Monitor IBP - Setembro 2014 by Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis

ISSN 2176-5464

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

................. editorial Prezada leitora, prezado leitor, mais uma vez temos o prazer de apresentar este Monitor IBP após a realização de uma Rio Oil & Gas. Se a edição de 2014 não foi a maior da história – em face da atual conjuntura econômica e de alguns anos de incerteza para a indústria – certamente foi uma das mais animadoras no que diz respeito às perspectivas futuras. Se não, vejamos. Em sua palestra, Mark Shuster, vice-presidente executivo da Shell, destacou que com o pré-sal o Brasil pode se tornar o maior produtor da América Latina, a despeito da competição do México, que recentemente abriu a sua indústria aos investimentos públicos e privados estrangeiros. Para tal, no entanto, o executivo destaca que o país precisa repensar algumas regras da sua indústria de E&P de petróleo e gás natural, como a de conteúdo local, assim como o ritmo de realização das rodadas de licitação. Foi durante a seção de abertura da Rio Oil & Gas, no dia 15/9, que Marco Antonio Martins de Almeida, secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia (MME), anunciou a realização da aguardada 13ª rodada de licitações em 2015. Segundo ele, as áreas que serão ofertadas ainda estão em estudo, e a definição dos blocos está sendo feita pela ANP, pelo Ministério e também pelo Ibama. A realização de mais uma rodada certamente funciona como um norte para os fornecedores de bens e serviços. Se essa indústria já se encontra aquecida com a demanda do pré-sal, uma maior previsibilidade no que concerne a realização de novas rodadas resulta em que os negócios se concretizem e que as expectativas futuras sejam otimistas. Um exemplo disso foi que a Rodada de Negócios promovida pela Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP), em parceria com o Sebrae, gerou uma expectativa de negócios de R$ 164 milhōes para os próximos 12 meses, ante R$ 152 milhões na edição anterior. Dela participaram 176 fornecedores inscritos e 37 empresas âncora. A edição de setembro de agosto do Monitor IBP, além da tradicional análise do mercado internacional do petróleo, assinada por Eraldo Porto e Luiz Guerra, traz as mais importantes estatísticas de petróleo, gás e biocombustíveis no Brasil. Nesta edição também apresentamos uma análise assinada por Wagner Freire sobre a evolução das reservas provadas no Brasil. Desejamos uma boa leitura!

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sumário

O mercado nacional, por Wagner Freire.........................02 O mercado internacional, por Luiz Guerra e Eraldo Porto.........04 Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis no Brasil.....11 Expediente..........................................................25

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Setembro 2014 Ano VI – Número 9

O MERCADO NACIONAL

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Reservas provadas e produção de petróleo e gás natural no Brasil, de 2005 a 2013, conforme registros da Petrobras e demais concessionários A tabela e o gráfico anexo ilustram a série histórica das reservas brasileiras provadas de petróleo e gás natural de 2005 a 2013, bem como a produção a que deram origem nesse período. O total das reservas provadas brasileiras, segundo o critério da Society of Petroleum Engineers – SPE, é divulgado pela ANP, no início de cada ano, referidas a 31 de dezembro do ano anterior, com base na compilação que a Agência procede dos dados fornecidos pelos concessionários que operam no Brasil. Por outro lado, a Petrobras divulga, a cada ano, as reservas a seu encargo segundo critério SPE e também pelo critério da Securities and Exchange Commission – SEC, ligeiramente diferente, a que se obriga por ter ações comercializadas no mercado americano. É possível, desse modo, verificar-se a contribuição relativa da Petrobras e dos demais concessionários às reservas brasileiras. A produção de petróleo e gás segue as divulgações periódicas dos dados mensais totais e de cada concessionário disponibilizadas pelo MME, através de sua Diretoria de Gás Natural, e ANP, devidamente compiladas no Banco de Dados do IBP.

Com relação às reservas, observa-se um crescimento da ordem de 4% entre 2005 e 2010 e uma relativa estabilização entre 2010 e 2013, quando as reservas atingiram 17,45 Bboe. O mesmo aconteceu com relação à produção, com crescimento de 4% entre 2005 e 2010 e estabilização entre 2010 e 2013, quando a produção atingiu o mesmo nível nesses anos limites, de 2,44 MM boe/d. Cabe observar que, em fins de 2010, deu-se a Declaração de Comercialidade (DC) de Lula (ex-Tupi) pela Petrobras e associadas BG e Partex, primeira descoberta do pré-sal a incorporar algumas reservas nesse ano. Em fins de 2011, deu-se a DC de Sapinhoá (ex-Guará) pela Petrobras e suas associadas BG e RepsolSinopec. Em 2012, DC de Baúna (exTiro) e Tartaruga Verde e Mestiça (ex-Aruanã), todos 100% Petrobras, em reservatórios do pós-sal de Santos e Campos. Em dezembro de 2012, a Petrobras e suas associadas BG e RepsolSinopec fizeram DC de Lapa (ex-Carioca) no présal de Santos. E, finalmente, em dezembro de 2013, DC de Búzios (ex-Franco) e Lula-Sul (ex Tupi-Sul), ambos com contratos de Cessão Onerosa, no pré-sal de Santos, 100% Petrobras.

RESERVAS (PROVADAS) E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL DE 2005 A 2013

INDICADORES

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

13,70

14,37

14,92

15,09

15,19

16,91

16,92

17,26

17,45

11,77

12,18

12,62

12,80

12,88

14,25

14,29

14,52

14,72

1,93

2,19

2,30

2,29

2,31

2,66

2,73

2,74

2,73

13,23

13,75

13,92

14,09

14,18

15,28

15,71

15,72

15,97

11,36

11,67

11,80

11,97

12,07

12,91

13,22

13,28

13,57

1,88

2,08

2,12

2,11

2,37

2,49

2,44

2,46

0,47

0,62

1,00

1,01

1,63

1,21

1,54

1,48

Petróleo (B bbl)

0,41

0,51

0,82

0,83

0,81

1,34

1,07

1,24

0,98

Gás Natural (B boe)

0,06

0,11

0,18

0,17

0,20

0,29

0,14

0,30

0,50

Reservas Brasileiras (B boe) Petróleo (B bbl) Gás Natural (B boe) Reservas Petrobras (B boe) Petróleo (B bbl) Gás Natural (B boe) Reservas demais empresas (B boe)

Produção Brasileira (MMboe/d)

1,92

2,03

2,05

2,10

2,27

2,33

2,38

2,35

2,33

Petróleo (MM bbl/d)

1,70

1,81

1,84

1,88

2,03

2,11

2,19

2,13

2,03

Gás Natural (MM boe/d)

0,22

0,21

0,22

0,24

0,22

0,19

0,22

0,30

Produção Petrobras (B boe)

0,70

0,74

0,75

0,77

0,83

0,85

0,87

0,86

0,85

Petróleo (B bbl)

0,62

0,66

0,65

0,69

0,72

0,73

0,74

0,72

0,70

Gás Natural (B boe)

0,08

0,11

0,12

0,13

0,14

0,00

0,01

0,04

0,05

0,07

0,04

Petróleo (B bbl)

0,00

0,01

0,04

0,06

0,03

Gás Natural (B boe)

0,00

0,01

Produção demais empresas (B boe)

R/P Petróleo e Gás (anos)

19,60

19,40

19,90

19,60

18,10

19,00

18,40

18,60

19,60

Petróleo (anos)

19,00

18,40

18,80

18,50

17,40

18,30

17,90

18,60

19,90

Gás Natural (anos)

24,10

27,40

28,70

28,60

23,10

24,20

22,70

18,30

Obs. 1-Reservas Provadas de acordo com critério SPE. 2-Participação outras empresas, além da Petrobras, iniciada com Rodada Zero em 1998. 3-DC campos pré-sal: Dez.2010 – Lula; Dez 2011 – Sapinhoá; Dez. 2013 Lapa, Búzios e Lula Sul. Campos pós-sal: Dez 2012 – Baúna, Tartaruga Verde e Mestiça. Fonte: MME (Boletim Mensal GN), ANP, Petrobras e Banco de Dados IBP

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

O MERCADO NACIONAL Assim, não obstante a incorporação de reservas de reservatórios do pré-sal (e também do pós-sal) essa incorporação não contrabalançou muito a produção corrente que, obviamente, consumiu parte das reservas.

1998, observa-se apenas uma discreta participação dessas empresas em relação à presença dominante da Petrobras. O pico de participação dessas empresas nas reservas ocorreu em 2010, com 1,63 Bboe ou 9,6% das reservas totais. Em 2013 essas empresas passaram a deter acesso a apenas 1,48 Bboe ou 8,5% das reservas totais. Quanto à produção, essas empresas passaram por um pico de 192 mil boe/d em 2012 ou 7,5% da produção total e fecharam o ano de 2013 com 110 mil boe/d ou 4,5% da produção total.

