A EXPANSAO DO PARQUE DE REFINO NACIONAL: MUDANÇAS E DESAFIOS PARA ATENDER A DEMANDA

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1 Resumo A EXPANSAO DO PARQUE DE REFINO NACIONAL: MUDANÇAS E DESAFIOS PARA ATENDER A DEMANDA MIRKO V. TURDERA 1 & CARLOS ALBERTO LUNA F. MATTOS 2 1GASLAB/UEMS 2BA&H CONSULTORIA O presente trabalho apresenta uma analise das alternativas de expansão do segmento de refino nacional. Inicialmente é mostrado qual é o perfil do parque de refino nacional, volume de processamento, quais os derivados produzidos, localização das refinarias, o mercado dos derivados de petróleo, as importações necessárias para a demanda domestica e as exportações do excedente. Analisam-se, ainda, pontos críticos que se detectam segundo a adoção de um modelo mais conservador ou um mais aberto para investimentos. Finalmente, algumas considerações são sugeridas na elaboração de uma política energética abrangente e para a definição do modelo que deve reger a indústria de refino no Brasil. Abstract The present paper presents an evaluation of the Brazilian refinery park expansion alternatives. Current refinery park profile is described including data about oil derivates process, type of oil products used, refinery facilities location, oil derivate market, importations to meet domestic demand and exporting of the surplus. We also analyze which are the bottlenecks of refinery sector to order attend market growth, according model adoption. Finally we suggested some considerations that should be done to fix as many a policy energy as well as the refinery expansion model. 1.- INTRODUÇÃO O Brasil ainda é considerada como uma das nações com maior espaço para o crescimento da demanda de energia. O interesse de diversas companhias do setor energético para investir aqui foi evidente na década de 90, sua presença na produção e exploração das bacias de petróleo e gás bem como na distribuição de energia elétrica e gás natural é uma prova disso. Setores como o residencial e comercial e a modernização do setor industrial, além de diversas áreas geográficas distantes são vistas como mercados que devem dar fôlego para que a demanda de energia cresça ainda a taxas atrativas para os investidores. Atualmente, em quase todos os segmentos da cadeia do petróleo e gás companhias de capital privado participam, seja como acionista, seja como operadora e única

2 proprietária. Com abertura do segmento de refino, em janeiro de 2002, o último resquício do monopólio foi quebrado, pelo menos de jure, mas essa abertura tem pouco se refletido em tornar atrativa a indústria de refino para o investidor. As estreitas margens de lucro nas refinarias junto a uma presença avassaladora da Petrobrás na produção de derivados de petróleo têm sido os mais sérios escolhos para estabelecer competição no setor, o que se observa é, que de facto o monopólio da Petrobrás continua. A demanda de derivados de petróleo em algumas regiões do país propicia para que se pense num novo arranjo na oferta dos combustíveis, hoje concentrado no Sul e Sudeste. O presente artigo analisa como poderia evoluir a indústria de refino de tal forma que a política energética especifica para o setor vise um arranjo logístico e de localização de novas refinarias acorde com as exigências do mercado, tanto no aspecto ambiental como econômico. 2.- O MERCADO DE REFINO A participação do petróleo na oferta interna de energia tem sido crescente na matriz energética brasileira, pois, em 2001 o petróleo e seus derivados representavam 45,5% do total de energia primária (186,96 milhões de tep, BEN 2003), aumentando significativamente essa participação, visto que, no ano de 1986 o petróleo e derivados detinham 39,6% da oferta. Paralelamente, a participação dos derivados de petróleo no consumo final por fonte também tem crescido, enquanto que em 1986 era de 42,5%, em 2001 já chegava a 49,5% do total do consumo de energia (167,53 milhões de m 3 ). Gráfico 1: Brasil: Evolução da Dependência Externa de Energia Fonte: BEN 2002

