de los combustibles.

“La demanda sigue siendo alta. Si no hay nuevas inversiones, los productos seguirán encareciéndose, el mundo entero necesita más capacidad de refinación. La pregunta es quién hará esta inversión. China, por ejemplo, tiene grandes planes en este sentido”, dice.

Fuente: epbr