Cabe observar também que não houve mudança significativa com relação à participação do gás em relação às reservas totais. Houve apenas um discreto crescimento de 14 para 16% de 2005 para 2013. Outro indicador importante, a reserva de gás associado em relação às reservas totais de gás variou bastante, ao longo da série, de 24 a 40%, com tendência a se manter na faixa de 30%. Essa situação restringe a utilização de gás como fonte alternativa para cobrir situações não previstas na utilização regular desse produto nos suprimentos normais de médio e longo prazo, não se esperando que a contribuição do pré-sal altere muito esse cenário.

De qualquer modo, com a suspensão das licitações por cinco anos, em que essas empresas deixaram de fazer investimentos em E&P, com as Cessões Onerosas de baixo risco exploratório concedidas à Petrobras, para produção de até 5 B boe, e a cessão em junho deste ano, ainda não formalizada, do excedente a esse valor para produção pela Petrobras no modelo de Partilha, tem-se que esse cenário tenderá a se acentuar mais ainda.

Com relação à participação das diversas empresas – além da Petrobras – no desenvolvimento de reservas e na produção em relação aos respectivos totais, decorrente da abertura do mercado brasileiro, iniciada contratualmente em

RESERVAS PROVADAS E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL DE 2005 A 2013 Reservas (Bboe)

20,00

15,00

Petróleo

13,70 1,92 1,93

0,22

Gás Natural

14,37 2,19

11,77

2,03 0,22

14,92 2,30

12,18

15,09 2,10

2,05

2,29

0,21

1,84

1,81

1,70

10,00

Produção (MMboe/d) 2,80

12,62

0,22

15,19

16,91

0,36

2,66

0,44

2,52 16,92 2,73

0,49

17,26 2,74

2,54 0,57

17,45 2,73

2,44 0,52

2,31

1,97

1,88

12,80

2,33

2,44

12,88

2,03

2,00

14,25

14,29

1,92

1,97

14,52

1,40

14,72

5,00

0,00

2,10

0,70

2005

2006

2007

Fonte: MME, ANP, Petrobras e Banco de Dados IBP

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0,00

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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A disponibilidade futura de petróleo é uma questão chave para o mundo nos próximos anos e, por consequência, para a volta de um crescimento mais uniforme da economia global. Projeções no sentido de avaliar a oferta futura de petróleo são complexas por envolverem fatores econômicos, políticos e tecnológicos, todos em franca evolução. Um suprimento adequado de petróleo para satisfazer a demanda mundial para daqui a dez anos, por exemplo, requer grandes e constantes investimentos desde já. Segundo estimativas do DOE – Department of Energy dos Estados Unidos, em seu último estudo Internacional Energy Outlook, a oferta mundial de petróleo e líquidos de gás natural terá de ser ampliada dos atuais 90 milhões de barris/dia para mais de 100 milhões de barris/dia em 2025 para atender a demanda mundial. Não se trata somente de passar a produzir mais 10 milhões de barris/dia em curto prazo. A produção a mais, que virá basicamente do desenvolvimento de reservas já descobertas, deve também compensar o declínio de produção dos campos já maduros e o dos que ultrapassarão o pico da sua curva produtiva neste período. A falta de dados e informações precisas de muitos países produtores, especialmente os do Oriente Médio, é mais um obstáculo na elaboração de cenários para o balanço do suprimento de petróleo. E mesmo quando as informações estão disponíveis, surgem incertezas sobre a efetiva implantação dos planos e projetos. Autores argumentam, por exemplo, que a Arábia Saudita já estaria perdendo sua capacidade de produção de petróleo pelo declínio de suas jazidas mais antigas, entre elas a de Ghawar, a maior do mundo. A produção de petróleo no México e no Mar do Norte, lado britânico, comprovadamente caíram de forma substancial em 2013 e, mesmo que possam se estabilizar nos níveis atuais, não tardarão a voltar ao declínio. E os exemplos se multiplicam, onde quer que haja campos maduros com produtividade alta. Até o Brasil, com seus campos gigantes do pós-sal como Roncador e Marlim, já enfrenta esta realidade e procura repor suas reservas para compensar a queda natural dos mesmos. Do lado dos países que poderão contribuir para o aumento de produção de petróleo até 2025, serão destacados três países: Iraque, Estados Unidos e Brasil.

Há outros países com planos de aumento de produção, mas estes três estão chamando a atenção do mercado não somente pela importância de seu potencial como pelas dificuldades em implementar seus projetos. As reservas atuais destes países são: Iraque: 141,4 bilhões de barris Brasil: 15,6 bilhões de barris Estados Unidos: 44,2 bilhões de barris Tais reservas e suas projeções de aumento mostram o potencial dos três para alcançar destaque no rol dos maiores produtores mundiais de petróleo. Iraque: Tido como perto de produzir três milhões de barris/ dia de petróleo até o final de 2014, o plano do governo local de expandir a produção para mais do dobro da atual tem sofrido revezes. Há a falta de infraestrutura e os episódios de violência no país, decorrentes de disputas políticas e religiosas, são cada vez mais freqüentes. Em 2012 o Iraque tornara-se o segundo maior produtor de petróleo dos países membros da OPEP, ultrapassando o Irã. No ranking dos maiores países exportadores mundiais de petróleo, o Iraque ocupa a sexta colocação; a maior parte de suas exportações dirigem-se aos Estados Unidos e ‘as refinarias da Ásia. Alcançando a paz – o que parece improvável – e retomando as atividades mais importantes ligadas ao desenvolvimento do país, com ênfase na indústria doméstica de petróleo, o Iraque talvez seja o país com maior potencial de contribuir para o suprimento mundial de petróleo da década de 2020 a 2030. Além de suas enormes reservas conhecidas, há muitas áreas a serem exploradas. Entretanto, os fatos que ocorreram este ano mostram a delicadeza da situação política e o longo caminho que o Iraque terá de percorrer na sua reconstrução política e econômica. Brasil: Com base nos planos de desenvolvimento em curso, anunciados pela Petrobras e por outras companhias de petróleo que atuam no Brasil, e sem incluir novas descobertas, estão sendo feitas estimativas de que as reservas provadas atuais do Brasil crescerão muito nos próximos anos. Em maio último, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), através de um de seus diretores e durante um evento, estimou que as reservas brasileiras poderão mais do que dobrar até 2022. Analistas especializados vão mais além e colocam o Brasil como possível possuidor de pelos menos 40,0 bilhões de barris naquele ano e dispondo de um volume exportável excedente da produção – não refinado no País – entre 1,5 a 1,8 milhões de barris/dia. As dificuldades para atingir tais metas são conhecidas.

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O MERCADO INTERNACIONAL Estados Unidos: Estimativas recentes do DOE mostram o crescimento recente da produção de petróleo dos Estados Unidos e a projeção 2014/2015: Produção (milhões de barris/dia) 2011

2012

2013

2014

2015

Petróleo

5,645

6,497

7,451

8,534

9,532

Líquidos de Gás Natural

2,216

2,408

2,606

2,906

3,120

Total

7,861

8,905

10,057

11,44

12,652

Muito se tem discutido sobre este salto de produção, que se seguiu ao salto tecnológico na exploração de petróleo e gás natural, no país de maior consumo mundial de energia. De 2015 em diante, as perspectivas são divididas em dois cenários principais, entre os que acreditam na continuação do crescimento explosivo da produção norte americana, como nos anos anteriores, e os que começam a duvidar na capacidade dos Estados Unidos de manter o ritmo exploratório mostrado nestes últimos dez anos. A produção de hidrocarbonetos líquidos inclui duas categorias principais:

2ª. Outros combustíveis líquidos: esta categoria se refere aos líquidos de gás natural (GLP, naftas de UPGNs), biocombustíveis, gas-to-liquids (GTL), coal-to-liquids (CTL) e o querogênio (i.e., oil shale ou óleo de xisto). Os mais otimistas falam até de uma independência energética americana, mas a queda de demanda de alguns derivados importantes por causa da crise econômica deve ter um final em breve e será muito difícil que as importações continuem caindo e cessem, embora já tenham diminuído bastante. Os pessimistas levantam pontos relevantes de preocupação: a produção futura, principalmente de tight oil e shale oil, demandam vultosos e renovados investimentos, grande consumo de água e produtos químicos e uma alta taxa de perfuração de poços, posto que o decaimento de produção é muito mais rápido do que o do petróleo convencional onshore. Por último, mas não menos importante, há a questão ambiental. Conter os danos causados pela exploração acelerada nas regiões ricas em tight oil e shale oil já levou estados e países a proibirem a atividade. De qualquer modo, é incerto como vai se desenvolver a indústria americana de petróleo, sob este aspecto.