3 Para atender a crescente demanda, a produção do petróleo nacional também cresceu no período, conseqüentemente, a dependência externa em relação ao petróleo é muito menor da que existia 16 anos atrás. Percentualmente essa dependência passou de 45% em 1986 para 23,2% em 2001, isso ajudo de forma geral para que o Brasil diminuísse o déficit na balança comercial como decorrência da dependência energética, pois o petróleo era o item energético que mais pesava na importação. O quadro acima mostra essa situação junto com outros energéticos. Em maio de 2003, o país exportou 12,77 MM de barris de petróleo e importou 13,4 MM, dando um saldo negativo de 20 mil barris por dia, o que representa cerca de 1% do consumo diário que é de 1,8 MM de barris. As variações da demanda no mercado de derivados de petróleo no Brasil acompanhavam, em boa parte, o comportamento da economia. De fato, até 1999, com exceção do querosene, todos os derivados de petróleo mostravam uma correlação de 0,9 entre o aumento do consumo e o Produto Interno Bruto - PIB. Correlações com outras variáveis macroeconômicas têm sido pouco consistentes, salvo relações especificas de algum derivado com como PIBs setoriais ou PIB per capita. A outra variável que guarda uma correlação relevante com os derivados de petróleo, com exceção do óleo combustível e o querosene, é a população. Contudo, a correlação com esta última variável foi perturbada após o racionamento de eletricidade, uma vez que a população continuou crescendo, mas vem se registrando queda generalizada no consumo de todos os derivados desde Gráfico 2: Evolução do Suprimento de Derivados de Petróleo Fonte: ANP 2002, BEN 2002 O consumo de derivados de petróleo desde 1984 até 1999 (104,76 MM m 3 ) vinha crescendo a uma taxa média de 4,36% a.a., porém, nos dois anos posteriores houve

4 uma queda na demanda de 100,22 MM m 3 (2000) e 100,25 MM m 3 (2001), essa tendência vem se manifestando ainda, no primeiro semestre de 2003, onde já se verifica uma queda de 9,7% nos primeiros cinco meses. Geralmente, a oferta dos derivados tem sido coberta pela produção nas refinarias domésticas que em 2001 foi de 97,543 milhões de m 3 (taxa de crescimento anual TCMA 2,4% desde 1984) e pela importação que foi de 16, 23 MM m 3 no mesmo ano (gráfico 2). Em vista da contração do mercado domestico, as exportações estão subindo de forma vertiginosa, em 2001 elas foram de 12,9 MM m 3 /dia, quase 62% mais do que em Por outro lado, as importações têm se mantido praticamente estáveis desde 1996 com uma queda marcante em 2000, quando se registrou o menor volume de importação com 15,8 MM de m 3 /d. O óleo combustível continua com a tendência de queda verificada ao longo dos anos 90 e em 2001 detinha 8% na participação do mix da produção total de derivados. A gasolina e os outros produtos de petróleo ampliaram sua produção para 20% e 10%, respectivamente, o GLP, óleo diesel, nafta e querosene mantiveram sua participação na produção. A região sudeste concentra mais do 50% do consumo dos derivados de petróleo. Gráfico 3: Participação de cada produto no mix (2001) Fonte: BEN 2002 No mercado há carência principalmente de óleo diesel (consumo total 38,4 MM m 3 ), GLP (11,45 MM m 3 ), nafta (13,14 MM m 3 ), querosene (4,12 MM m 3 ) e outros secundários (11,45 MM m 3 ), que é complementado pelas importações e cujo peso desses produtos em ralação ao consumo final de cada um deles é respectivamente,