1ª. Petróleo bruto e condensado: nesta categoria incluemse o tight oil, o shale oil, o cru extrapesado, os condensados e o betume (i.e., oil sands ou areias betuminosas, que podem ser diluídas ou processadas).

Mercado de petróleos

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As médias semanais dos preços spot dos petróleos WTI e Brent da última semana do mês de agosto de 2014 foram, respectivamente, US$ 96,25/b e US$ 100,64/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte: Evolução das cotações em agosto (em US$/barril): Médias semanais

WTI

Brent

1a semana (4 – 8 agosto)

97,50

103,60

2a semana (11 – 15 agosto)

97,17

101,94

3a semana (18 – 22 agosto)

94,95

99,88

4a semana (25 – 29 agosto)

96,25

100,64

Média mensal de julho 2014 (*)

103,59

106,77

Média mensal de agosto 2014 (*)

96,54

101,61

(*) As médias mensais apresentadas são obtidas diretamente da fonte, a EIA/DOE, que calcula os valores a partir das cotações diárias dos petróleos. Dependendo do número de dias do mês e também da ocorrência de grandes variações de preços nos últimos dias do mês, as médias mensais mencionadas podem ser diferentes

A densidade do petróleo Basrah Leve de 340 API, produzido no Iraque, tem se apresentada mais pesada (grau API mais baixo). Por isso, a estatal SOMO, empresa nacional que comercializa o petróleo, resolveu conceder um descontocompensação de US$0,04/b para cada décimo de grau API (0,10 API) de todo petróleo exportado cuja densidade esteja abaixo da densidade contratual típica de 340 API. O grau API das cargas embarcadas tem se reduzidos mês a mês, sendo que no mês de julho o valor médio foi 28,630 API, a menor densidade nos últimos seis meses. Isto representou uma redução no preço contratual de mais de US$2,00/b apenas pelo ajuste do grau API. O petróleo Basrah tem estado mais pesado por dois motivos. Primeiro, pela entrada em operação de novos campos de produção de petróleo, e, depois, pela falta de tanques para misturas com óleos mais leves no terminal exportador localizado na península de FAO. No fim de maio, a petroleira russa Lukoil iniciou a produção de petróleo no reservatório Mishref, na região de Qurna, cuja produção é de óleo de 280 API e chegou a 120 mil b/d.

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O MERCADO INTERNACIONAL No mesmo campo, no reservatório Yamama, que produzirá óleo de 430 API, o início da produção está previsto somente para o próximo ano. Também na mesma região, a operadora russa Gazpromneft tem o campo de Badrah, que produzirá óleo na faixa 34/350 API. Em maio, começaram as operações preliminares para colocar o campo em produção, mas o petróleo ainda não está disponível para exportação. No mês de julho o Iraque exportou quase 2,5 milhões de b/d de petróleo Basrah leve, sendo que cerca de 65% foram destinados para a Ásia, 18% para a Europa e 15% para as Américas. A China, que adquiriu 571 mil b/d, foi a maior compradora do petróleo iraquiano, seguida pela Índia, que comprou 536 mil b/d. Cingapura ficou com cerca de 130 mil b/d. Para a Europa, região do Mediterrâneo, foram embarcados 326 mil b/d. Os Estados Unidos e Canadá importaram 275 mil b/d, uma queda de 37% em relação ao volume de petróleo Basrah leve importado no mês de junho (AGM, 15/08/2014). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1. A empresa americana LyondellBassell adquiriu, mas não está aceitando receber, um carregamento de um milhão de barris de petróleo curdo (Kirkuk), que está num petroleiro ancorado na Costa do estado americano do Texas. A empresa americana diz que comprou o petróleo de uma trading internacional, de notória reputação, que tinha o título (propriedade) claro e garantido e, principalmente, tudo estava de acordo irrestrito com as leis americanas. A empresa informa ainda que cancelou, e não aceitará a entrega, de qualquer outra compra de petróleo que tenha título contestado, até que a situação se esclareça definitivamente. A carga, ora em discussão, foi embarcada no petroleiro United Kalavryta e seria o quarto de cinco carregamentos de petróleo produzido na região semi autônoma administrada pelo Governo Regional do Curdistão (Iraque). Este petróleo é embarcado pelo porto turco de Ceyhan, no Mar Mediterrâneo. Dados preliminares mostram que a demanda aparente por derivados de petróleo, em julho, deve se manter inalterada em relação à demanda de um ano atrás, ligeiramente abaixo dos 10 milhões de b/d. Como o refino (throughput) foi de aproximadamente 9,7 milhões de b/d, verifica-se que houve a utilização de

estoques. Por isso mesmo, a estatal Sinopec já recomeçou a preencher a reserva estratégica Tianjin. Ainda em julho, a extração de petróleo ficou ligeiramente acima dos quatro milhões de b/d, 4% abaixo da produção de junho, mas 1% acima do volume extraido no mesmo mês do ano passado (AGM, 14/08/2014). 3. Numa reunião com o vice-premier chinês, Zhang Gaoli, o presidente russo, Vladimir Putin, ofereceu à China uma participação no segundo maior projeto russo de extração de petróleo, chamado de Vankor, que está voltado prioritariamente para o atendimento do mercado chinês. No segundo trimestre de 2014, a petroleira russa Rosneft produziu, no projeto que está sendo oferecido à China, 440 mil b/d. Este volume de produção é equivalente a 4% da demanda atual da China. A Rússia está se voltando para a China para impulsionar sua economia, tendo em vista as dificuldades que suas atividades comerciais vêm enfrentando, devido às sanções impostas pelos EUA e Europa por causa da crise da Ucrânia. Recentemente, o governo dos Estados Unidos congelou vários ativos do Chief Executive Officer da Rosneft, Igor Sechin, e também lhe negou visto. A Rosneft, responsável por cerca de 40 por cento de todo petróleo produzido na Rússia, deve oferecer ‘a China 49% de Vankor, por um valor estimado entre 4 e 5 bilhões de dólares. Vankor é hoje o segundo maior projeto de produção de petróleo na Rússia, com quase 3,5 bilhões de barris de reservas recuperáveis (BLoomberg.net, 01/09/2014). 4. Em seu site na internet, a Petrobras publicou teor de resposta ao jornal “O Estado de São Paulo”, e, dentre outros aspectos, pontuou que: - Desde 2012, a companhia investiu 230 bilhões de reais, enquanto o endividamento líquido aumentou 138 bilhões de reais. - Suas reservas de petróleo, sua produção de óleo, bem como a venda de derivados cresceram mais do que aquelas de algumas das grandes empresas de petróleo no mundo (como, por exemplo, a ExxonMobil, a Chevron, a Shell e a BP). - A elevação da produção de petróleo, a maior eficiência do atual parque de refino, bem como a entrada em operação da Refinaria Abreu e Lima, em novembro de 2014, aumentará a geração operacional de caixa. - A convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme a política de preços do diesel

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O MERCADO INTERNACIONAL

e da gasolina, previsto no Fluxo de Caixa Livre positivo (geração operacional superior aos investimentos), antes dos dividendos, já a partir de 2015, reduzirá, significativamente, a necessidade de contratação de novas dívidas. - A produção de petróleo operada pela Petrobras nos campos do pré-sal nas bacias de Santos e de Campos ultrapassou a 540 mil b/d, em julho, apenas oito anos após a primeira descoberta de petróleo na camada pré-sal, em 2006.

- Atualmente, o pré-sal responde por mais de 20% do total da produção operada pela Petrobras no Brasil (petrobras. com.br, agosto/2014).

Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140

US$/b

130 120 110 100 90 80 70

set/13

out/13

nov/13

dez/13

jan/14

fev/14

mar/14

abr/14

mai/14

jun/14

jul/14

ago/14

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS PETRÓLEOS - US$/b 3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13 2TRIM13 3TRIM13 4TRIM13 1TRIM14 2TRIM14

WTI

89,72

94,01

Brent

113,34

109,4

Mercado de Derivados

102,88

93,42

92,18

87,96

94,34

94,10

105,84

97,34

98,75

103,35

.................................... 118,49

108,42

109,61

110,09

Neste último verão no hemisfério norte, o mercado de gasolina na bacia do Atlântico sofreu um enorme rearranjo, que aparentemente veio para ficar, pelo menos no futuro próximo. Como se sabe, no mercado americano as gasolinas sempre foram os combustíveis mais importantes. Até a crise econômica de 2008-9, além de o consumo ser o mais elevado de todos, havia um crescimento constante na demanda. A crise trouxe alguma racionalização, e hoje em dia, apesar de ainda ser um mercado gigantesco, o crescimento,quando existe, é apenas moderado. Apesar da capacidade de refino do país ser compatível e adequada às suas necessidades de consumo, os Estados Unidos sempre foram importadores de gasolina. A maior parte das refinarias americanas estão localizadas no chamado Golfo americano – USGulf atendendo preferencialmente ‘a própria região, além de extensas

112,49

102,58

110,27

109,21

108,17

109,70

regiões do centro do País – Mid Continent. O déficit, localizado principalmente na Costa Leste – Atlantic Coast, sempre foi neutralizado por importações complementares. Por outro lado, as refinarias europeias historicamente tinham nos mercados de exportação um local seguro para colocar o excedente de gasolina que produzem. Por isso, o mercado americano de gasolinas, com sua demanda permanente, era um local interessante e lucrativo para as gasolinas da Europa e de outras origens. Além dos Estados Unidos, as refinarias europeias eram importantes supridoras de gasolina para a África, aí considerando, especialmente, a África Ocidental – costa atlântica – onde se localizam os países mais populosos, e, por conseguinte, com maiores demandas. Mas, os fatores que estimulavam as importações pelos Estados Unidos da gasolina europeia estão mudando. A demanda dos Estados Unidos não está acompanhando o ritmo do aumento dos suprimentos locais e os estoques aumentaram neste verão, no hemisfério norte, fechando a

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

O MERCADO INTERNACIONAL arbitragem com a Europa. Além disso, ultimamente as refinarias americanas estão se beneficiando dos suprimentos crescentes de petróleos domésticos mais baratos, particularmente no saturado mercado de petróleo no USGulf e, também, pelo suprimento de gás natural barato, que é utilizado na geração de energia nas refinarias, provocando uma redução nos custos do refino. Por isso, passou-se a registrar um crescente excedente na produção de gasolina no Golfo dos Estados Unidos - USGulf. A primeira consequência foi o estabelecimento de um novo fluxo de parte do excedente para a costa atlântica – USAC, bloqueando as importações europeias.

b/d e que foi recentemente modernizada e na refinaria de Milazzo, que processsa 235 mil b/d e tem participação acionária da petroleira KPC do Kuwait. Assim, ficam comprometidas as continuações do funcionamento das refinarias Gela, processamento de 105 mil b/d; Taranto, processamento de 84 mil b/d e Livorno, processamento de 84 mil b/d (AGM, 01/08/2014). 2. A refinadora japonesa Idemitsu Kosan está fornecendo querosene de aviação (jet fuel) para o estado americano do Alaska. A empresa vendeu pelo menos dois carregamentos de 315 mil barris, cada um, no mês de junho. Tanto a Idemitsu quanto outra japonesa, Cosmo Oil têm licenças para importar jet fuel para o Alaska, mas a Cosmo não importa o produto desde 2010.

Agora, os refinadores americanos com volume excedente de gasolinas, procuram novas oportunidades, e se mostram cada vez mais competitivos.

A chinesa Sinopec retornou as exportações de jet para o Alaska no último mês de julho.

O mercado da África Ocidental, onde já atuavam de forma marginal, foi o alvo seguinte. Neste caso, deslocando, também, os refinadores europeus.

Desde maio passado, quando a Koch fechou a refinaria North Pole, o Alaska começou a importar jet. Esta situação deve continuar no futuro próximo (AGM, 15/08/2014).

No último verão, as refinarias europeias tiveram muitas dificuldades para colocar os excedentes de produção de gasolina nos seus mais tradicionais mercados, a costa Atlântica dos Estados Unidos e, também, a África Ocidental, devido à forte presença de rivais americanas.

3. O preço médio da gasolina comum (regular) no varejo dos Estados Unidos no mês de agosto foi de cerca de US$ 3,40/galão.

Como as exportações foram reduzidas, as refinarias tiveram de diminuir o refino, o que se refletiu em menor produção geral de derivados. Por isso, várias refinarias foram paradas preventivamente para manutenção até que se tenha uma visão mais clara sobre o comportamento do mercado de gasolinas. A italiana ENI, por exemplo, já decidiu fechar três de suas refinarias que correspondiam à metade de sua capacidade de refino. Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis: 1. A petroleira italiana ENI considera que as atuais margens de refino na Europa estão “muito baixas”. Por isso, decidiu aumentar para 50% o corte na sua capacidade processamento na Itália. Em fevereiro, a ENI já havia decido reduzir seu refino de petróleo em 35%.

A aproximação do feriado do dia do trabalho nos Estados Unidos, quando muitas famílias saem de carro para viajar, costuma provocar o aumento no consumo e no preço da gasolina, refletindo a maior demanda. Mas, desta vez, o valor médio foi o menor desde 2010. O preço médio na bomba foi cerca de US$ 0,25/galão inferior ao que era no final de junho. A recente queda nos preços da gasolina reflete em grande parte a evolução do preço do petróleo. Em agosto, os preços do petróleo Brent estiveram abaixo do valor médio dos últimos três anos. Em 2010, os preços do petróleo eram menores, isto porque a economia mundial estava começando a se recuperar da recessão de 2008-09, que reduziu o crescimento da demanda de petróleo (EIA/TWIP, 29/08/2014). 4. Em agosto, a Polônia teria recebido 20% menos gás do que o volume habitual fornecido pela Rússia.

Segundo seu CEO, Claudio Descalzi, “não há futuro no negócio de refino de petróleo para a ENI, nem para nenhuma outra petroleira europeia”.

Muitos europeus acreditam que Moscou pode usar as entregas de gás como um trunfo contra o estabelecimento de sanções, por sua atuação militar na Ucrânia.

A empresa já resolveu que continuará refinando petróleo apenas nas refinarias Sannazzaei, que processa 200 mil

Somente a possibilidade do aumento das sanções vem provocando a redução nas transações comerciais entre

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O MERCADO INTERNACIONAL Moscou e o Ocidente para o menor nível, desde o tempo da Guerra Fria.

A Rússia responde por mais de um terço da demanda de gás europeu e envia metade desses suprimentos via Ucrânia.

Entretanto, a monopolista Gazprom, exportadora do gás russo, divulgou um comunicado, dizendo que estava bombeando gás para todos os destinos "de acordo com os recursos disponíveis para as exportações e, também, para o bombeamento contínuo para armazenamento na Federação Russa".

Grande parte da demanda restante, inclusive para a Polônia é atendida pela rota Yamal -Europa, e para a Alemanha, através do gasoduto Nord Stream, que vai diretamente da Rússia para a Alemanha sob o Mar Báltico.

Mas a Gazprom não negou que o fornecimento para a Polônia - um país ex-comunista com o qual as relações de Moscou têm esfriado bastante - foram menores.

A interrupção pareceu afetar apenas a rota Yamal -Europa, sem redução significativa nos volumes que estão sendo enviados por outras rotas (Reuters, 11/09/2014).

Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60

set/13

out/13

nov/13

dez/13

jan/14

fev/14

mar/14

abr/14

mai/14

jun/14

jul/14

ago/14

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS DERIVADOS - US$/b 3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13 2TRIM13 3TRIM13 4TRIM13 1TRIM14 2TRIM14

Gasolina Reg.USG

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

118,89

113,13

116,45

104,45

111,40

117,77

Nr.2 Diesel LS USG

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

129,51

120,16

126,49

122,43

123,24

122,60

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo, na primeira semana de agosto, foi de 367,0 milhões de barris e de 359,6 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 360,2 milhões de barris. Os estoques da última semana de agosto foram, em volume, 0,2 % inferiores aos níveis da mesma semana de 2013 e eram suficientes para 21,9 dias de consumo, contra os mesmos 22,8 dias de um ano atrás. Os estoques de destilados começaram o mês de agosto com 122,5 milhões de barris e encerraram com 123,4 milhões de barris ou 31,6 dias de consumo. Os estoques no fim do mês se encontravam, em volume, abaixo dos estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques de destilados eram de 129,6 milhões de barris ou 34,9 dias de consumo; portanto, em volume, o estoque no final de agosto estava 4,8 % abaixo do valor da mesma semana no ano passado.

.................... .

Já os estoques de gasolina encerraram o mês de agosto com 210,0 milhões de barris, 23,2 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 23,7 dias de consumo.

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O MERCADO INTERNACIONAL Demanda e Oferta de Petróleo

................................