5 17%, 30%, 29%, 30% e 25%. Por outro lado, o parque de refino tem capacidade excedente na produção de gasolina (20,0 MM m 3 ) e óleo combustível (18,14 MM m 3 ) as exportações tornam-se necessárias para poder escoar o combustível, cujo consumo domestico esta abaixo da produção. Essas exportações de gasolina (consumo final 17,16 MM m 3 ) e óleo combustível (11,1 MM m 3 ) representam 15% e 40% da produção total. A produção excedente de óleo combustível e o declínio do seu consumo no mercado brasileiro vem se observando desde Todavia, se observa que as importações são de preferência de produtos mais nobres como os gases ou de derivados conhecidos como claros e que exigem processos mais sofisticados nas unidades das refinarias. Gráfico 4: Oferta de derivados de petróleo no ano 2001 Fonte: BEN 2002 Estimativas sobre a demanda de derivados de petróleo para 2005, feitas por consultorias especializadas e pela Petrobrás apontam que o mercado no Brasil estaria consumindo acima de 122 MM m 3, com um notável aumento da participação da gasolina no consumo total de derivados e a região sudeste ainda concentrando quase 50% do volume comercializado. Atualmente a participação do Nordeste no mercado é de 17% e o Sul concentra 20%, as regiões do Norte e Centro-Oeste complementam o 13% restante. 3.- O PARQUE DE REFINO A evolução do parque de refino nacional vem como decorrência da transformação de uma sociedade, predominantemente rural nos anos 40, onde a lenha e o carvão vegetal eram responsáveis por 85% da oferta de energia primária, para uma outra

6 onde os hidrocarbonetos fornecem mais da metade dos requerimentos energéticos. Paralelamente, a população está concentrada cada vez mais em áreas de grandes aglomerações urbanas e é altamente dependente do transporte rodoviário, exigindo desta forma um elevado consumo de energéticos derivados do petróleo. A instalação do parque de refino nacional começa em 1936 com a implantação da primeira refinaria, Ipiranga, de capital privado. Porém, a industria de refino decolou de fato nos trinta anos que vão de 1950 a 1980, onde o investimento na expansão foi feito quase que exclusivamente pelo Estado, quem construiu treze refinarias nesse período. Isso significa que foi instalada em média uma refinaria a cada dois anos e meio e houve também ampliação. Entre 1980 e 2000 nenhuma outra refinaria foi instalada, apenas registrou-se expansão das já existentes. A tabela 1 mostra a capacidade em metros cúbicos e barril de petróleo de todas as refinarias em operação no território nacional e o ano que foram implantadas. Tabela 1: Participação das Refinarias na Capacidade de Refino Nacional Refinarias Capacidades M³/dia Bpd Instalação REPLAN (SP) RLAM (BA) REDUC (RJ) REVAP (SP) REPAR (PR) REFAP (RS) RPBC (SP) REGAP (MG) REMAN (AM) RECAP (SP) Manguinhos (RJ) Ipiranga (RS) LUBNOR (CE) TOTAL PETROBRAS Particulares Fonte: Luna Freire Mattos, 2001 O Estado de São Paulo abriga quatro refinarias que somadas detêm 40% do total da capacidade instalada, na Bahia esta instalada uma única refinaria que representa 15,9% da capacidade instalada. Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul e Paraná participam com 12,5%, 10,5 % e 9,8%. Minas Gerais, Amazonas e Ceara completam o restante da capacidade instalada do parque de refino. (tabela 1) Pode afirmar-se que a evolução do parque de refino nacional é dividida em quatro fases. A primeira que vai entre 1950 e 1966, onde são instaladas seis refinarias e se considera como o período de aprendizado na construção de refinarias, nesta fase se constata que o refino é um bom negócio e propicia economia de divisas, embora

7 a produção de petróleo seja ainda discreta. A segunda fase entre 1966 e 1980 onde também são construídas seis refinarias e há expansão e, adicionalmente é o período que concentra os maiores investimentos, principalmente, de 1970 a 1980, esta fase denomina-se de auto-suficiência. Também nesse período o Brasil avalia que é mais conveniente importar petróleo do que produzi-lo, é a fase dos grandes mega-projetos no setor de energia, embalados pelo auge do crescimento econômico do país. A terceira, de 1980 a 1990 é onde houve a automação industrial no parque de refino, pois se enfatiza a otimização dos processos. Registra-se, nesta fase, o segundo choque do petróleo e a capacidade de refino é maior às necessidades da demanda domestica, além do mais, o álcool aparece no mercado para competir com a gasolina. Ainda na terceira fase há indícios de importantes descobertas de petróleo na Bacia de Campos, e a preocupação com o meio ambiente começa a surgir. Finalmente, a quarta fase que vem de 1990 até 2001, onde se registra a expansão que visa ampliar a capacidade de conversão das maiores refinarias do país. Estima-se que uma nova fase deve começar com a construção ou expansão das refinarias, a Petrobrás não deve estar sozinha neste empreendimento e a abertura para participarem capitais privados nacionais ou estrangeiros em parceria ou outro tipo de arranjos já marca per si esta nova fase. Desde o ponto de vista da valorização do petróleo, o extraído nas bacias da costa brasileira possui um grau de API baixo, ou seja, é muito mais denso que os petróleos de referencia internacional como o Brent ( API 37), WTI ( API 40) ou Arabian Light ( API 34). Quanto mais leve o petróleo, ou seja mais alto o API, mais valorizado será no mercado. Adicionalmente, o teor de enxofre também é um parâmetro importante na qualidade do petróleo, crus com alto teor de enxofre exigem mais tratamento e conseqüentemente, custos mais elevados nas refinarias. Outros parâmetros importantes que determinam a qualidade do petróleo são; a destilação e o ponto de fluidez. (Luna Mattos, 2001). Uma refinaria recebe petróleo cru e dentro de suas instalações armazena, extrai, trata e transforma o mesmo. Todavia, especifica os derivados que produz, há controle de qualidade e expede os produtos seja direito para um terminal ou uma base distribuidora. O gás natural com etano ou eteno é aproveitado para fazer pirolização e produzir poliésteres. No petróleo natural não se encontra quase nada de metano, etano e muito menos eteno e existe muito pouco GLP (propano e butano) Os derivados são classificados de diversas formas: i) pelo número de átomos de carbono, ii) pela densidade, iii) pela cor e iv) pela finalidade. Os principais derivados de petróleo produzidos na refinaria e que tem maior mercado são; gás combustível; GLP (gás de cozinha); naftas; gasolinas (comum, aditivada, Premium, reformulada, unleaded, etc); querosene de iluminação; querosene de aviação (de jato, de jetfuel, etc); óleo combustível; óleos diesel (BTE ou ATE) e os especiais que são produtos de consumo especifico e na grande maioria das vezes possuem maior valor comercial que os seus correspondentes nas suas faixas de destilação.

8 Os processos de refino numa refinaria são: i) primário, o passo inicial existente em todas as refinarias, ii) físico, onde ocorrem a extração das frações existentes no petróleo e podem ser simples ou complexos, este processos não são utilizados para petróleo cru e sim para produtos intermediários, iii) químico, este processo modifica a estrutura molecular e se subdivide em tratamentos e transformações. São processos nos quais se extrai do petróleo o que não tem, isto porque há transformação de produtos em outros. Os processos de transformação mais aplicados são as varias formas de craqueamento, hidrocraqueamento e reforma catalítica e os principais processos de tratamento químicos são o hidrotratamento e a hidrodessulfurisazao. Um conjunto de unidades de processos que, em função de uma determinada categoria (grupos semelhantes) de petróleo, tem como objetivo o seu processamento para produção de um determinado derivado, ou um conjunto. Conseqüentemente, a estrutura de refino é direcionada para obter alguns derivados mais do que outros, por tanto, conhecem-se estruturas que podem ser direcionadas para; a) gasolinas e GLP, b) diesel, c) petroquímicos, d) lubrificantes e/ou parafinas e) asfaltos. O Brasil conta com 54 terminais espalhados ao longo na costa e dutos interligando refinarias e terminais, principalmente no Sul e Sudeste. A Transpetro possui km de malha dutoviaria com capacidade operacional de 8,5 MM m 3 transportando os derivados de petróleo. A capacidade de tancagem nas refinarias e terminais é de 10,5 MM m 3, dos quais, 3,5 MM são exclusivos para derivados claros (combustíveis que têm número de carbonos entre 5 e vinte na sua composição química), geralmente, constituídos pelas gasolinas, naftas, querosenes, solventes e diesel). No que diz respeito à margem bruta de refino, no Brasil, varia muito segundo a refinaria sob analise, assim na RBPC a margem bruta é de US$ 7,8 por barril, similar à media dos Estados Unidos, no outro extremo, a REFAP e a LUBNOR têm margens brutas de refino de US$ 3,5 e US$ 3,2 por barril, respectivamente. A margem bruta esta intimamente ligada ao potencial de conversão das refinarias, de novo, a RBPC tem grau de conversão equivalente ao do parque de refino norte-americano (60%), e a REMAN e a REFAP estão com potencial de conversão inferior a 20%. A margem liquida do refino que é a diferença entre margem bruta menos os custos de refino é o lucro do proprietário da refinaria. Os custos de refino incorporam os custos operacionais, fixos e variáveis numa refinaria estão diretamente relacionados com a qualidade e tipo de petróleo. Quanto mais leve, mais parafinico e menos contaminantes (impurezas) contenha um petróleo mais alto seu valor no mercado, porém, é menor o valor dos investimentos em estruturas de refino e custos operacionais. Em contrapartida, quanto mais pesado, menos parifinico e mais impurezas tiver um cru, este é mais barato no mercado, no entanto, os custos em investimento e operacionais são muito mais altos (Luna Freire, 2001).