Balanço Oferta x Demanda Mundial de Petróleo – em milhões de bpd Realizado

Variação %

Projeção

2010

2011

2012

(a) Demanda Mundial

86,94

88,04

88,96 90,14

90,14

90,11

91,97

92,50

91,19

1,16

Oferta Não-OPEP

52,30

52,45

52,86 54,23

55,59

55,77

55,86

56,42

55,91

3,10

4,98

5,37

5,57

5,65

5,73

5,79

5,86

5,93

5,83

3,19

57,28

57,82

58,43 59,88

61,32

61,56

61,72

62,35

61,74

3,11

Diferença (a) - (b)

29,66

30,22

30,53 30,26

28,82

28,55

30,25

30,15

29,45

-2,68

Produção de Petróleo OPEP (1)(2)(3)

29,23

29,79

31,14 30,20

29,83

29,75

-0,06

1,01

1,20

Condensado OPEP (LGN+Não convencionais) (b) Oferta Mundial total (Não-OPEP+ Condensado OPEP)

Excesso / Falta(-) de produção de petróleo da OPEP

2013

1trim14

2trim14 3trim14

4trim14

2014 2014/2013

(1) Fonte: OPEP (MOMR) incluindo Iraque e baseado em fontes secundárias. (2) Com exceção da linha Condensado OPEP, as demais produções não incluem condensados. (3) A OPEP costuma ajustar os dados, mesmo os realizados. (4) Produçao OPEP: Jun14=29,786 milhões de b/d; Jul14=30,117 milhões de b/d ; Jul14=30,347 milhões de b/d. (5) nd = não disponível

A publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR de setembro apresentou a projeção para demanda mundial por petróleo em 2014 no valor de 91,19 milhões de b/d. No ano de 2013, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,26 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 30,20 milhões de b/d, ou seja, cerca de 60 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/ consumidores, de cerca de 22 milhões de barris no ano.

Contagem de sondas

Para 2014, a projeção para a oferta mundial de petróleo não OPEP é de 61,74 milhões de b/d, um aumento de 1,86 milhões de b/d em relação à oferta de 2013, ou seja: 3,1 %. Assim, a necessidade de óleo produzido pelos países membros da OPEP deverá ser de 29,45 milhões de b/d. No primeiro semestre de 2014, a OPEP já produziu, em média, 29,79 milhões de b/d, um excedente de 340 mil b/d em relação ao que se projeta de necessidade média para o ano todo.

....................................

Em 2013, o número médio do total das sondas de petróleo em uso no mundo foi de 3.412, um recuo de cerca de 3% em relação ao ano anterior. Para comparação, ver o quadro abaixo: Ano

Número de sondas operando no mundo

2013

3.412

2012

3.518

2011

3.466

2010

2.985

2009

2.304

2008

3.336

2007

3.116

Contagem do número de sondas 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 África

Europa

Ásia 2010

Oriente Médio 2011

2012

Canadá 2013

América Latina

EUA

Total Mundo

ago/14

No mês de agosto, aumentou em 34 o número de sondas operando no mundo, passou de 3.608 em julho para 3.642.

sondas no Oriente Médio de 432 para 406, na África de 137 para 125 e na Europa de 153 para 143.

Os países que aumentaram o número de sonda operando foram o Canadá que passou de 350 para 399 e os Estados Unidos de 1876 para 1904. Por outro lado, reduziram as

Na América Latina estiveram em operação 410 sondas.

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ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

.........................................

Exploração

I. Declarações de comercialidade (Julho/2014) Bloco

Operadora

Campo

Bacia

Data

BT-POT-8

Petrobras

SIBITE

Potiguar

31/07/2014

Fonte: ANP

II. Poços concluídos por operador (Agosto/2014) MAR Nº de Poços Concluídos Operador

Petrobras

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Campos

Espírito Santo

Santos

Total

Campos

Total Fonte: ANP

TERRA Nº de Poços Concluídos Operador

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Integral

Alagoas

Espírito Santo

Potiguar

Petrobras

Recôncavo

Total Fonte: ANP

III. Evolução de poços concluídos por classificação MAR Evolução de Poços Concluídos Poços

2013

2014

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL *Fonte: ANP

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS TERRA Evolução de Poços Concluídos 2013

Poços

2014

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL *Fonte: ANP

IV. Evolução do Número de Poços Concluídos por Bacia Evolução do Número de Poços Concluídos Média Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013 2014

Bacia Alagoas

2014 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará Total Fonte: ANP

Evolução do número de poços concluídos por bacia 70

Ceará

Barreirinha São Francisco

Parnaíba Camamu Jequitinhonha

Pará-Maranhão Santos

Campos Solimões Espírito Santo

Recôncavo Potiguar

Sergipe Alagoas

Média Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013 2014

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS V. Sondas por empresa operadora (Agosto/2014) Nome Operador

Terra

Mar

Total de Sondas

1 1 1 17 0 0 0 0 20

0 0 0 38 1 1 1 1 42

1 1 1 55 1 1 1 1 62

Alvopetro Integral Parnaíba Gás Petrobras Queiroz Galvão Repsol Statoil Total Total Fonte: ANP

Sondas em atividade (Agosto/2014) 2%

2% 2% 1% 1% 2%

32%

68%

89%

Alvopetro

Produção

Integral

Parnaíba Gás

.......................................... Terra

Mar

Petrobras

Queiroz Galvão

Statoil

Total

Repsol

I. Evolução da Produção de Petróleo e Gás Natural em milhares de b/d Petróleo

2013

2014

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Offshore

1.926

1.804

1.839

1.921

1.908

1.910

1.939

1.886

1.918

1.948

1.976

2.019

2.075

Onshore

176

174

175

176

174

175

173

170

175

173

Total

2.103

1.978

2.014

2.097

2.082

2.084

2.112

2.055

2.093

2.121

2.149

2.192

2.248

Fonte: ANP Nota: Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX. Evolução da produção em milhares de b/d 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0

jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 Offshore

Onshore

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ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da Produção por Concessionário em boe/d Evolução da Produção de Óleo (boe/dia) Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014 Jan

Fev

Mar

Abr Mai Jun 1.916.233 1.930.763 1.889.150 1.839.638 1.861.884 1.835.578 1.837.615 1.841.532 1.853.562 1.885.598 1.917.418 Petrobras 4.395 12.253 21.564 35.532 57.200 47.012 56.514 56.550 55.748 61.736 65.639 BG 0 22.037 36.801 43.093 43.458 30.799 45.979 47.118 45.131 47.122 44.600 Statoil 53.410 45.366 35.119 21.473 37.402 23.655 25.891 39.382 44.662 38.566 52.255 Shell 0 3.958 24.534 28.729 28.972 20.533 30.653 31.412 30.087 31.415 29.733 Sinochem 9.138 8.724 6.630 12.432 22.243 12.223 15.383 21.600 25.455 29.051 29.747 Repsol 25.729 36.961 6.421 6.206 19.762 15.095 14.940 13.692 20.814 26.462 27.572 Chevron 0 0 8.682 5.169 15.443 12.089 15.820 16.572 16.229 16.009 15.939 OGP/OGX 11.155 8.787 6.515 4.612 12.586 12.757 8.065 12.738 13.251 12.104 16.603 ONGC Petrogal 1.735 3.667 8.606 10.948 15.048 15.468 17.956 15.288 13.054 13.716 14.806 QPI / BC-10 1.290 10.722 10.867 6.870 10.851 11.288 10.311 14.143 HRT 1.058 6.110 6.980 6.313 4.757 6.346 6.210 6.056 Frade Japão 9.107 13.077 2.266 2.062 4.200 3.633 2.964 2.725 5.187 5.452 5.239 Maersk/SK 7.737 6.259 4.803 4.635 4.073 4.654 4.208 3.171 4.231 4.140 4.037 Gran Tierra 0 104 321 827 1.012 822 763 1.055 1.105 1.164 1.163 El Paso 1.313 1.297 1.183 807 724 757 733 732 575 780 769 Petrosynergy 652 664 575 590 540 577 551 546 516 512 535 Nova Petróleo 125 131 196 212 248 273 266 230 260 186 271 Queiroz Galvão 290 184 292 272 257 237 284 247 250 266 261 Sonangol 183 272 204 298 239 248 237 238 232 243 239 Recôncavo E&P 143 162 152 146 162 206 123 180 164 156 142 UTC 13 69 40 51 149 80 69 74 130 261 277 Partex 72 167 161 148 129 138 136 126 127 123 124 Potióleo 5 46 17 23 40 46 41 48 102 Parnaíba 17 101 101 101 101 101 101 101 Santana 0 0 24 54 67 88 40 52 76 61 84 Petro Vista 34 69 100 26 1 73 114 100 UP Petróleo 5 8 50 112 55 80 21 1 59 92 80 Brasoil 64 41 65 60 57 53 63 55 55 59 58 64 41 65 60 57 53 63 55 55 59 58 Geopark Petra/BPMB 0 0 0 24 43 43 43 43 43 43 43 Alvopetro 202 376 93 35 36 36 39 34 43 28 37 Aurizônia 25 23 22 28 21 33 27 25 28 4 10 EPG 10 23 25 27 25 26 18 19 Severo Villares 44 37 26 18 20 26 21 22 17 17 17 Cheim/IPI 39 22 12 14 23 31 35 16 31 25 TDC 32 153 6 16 14 20 5 0 15 23 20 Phoenix 3 4 10 13 13 17 14 13 13 12 11 Central 0 2 16 18 11 8 13 9 10 10 12 Egesa 8 7 7 5 5 5 6 5 3 6 7 Guto & Cacal 1 0 0 0 2 1 Quantra 0 0 0 0 0 0 0 0 Silver Marlin 5 23 10 18 4 12 13 0 Ral 5 0 1 0 BP 0 5.798 7.204 5.894 Genesis 2000 3 3 2 1 1 0 0 ERG Panergy 0 0 0 ArClima 1 0 Vipetro 2 7 3 BrazAlta 114 88 0 Allpetro 0 Odebrecht 6 7 1 Nord 5 2 0 Mercury 4 2 0 Koch 14 12 Devon 11.694 TOTAL 2.053.772 2.101.606 2.061.846 2.012.402 2.143.225 2.055.425 2.092.925 2.121.342 2.149.141 2.192.264 2.248.250 Fonte: ANP Nota: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Evolução da produção por concessionário em boe/d 2.500.000 2.000.000 1.500.000 1.000.000 500.000 0