9 4.- PERSPECTIVAS DO PARQUE DE REFINO Como conseqüência de uma ação convergente entre políticas energéticas, políticas fiscais e políticas ambientais, na cadeia de valor do petróleo tem aparecido, nos mercados mais desenvolvidos, diversos agentes econômicos, os tradicionais e os alternativos. Dentre os primeiros temos as grandes empresas transnacionais de petróleo que estão presentes, na exploração/produção, transporte, comercialização do petróleo, refino, comercialização de derivados, operando terminais, e na distribuição e venda no varejo dos derivados de petróleo. É comum as companhias estatais operarem desde a produção até a comercialização dos derivados, ainda, há as estatais que atuam somente downstream, isto é, desde o refino até a venda dos derivados no varejo. Também existem companhias que operam somente, desde o refino até a distribuição dos derivados. Entre os agentes alternativos que surgiram como conseqüência do open acces e outros mecanismos de concorrência citamos os traders de petróleo e derivados, as petroquímicas, os importadores e blenders de derivados, operadores logísticos, e os comercializadores dos combustíveis no varejo e no atacado. Para atender a demanda futura de derivados de petróleo, acima de 120 MM m 3 em 2005, e acima de 140 MM m 3 em 2010, o parque de refino precisa evoluir. Esta evolução pode ser estrategicamente definida de diversas formas. As estratégias para ampliar o parque de refino são diversas e vão desde dar continuidade com o modelo onde a Petrobrás traça suas metas de investimento na expansão e complementa as necessidades do mercado com a importação ou, no outro extremo, adotar uma estratégia ousada. Neste último, a Petrobrás cobriria a demanda com a expansão e instalação de novas refinarias mediante joint-ventures com companhias e, onde seria permitido que agentes de capital privado interessados em investir tenham liberdade de fazê-lo tanto em regiões greenfields quanto em outras economicamente viáveis. Se a escolha for por pequenas ampliações e investimentos apenas necessários para atender o mercado então, considera-se a execução do Plano da Petrobrás centrado, sobretudo, por investimentos visando qualidade, segurança e meio ambiente complementando com importações, o seguinte quadro aconteceria: O aumento da capacidade do parque de refino não seria significante, limitando-se a alguns ajustes de capacidade em refinarias existentes e melhoria de taxa de utilização do parque; As importações de derivados atingiriam um elevado valor, quase 10% do total que hoje é transacionado no mundo, colocando o país vulnerável quanto à segurança de seu abastecimento e à volatilidade dos preços; A Petrobras continuaria a ser o único agente relevante no setor de refino;

10 Agentes regionais atuando como importadores dos países vizinhos poderiam ter um papel relativamente importante em algumas regiões (ex. PDVSA no Nordeste ou Repsol/YPF no Sul); A Petrobras poderia formar parcerias por conta própria, como já faz atualmente com a Repsol na REFAP, existiria o risco de perder a propriedade as facilidades logísticas, mas não afetaria o modelo operacional centralizado existente no refino ; A competição existiria apenas de forma periférica, oriunda de agentes alternativos como: petroquímicas, blenders e importadores Os consumidores não sentiriam o impacto desta alternativa, pois os preços de alguns derivados já estão flutuando de acordo com o mercado externo. Seria uma alternativa para atrair apenas agentes econômicos não relevantes, pois poderiam utilizar o compartilhamento de infra-estrutura como forma de alcançar alguns mercados, mas não atrairia agentes relevantes com interesse em investir no refino; As obrigações dos agentes econômicos envolvidos estariam ligadas principalmente ao compartilhamento de infra-estrutura logística de abastecimento e distribuição, para permitir que haja no mínimo uma competição periférica; Haveria mudanças na regulação de livre-acesso (open access) e alterações na lei de 1997 que trata sobre a propriedade dos dutos e demais facilidades logísticas. Alternativa que contempla a chegada de novos agentes sem restrições de entrada no mercado; Os potenciais interessados em investir em projetos greenfield (preferencialmente o Nordeste) seriam agentes estruturados e experientes no setor com interesses no mercado brasileiro, entrando sozinhos ou consorciados; As Majors buscando uma integração vertical com os setores de distribuição e varejo no Brasil (ex. Shell, Exxon e Texaco), ou com o setor de Exploração e Produção, no caso de descobertas de reservas de Petróleo nas áreas de concessão; Companhias Regionais entrando no mercado de refino no Brasil e provavelmente investindo também em distribuição e varejo (ex: PDVSA e Repsol); Companhias locais: participando de parcerias em determinadas regiões devido a terem interesses relacionados com a produção de refinados (ex.: Ipiranga e Odebrecht); A infra-estrutura do parque de refino passaria a ser compartilhada ou terceirizada, ficando o controle e propriedade dos dutos, bases, terminais e demais facilidades logísticas antes pertencentes à Petrobras com um consórcio de empresas refinadoras ou com um agente independente;

11 O Governo atrairia novos investidores e conseqüentemente introduziria competição no mercado, além de minimizar o déficit da balança comercial, no que diz respeito a conta de derivados de petróleo; Seria uma boa alternativa para atrair novos agentes econômicos interessados em aproveitar o crescimento elevado da demanda, visto que desde 1997 foi aberta a possibilidade de construção de novas refinarias porém, nenhum novo projeto foi realizado; A Petrobras realizaria joint-ventures nos projetos de novas refinarias ou expansões ou até mesmo em refinarias existentes que não forem expandidas; A Petrobras e suas parceiras permaneceriam com a propriedade sobre as facilidades logísticas, mantendo o modelo atual de livre acesso (open acess) à infra-estrutura logística; Alternativa atrativa para diferentes agentes econômicos, que estivessem interessados no mercado brasileiro, especialmente para estratégias de verticalização com as áreas de distribuição e varejo. As considerações acima elencadas enfatizam a óptica da economia de mercado, porém a escolha de uma alternativa para atender a demanda de derivados de petróleo tem que levar em conta outras considerações além das supracitadas. Na tomada de decisão sobre os rumos da indústria de refino devem considerar-se outros aspectos como a preocupação com a preservação do meio ambiente e do habitat de todos os seres humanos está obrigando a adotar posturas revolucionarias em termos econômicos, energéticos e industriais (Brown, 2003). A aplicação de uma política energética de maneira geral e da adoção de um modelo para a indústria de refino, de forma particular, tem vários desafios pela frente, os de curto prazo envolvem: o atendimento à demanda do mercado; otimização da rede e das refinarias para privilegiar os combustíveis de maior consumo. No médio e longo prazo os desafios seriam inserir combustíveis de origem limpa (biodiesel), ou baseados na implantação de tecnologias como o GTL (gás-to-liquid). De fato, esta nova tecnologia esta se disseminando, embora o conceito e principio de funcionamento date de 1920, o GTL é um processo (Fischer-Tropsh) que converte gás natural em óleos sintéticos que podem posteriormente ser processados junto com combustíveis e outros produtos baseados em hidrocarbonetos. O GTL, com a conversão o gás natural óleos propicia que tenha maior valor econômico, mais ainda quando se considera que nas bacias offshore de Campos entorno de 20,0 MM de m 3 /dia são queimados, reinjetados ou perdidos, acrescentando agora, as novas reservas de gás natural descobertas na Bacia de Santos (400 bilhões de m 3 ). Podemos, a priori, afirmar que as vantagens na adoção da tecnologia GTL traria benefícios ambientais, econômicos, tecnológicos. Esse tipo de visão é preciso que esteja presente na elaboração do novo modelo para a indústria de refino.