Média 2010

Média 2011

Petrobras

Média 2012 BG

Média 2013

Média 2014

Statoil

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14

Shell

Sinochem

Repsol

Outras concessionárias

III. Evolução da Produção de Petróleo por Bacia Produção Julho 2014 (Mil bbl/dia) 2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Campos

1.756

1.778

1.708

1.614

1.635

1.560

1.552

1.641

1.655

1.683

1.717

Santos

126

187

307

272

307

292

313

342

331

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

2.061

2.024

2.162

Bacia

Total 2.055 2.105 Fonte: ANP *Nota: Inclui condensado.

2.053 2.090 2.146 2.146 2.189 2.246 2.267

Evolução da produção por bacia em mil bbl/dia 2.500

2.000

1.500

1.000

500

0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

jan/14

fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14

Campos

Santos

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

jul/14

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS IV. Evolução da Produção de petróleo do pré-sal e evolução dos poços em produção (M b/d) 400 350 300 SAPINHOÁ

250 BALEIA AZUL

200 150

LULA

100 50

POÇOS DE DIVERSOS OUTROS CAMPOS

J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M 2011

2012

2013

2014

NÚMEROS DE POÇOS EM PRODUÇÃO LULA

B.AZUL

SAPINHOÁ OUTROS TOTAL

Nota. São destacados no gráfico os três campos que produzem somente dos reservatórios do Pré-sal: Lula e Sapinhoá, na Bacia de Santos, e Baleia Azul, na Bacia de Campos. No grupamento "Outros" são incluídos poços que produzem de reservatórios do Pré-sal em campos que produzem regularmente de poços em reservatórios pós-sal, listados, a seguir, com o número de poços do Pré-sal , em novembro de 2013, num total de 15, todos localizados na Bacia de Campos: Jubarte (3), Linguado (3), Marlim Leste (3), Pampo (2), Trilha (1), Marlim/ Voador (1), Pirambu (1) e Caratinga/Barracuda (1). O Campo de Lula produz para o FPSO Cidade Angra dos Reis, desde setembro de 2009 e para o FPSO Cidade de S. Vicente desde junho de 2013; em novembro, produziu para essas plataformas com respectivamente 4 e 3 poços. Sapinhoá produziu para o FPSO Cidade de S. Paulo com um único poço e Baleia Azul com 4 poços para o FPSO Cidade de Anchieta. Fonte: ANP e Banco de Dados IBP

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

...........................................

I. Evolução do Volume de Petróleo e Derivados Processados Petróleo e Derivados Processados (boe/dia) Petróleo / Derivado Petróleo Derivados - TOTAL Asfalto Coque Gasolina A Gasolina de Aviação GLP Lubrificante Nafta Óleo Combustível Óleo Diesel Parafina Querosene de Aviação Querosene Iluminante Solvente Outros Energéticos Outros Não Energéticos Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

1.826.526 1.841.116 47.687 52.679 370.603 1.553 131.891 10.394 126.757 239.445 713.924 1.623 80.381 439 8.697 4.521 50.523

1.866.071 1.896.160 42.470 64.730 405.106 991 136.351 10.383 109.370 227.613 732.938 1.728 92.972 415 6.365 7.463 57.265

1.936.722 2.022.493 48.103 76.515 450.784 1.334 142.988 10.448 110.675 237.524 781.999 2.121 93.192 410 4.907 6.639 54.853

2.055.343 2.134.965 45.724 82.897 493.077 1.614 136.931 11.877 92.262 254.372 853.679 2.113 95.715 265 7.739 4.055 52.645

2.091.260 2.159.337 51.595 83.465 491.211 1.635 130.093 11.915 92.676 284.001 840.735 5.633 53.541 2.273 103.428 242 6.892

Junho 2014 2.182.255 2.266.618 56.088 84.320 515.525 1.237 142.897 13.552 97.826 297.912 887.087 0 55.245 2.379 105.538 222 6.791

II. Evolução do Volume de Óleo Refinado por Refinaria Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Refinaria

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Riograndense (RS) Pólo Guamaré (RN) Refap (RS) Lubnor (CE) Manguinhos (RJ) Reduc (RJ) Regap (MG) Reman (AM) Repar (PR) RLAM (BA) Dax Oil (BA) RPBC (SP) Recap (SP) Replan (SP) Revap (SP) Univen (SP) TOTAL Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

14.146 32.749 150.295 7.945 4.210 221.986 147.304 42.153 171.512 263.185 464 160.529 36.493 322.252 242.720 8.583 1.826.526

15.121 34.280 150.026 6.971 10.062 217.471 133.548 42.795 194.448 239.096 1.070 151.751 42.937 379.309 241.965 5.220 1.866.071

16.058 36.456 156.858 7.847 10.451 227.317 148.203 37.914 199.379 241.537 1.572 156.724 53.267 395.434 246.914 789 1.936.722

15.706 37.272 198.513 8.412 277 243.720 149.602 38.895 195.089 280.192 1.233 175.769 53.456 426.329 230.815 64 2.055.343

12.974 37.776 188.188 8.933 895 247.176 159.461 42.261 206.919 301.693 1.003 177.104 52.254 392.263 262.345 14 2.091.260

Evolução do refino por derivado e por refinaria em boe/dia 2.500.000

2.500.000

2.000.000

Outras refinarias Reduc (RJ) Revap (SP)

1.500.000

RLAM (BA) Replan (SP)

1.000.000

Outros derivados GLP Gasolina A

500.000

Óleo Diesel Óleo Combustível

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

jun/14

Junho 2014 15.511 38.131 207.571 9.035 1.527 252.756 159.324 44.106 208.539 319.211 869 178.085 57.165 427.418 263.006 0 2.182.255

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

.................................

Importações e Exportações

I. Evolução das Importações e Exportações em bep/d Período

Petróleo (bep/dia)

Derivados (bep/dia)

GN (bep/dia)

Total (bep/dia)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

2010

336.142

664.728

328.586

435.860

249.840

-186.020

219.506

-219.506

991.508

914.568

-76.940

2011

390.145

636.341

246.196

482.684

245.831

-236.853

181.914

-181.914 1.054.743

882.172

-172.571

2012

309.090

576.819

267.729

431.179

271.938

-159.241

226.547

-226.547

848.756

-118.060

2013

400.319

401.096

777

485.479

258.554

-226.925

286.794

-286.794 1.172.593

659.650

-512.942

966.816

2014

377.444

501.756

124.312

496.023

257.984

-238.040

302.123

-302.123 1.175.590

759.740

-415.850

jan/14

316.368

405.168

88.801

532.398

231.808

-300.590

243.045

-243.045 1.091.810

636.977

-454.834

650.804

-636.256

544.605

-300.431

fev/14

485.434

346.988

-138.446

557.423

303.816

-253.606

244.204

-244.204 1.287.060

mar/14

223.056

360.519

137.463

385.145

184.086

-201.059

236.834

-236.834

845.036

abr/14

373.046

399.764

26.718

387.299

241.606

-145.693

329.204

-329.204 1.089.549

641.370

-448.179

mai/14

307.839

534.283

226.444

521.435

214.544

-306.890

403.042

-403.042 1.232.316

748.827

-483.488

jun/14

404.121

535.161

131.039

535.964

348.246

-187.718

241.319

-241.319 1.181.405

883.407

-297.999

jul/14

532.246

930.411

398.165

552.499

281.778

-270.721

417.210

-417.210 1.501.955 1.212.189 -289.766

Fonte: ANP

Importações e exportações em boe/dia 1.400.000

Total

900.000

Petróleo Derivados Gás Natural 400.000

-100.000

-600.000

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução das Exportações de Petróleo por País Evolução das Exportações por País (Milhões US$ F.O.B) 2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Estados Unidos

321

493

465

290

283

392

149

183

375

222

131

528

China

338

449

403

336

292

192

403

322

610

453

Chile

153

181

105

157

432

102

423

Demais Países

595

765

735

341

589

422

583

233

271

789

628

1.199

1.692

1.061

1.345

1.111

796

976

1.078

1.436

1.418

2.603

País

Total 1.346 1.860 Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

Exportações por país (Milhões US$ F.O.B.) 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

Média Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013 2014

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14

Estados Unidos

China

Chile

Demais Países

IV. Evolução das Importações de Petróleo por País Evolução das Importações por País (Milhões US$ F.O.B) 2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Nigéria

467

679

630

747

696

662

765

603

674

642

691

835

Arábia Saudita

158

224

241

226

232

454

451

449

Argélia

117

136

Iraque

183

100

104

185

Guiné Equatorial

201

246

Estados Unidos

Demais Países

110

117

114

106

144

543

1.117

1.360

1.275

1.087

1.616

789

1.255

980

1.308

1.891

País

Total 841 1.173 Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

Importações por país (Milhões US$ F.O.B.) 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

Média Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013 2014 Nigéria

Arábia Saudita

Argélia

Iraque

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 Guiné Equatorial

Estados Unidos

Demais Países

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

...................................

Arrecadações e tributos

I. Participações Especiais (2º Trimestre/2014) Participações Especiais Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$) Média Trimestral 2010

Média Trimestral 2011

MMA MME FUNDO SOCIAL

291.750 1.167.001 0

316.228 1.264.911 0

AM BA ES RJ RN SE SP

7.508 1.266 58.984 1.095.084 2.173 1.986 0

11.927 425 127.310 1.120.059 2.662 2.528 0

AM BA ES RJ RN SE SP TOTAL GERAL

1.877 317 14.746 273.771 543 496 0 2.917.503

2.982 106 31.828 278.119 665 632 0 3.160.381

Beneficiário

Média Trimestral 2012

Média Trimestral 2013

UNIÃO 388.497 363.156 1.551.398 1.452.625 42.002 112.795 ESTADOS 15.751 16.791 1.817 2.244 243.542 206.417 1.317.113 1.310.040 4.021 5.310 3.272 2.842 0 6.074 MUNICÍPIOS 3.938 4.198 454 561 60.886 51.604 329.278 327.510 1.005 1.328 818 711 0 1.519 3.963.793 3.865.724

Média Trimestral 2014

1º Trimestre 2014

2º Trimestre 2014

351.322 1.405.286 358.354

377.690 1.510.759 295.845

324.953 1.299.814 420.863

19.202 2.691 212.518 1.425.031 5.578 3.384 22.477

18.304 2.642 225.409 1.452.500 5.585 3.235 39.663

20.101 2.740 199.626 1.397.562 5.571 3.532 5.292

4.801 673 53.129 356.258 1.395 846 5.619 4.228.562

4.576 660 56.352 363.125 1.396 809 9.916 4.368.464

5.025 685 49.907 349.390 1.393 883 1.323 4.088.660

Fonte: ANP Participações Especiais 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0

Média Média Média Média Média Trimestral Trimestral Trimestral Trimestral Trimestral 2010 2011 2012 2013 2014 MMA

MME

FUNDO SOCIAL

Estados

1º 2º Trimestre Trimestre 2014 2014 Municípios

II. Royalties Royalties (R$)

Estados

275.404.553

319.973.601

408.065.749

402.761.808

455.241.148

Agosto 2014 467.679.992

Municípios

317.515.455

370.057.700

471.720.697

465.229.093

527.358.449

545.732.424

Fundo Especial Comando da Marinha MCT

74.342.158

86.131.635

109.668.657

107.819.280

122.510.959

127.591.894

148.684.317

172.263.270

200.496.454

195.771.340

194.288.674

194.441.403

115.295.999

133.902.931

151.394.993

146.058.290

137.416.536

137.533.503

37.812.007

40.307.033

103.254.860

117.846.164

10.956

319.649

2.211.214

Beneficiários

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

FUNDO SOCIAL EDUCAÇÃO E SAÚDE Total Fonte: ANP

931.242.483

1.082.329.137 1.379.158.557 1.349.269.630 1.026.926.850 1.593.036.593

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Royalties 1.800.000.000 1.600.000.000 1.400.000.000 1.200.000.000 1.000.000.000 800.000.000 600.000.000 400.000.000 200.000.000 0

Média 2010Média 2011Média 2012Média 2013Média 2014

ago/14

Estados

Municípios

Fundo Especial

Comando da Marinha

MCT

Fundo Social

......................................... Educação e Saúde

Gás Natural

I. Preços domésticos do Gás Natural Preços do Gás Natural (Maio 2014) Preço Petrobras para Distribuidoras - Preço US$/MMBTU (Preços isentos de tributos e encargos) Região Nordeste (Importado)

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

jan/14

fev/14

mar/14

abr/14

mai/14

Nordeste (Nacional)

10,2178

12,1433

12,8214

12,7210

12,4855

11,9170

11,9097

12,8669

Sudeste (Importado)

7,3704

8,9354

10,0552

10,1109

9,9415

9,9527

9,9341

Sudeste (Nacional)

9,9461

11,5509

12,3605

12,4490

12,4856

11,9171

11,9097

12,8671

Sul (Importado)

7,3667

8,9278

9,6544

10,1287

9,9226

9,9272

9,9196

Sul (Nacional) Centro Oeste (Importado)

8,3339

10,1258

11,4063

11,4053

11,1669

11,1812

11,1574

Centro Oeste (Nacional) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014 *Preços do Gás nacional sem o desconto dado para as distribuidoras das regiões Nordeste e Sudeste, a exceção da GASMIG

II. Preços internacionais do Gás Natural Preços do Petróleo e Gás Natural (Maio 2014) Preços Internacionais (US$/MMBtu) Gás russo na fronteira da Alemanha NBP *

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

7,94

10,23

11,56

11,19

6,39

9,35

8,91

10,48

jan/14

fev/14

mar/14

abr/14

mai/14

10,77

10,9

10,83

10,69

10,79

10,64

9,35

11,09

9,95

9,60

8,40

7,70

Henry Hub

4,38

4,00

2,72

3,73

4,91

4,71

6,00

4,63

4,64

4,56

Petróleo Brent

14,16

19,82

19,83

19,39

19,29

19,26

19,40

19,10

19,16

19,52

Petróleo WTI 14,14 16,93 Petróleo Brent (US$/ 79,48 111,25 Bbl) Petróleo WTI (US$/Bbl) 79,37 95,04 Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014 * Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

16,77

17,45

17,82

16,86

17,96

17,89

18,16

18,25

111,31

108,81

108,27

108,12

108,90

107,19

107,55

109,57

94,12

97,92

100,05

94,62

100,82

100,42

101,94

102,44

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Balanço do Gás Natural (Maio/2014) Balanço do Gás Natural no Brasil (boe/dia) Ano

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014

PRODUÇÃO NACIONAL

395.252

414.687

443.935

485.510

521.237

531.741

Reinjeção

78.811

69.628

60.885

66.924

93.718

99.882

Queima e Perda

41.764

30.254

24.845

22.455

28.682

29.814

Consumo nas Unidades de E&P Consumo nas Unidades de Transporte e Armazenamento / Ajustes Absorção em UPGNs (GLP, C5+)

61.137

63.842

66.483

68.244

69.502

71.138

14.781

16.605

19.750

26.732

24.782

27.738

22.392

21.574

22.140

22.392

20.693

22.077

Oferta de Gás Nacional ao Mercado

176.366

212.784

249.894

278.827

283.859

281.029

217.313

179.260

226.685

292.287

339.398

368.709

169.259

168.944

173.221

199.701

206.872

209.388

1.006

2.830

5.472

Gás Natural Liquefeito - GNL

48.054

10.315

53.463

91.580

129.759

153.849

Consumo em Transporte na Importação

5.598

5.850

7.359

7.925

8.114

211.715

173.410

220.835

284.991

331.473

360.595

388.081

386.194

470.729

563.756

615.332

641.686

Vendas nas Distribuidoras de Gás Natural 312.792 Consumo Instalações Industriais Produtor 57.363 (Refinarias/ FAFENS) Consumo Termoelétrico Direto do Produtor (Fafen/ Termobahia/ Canoas/ 17.863 Termoceará/ TermoaçúTermoaçú/Euzébio Rocha) Participação do Gás Nacional na Oferta 45,4% Total ao Mercado Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014