12 De forma geral, novas políticas energéticas deveriam contemplar na sua concepção e estruturação estratégias de comum acordo com políticas ambientais, políticas fiscais e políticas industriais, levando em conta pontos como: A substituição de combustíveis fósseis altamente poluentes por outros de combustão mais eficiente como o gás natural e seus subprodutos, mas também por energias alternativas limpas e renováveis; Adoção de tecnologias ambientalmente mais amigáveis e abandono daquelas obsoletas e extremamente poluidoras nos processos; O replanejamento de processos industriais visa a instalação de unidades e plantas com tecnologia capaz de reutilizar material descartado; O aproveitamento de materiais que eram considerados como sucata traria uma significativa economia de materiais; O sistema de transporte, fortemente concentrado no uso de gasolina e óleo combustível, deve ser reavaliado, pois, a combustão de combustíveis na frota veicular é a principal fonte de emissão de gases tóxicos hoje no Brasil; O fim de subsídios a materiais e tarifas de alguns energéticos para a produção industrial, cuja manutenção incentiva a fabricação de bens e produtos energo-intensivos. Incorporar no preço dos derivados de petróleo o custo ambiental, não somente ao longo da cadeia como também os efeitos após seu uso, refletiria de forma mais real sue preço desse combustível no mercado; Na área fiscal, uma verdadeira reforma deveria incorporar a cobrança de impostos ambientais, isso propiciaria rever as necessidades de consumo da sociedade, direcionando-a vagarosamente para uma conscientização em relação à valorização das fontes de suprimento naturais; A reciclagem, o replanejamento de processos industriais, novas formas de uso e aproveitamento das energias limpas permitirão a geração de novos empregos, se é que esta é a preocupação do Governo, quando adotar uma política energética revolucionaria, aliviando a perda de outros ofícios anacrônicos; Incentivos oferecidos pelos governos, mascarados de competitividade, devem ser cortados ou no mínimo redimensionados, principalmente quando estão destinados à produção de bens de consumo energo-intensivos ou de forte impacto ambiental na sua produção ou utilização; Definir a construção de uma refinaria se for necessário, em mercados pouco atendidos mais de grande potencial como o do Nordeste, refinaria que deve incorporar tecnologias econômica e ambientalmente mais eficientes. 5.- CONCLUSAO Ousadia na definição de política governamental capaz de criar instrumentos que integrem políticas energéticas, políticas ambientais, políticas industriais e políticas fiscais, deveria ser a proposta de um governo comprometido tanto com as questões sociais como ambientais. No caso especifico da indústria de refino e do consumo de

13 derivados de petróleo pensar em uma reestruturação de sua produção implica não só em planejar ao atendimento da demanda no curto ou médio prazo como também elaborar um plano de substituição de alguns deles por combustíveis de origem menos agressivos ambientalmente. O gás natural pode ser o energético da transição para uma economia mais comprometida com as seqüelas da poluição. Crescimento da economia baseado em um consumismo desenfreado de bens e produtos está colocando em xeque a sustentabilidade do planeta, insistir na continuação deste tipo de crescimento é no mínimo uma demonstração de falta de compromisso com as gerações futuras, pois, constantes alertas vêm dando a natureza sobre o desequilíbrio ecológico e o abuso na utilização dos seus recursos. 6.- REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Balanço Energético Nacional BEN, Ministério de Minas e Energia, Brown, Lester Eco-Economia World Watch Institute, Luna Mattos, C. A. A Indústria de Refino Nacional: Histórico e Tendências, Palestra apresentada no Rio de Janeiro, na Booz, Allen & Hamilton, 2001