299.835

359.274

420.725

456.389

481.108

70.949

79.818

78.497

86.799

86.674

15.473

31.638

64.533

72.144

86.674

55,1%

53,9%

49,5%

46,3%

43,8%

Mai

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014 IMPORTAÇÃO Bolívia Argentina

Oferta de Gás Importado ao Mercado

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014 OFERTA TOTAL AO MERCADO

388.018

386.194

470.729

563.756

615.332

641.686

Industrial

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR

222.722

256.939

263.040

259.580

270.588

273.670

Automotivo

34.594

33.965

33.462

32.267

31.197

31.323

Residencial

4.969

5.472

5.787

6.290

5.158

6.101

Comercial

3.963

4.277

4.529

4.717

4.592

Geração de Energia Elétrica

99.190

65.540

144.854

244.737

287.507

308.830

Co-geração

18.240

18.932

18.366

15.473

15.913

16.857

Outros (Inclui GNC)

4.277

1.069

692

629

377

252

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014 Balanço do gás natural em boe/dia 700.000 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

mai/14

Oferta de Gás Nacional ao Mercado

Oferta de Gás Importado ao Mercado

Industrial

Automotivo

Residencial

Comercial

Geração de Energia Elétrica

Co-geração

Outros (Inclui GNC)

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS IV. Evolução da Produção de Gás Natural por Concessionário Evolução da Produção de Gás Natural (boe/dia) Concessionários

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Petrobras 278.540 310.259 337.542 351.831 348.585 338.428 349.498 348.474 343.608 350.379 361.123 Parnaíba 0 0 0 4.111 25.513 26.010 26.452 26.824 26.631 23.196 23.967 Queiroz Galvão 17.525 11.634 17.357 16.911 16.901 17.130 17.274 16.689 16.738 16.507 17.066 Petra/BPMB 0 2 7.319 10.934 11.147 11.336 11.496 11.413 9.941 10.272 BG 1.153 2.317 4.856 5.165 5.859 5.038 5.582 4.331 5.289 7.072 7.842 Brasoil 3.894 2.585 3.857 3.758 3.756 3.807 3.839 3.709 3.719 3.668 3.793 Panoro/Geopark 3.894 2.585 3.857 3.758 3.756 3.807 3.839 3.709 3.719 3.668 3.793 El Paso 6.488 6.774 6.559 4.657 4.172 4.452 4.422 4.415 3.146 4.305 4.291 Shell 2.427 2.378 2.179 1.351 2.235 740 1.573 2.317 2.766 2.613 3.399 Repsol 845 982 595 1.360 2.189 858 937 1.070 2.331 3.789 4.146 Petrogal 456 690 1.985 1.932 1.868 2.146 2.346 1.814 1.594 1.580 1.725 Chevron 1.746 2.765 519 394 1.074 934 910 820 1.190 1.261 1.330 ONGC 203 233 228 186 431 400 328 427 424 419 590 Statoil 0 271 370 331 342 235 359 379 370 377 333 QPI / BC-10 51 367 340 279 364 361 357 502 Frade Japão 618 978 183 136 280 238 191 185 341 363 360 OGP/OGX 0 0 313 13.109 290 226 306 312 306 311 282 Sinochem 0 44 247 221 228 156 240 253 247 252 222 Gran Tierra 7 39 90 102 91 64 114 116 116 114 HRT 19 115 137 120 88 113 112 118 Maersk 128 91 78 80 76 91 80 58 76 75 78 Petrosynergy 71 69 90 86 53 100 74 48 29 33 35 Sonangol 5 10 18 11 17 17 17 17 17 17 15 UTC 2 12 10 15 16 17 16 12 11 23 20 Recôncavo E&P 4 4 3 5 9 11 6 9 8 9 8 Aurizônia 5 3 6 9 6 10 9 7 7 1 1 Santana 0 2 4 5 7 3 4 6 5 7 Petro Vista 4 5 9 1 0 6 9 9 Nova Petróleo 4 4 5 5 5 5 6 5 5 4 6 EPG 2 5 5 5 5 5 4 4 UP Petróleo 1 0 2 10 4 7 1 0 4 7 7 Phoenix 0 0 3 5 5 6 6 4 4 4 4 Potióleo 0 10 4 6 4 7 6 5 4 Cheim/IPI 2 2 2 3 5 6 7 3 6 5 Severo Villares 6 6 5 3 3 3 2 3 3 2 2 Alvopetro 16 38 8 3 3 3 3 3 3 2 3 Partex 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 TDC 4 12 0 1 1 2 0 0 1 2 2 Central Resources 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Egesa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Guto & Cacal 0 0 0 0 0 Silver Marlin 2 5 1 1 2 11 0 Ral 0 0 0 0 6 70 123 53 ERG Genesis 2000 0 0 0 BP 0 136 100 117 0 Quantra 0 0 0 0 Panergy 2 30 53 23 Anadarko 0 0 0 0 Devon 184 0 0 0 Allpetro 0 0 ArClima 0 0 0 BrazAlta 3 2 0 Koch 0 0 0 0 0 Nord Vipetro 0 0 Total 318.235 345.005 381.222 417.120 429.221 416.632 430.138 427.976 424.616 430.491 445.473 Fonte: ANP *Nota: Não Inclui Reinjeção

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Evolução da produção de gás natural por concessionário em boe/d

500.000 450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0

Média 2010

Média 2011

Média 2013

Média 2014

jan/14

fev/14 mar/14 abr/14 mai/14

jun/14

.......................................... Petrobras

Biodiesel

Média 2012 Parnaíba

Queiroz Galvão

Petra/BPMB

Outras concessionárias

I. Evolução da Produção de Biodiesel em boe/dia Produção de Biodiesel B100 (boe/dia) Biodiesel

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Jan

3.471

15.579

18.332

29.914

37.805

39.161

45.957

49.754

Fev

3.804

16.719

18.021

39.996

39.712

46.546

46.216

54.031

Mar

4.593

12.920

26.781

43.450

47.369

44.814

46.819

55.155

Abr

3.936

13.492

22.110

38.766

42.012

38.236

53.168

53.091

Mai

5.276

15.420

21.033

41.133

44.736

43.221

49.899

49.208

Jun

5.694

21.546

29.591

42.968

48.552

45.056

49.572

49.812

Jul

5.421

21.870

31.359

42.088

50.703

46.735

52.889

Ago

8.919

22.224

33.901

46.902

50.305

51.622

50.240

Set

9.647

27.729

33.659

46.123

49.055

52.885

52.984

Out

10.877

25.731

31.816

40.558

48.266

51.012

56.404

Nov

11.825

24.743

34.844

43.582

49.729

51.434

55.597

Dez

9.945

22.735

30.523

38.116

44.002

49.702

43.494

Média Mensal Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

6.951

20.059

27.664

41.133

46.021

46.702

50.270

51.842

Evolução da produção de biodiesel em boe/dia 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0

Setembro 2014 Ano VI – Número 9

EXPEDIENTE Presidente.................................................João Carlos de Luca Secretário Executivo.....................................Milton Costa Filho Conselho Editorial.......................................Milton Costa Filho Felipe Dias Tatiana Campos

Francisco Ebeling

Edição.......................................................Francisco Ebeling Edição de conteúdo (parte internacional)........... Eraldo Porto e Luiz Guerra Edição de conteúdo (parte nacional)..................Wagner Freire Edição de conteúdo (estatísticas)......................IEPUC Cartuns e Ilustrações......................................Gabriel Brasil Layout........................................................Multimedia Design Studio

............................................... Contato.....................................................(21) 2112-9024 / monitor@ibp.org.br

Para a obtenção de outros dados relevantes relacionados ao mercado de petróleo e seus derivados recomendamos, dentre outras, as seguintes páginas na internet: sobre mercados internacionais: www. bp.com; www.opec.org; www.iea.org. Sobre mercados futuros de energia: www.nymex.com; www.theice. com; www.gptc.com. Sobre mercado doméstico: www.anp.gov.br e www.petrobras.com.br. Sobre álcool: www.cepea.esalq.usp.br/indicador/alcool. As notícias, em geral, têm como fontes publicações especializadas sobre a indústria do petróleo tais como o Platts, Copyright 2012 The McGraw-Hill Companies (www.platts.com), o Argus Global Market – AGM, Copyright 2012 Argus Media Ltd. (www.argusmedia.com) e o ICIS e são interpretadas pelos editores.

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