MONITOR IBP – ABRIL 2013 by Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis

ISSN 2176-5464

Abril 2013 Ano V – Número 4

Sumário

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Perfuração de poços exploratórios no Brasil: resultados de

............... Editorial

2011 e 2012, por Wagner Freire..................................03 O

mercado

internacional................................04

Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis.....10 Agenda......................................................27

Prezada leitora, prezado leitor, Na edição de abril do Monitor IBP o grande destaque fica para a 11ª Rodada de Licitações, que irá ocorrer nos dias 14 e 15 de maio de 2013, no Hotel Royal Tulip, no Rio de Janeiro. Serão ofertados 289 blocos, que totalizam 115,8 mil km², distribuídos em 11 Bacias Sedimentares. São elas: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano. Ao todo, 64 empresas estão habilitadas a participar, entre operadoras das categorias A, B e C e empresas não operadoras. Desse total, 30 empresas são operadoras A, habilitadas a operar em águas profundas. Este expressivo número de participantes reflete claramente o grande interesse por novas áreas exploratórias no Brasil, após mais de 4 anos de interrupção. Vale lembrar que a 10ª rodada ocorreu em 18 de dezembro de 2008. Na edição deste mês, Wagner Freire faz um estudo apurado de como essa interrupção resultou em um declínio dos poços exploratórios perfurados ao longo de 2011 e 2012. Você encontra uma versão resumida dessa análise na página 3 deste Monitor e a análise mais completa no anexo desta edição: http://www.ibp.org.br/ monitoribp. A edição de abril do Monitor IBP, além da tradicional análise do mercado internacional do petróleo por Eraldo Porto e Luiz Guerra, traz as estatísticas de petróleo, gás e biocombustíveis no Brasil. Desejamos uma ótima leitura!

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Abril 2013 Ano V – Número 4

O MERCADO NACIONAL

PERFURAÇÃO DE POÇOS EXPLORATÓRIOS NO BRASIL: RESULTADOS DE 2011 E 2012

POR WAGNER FREIRE

SUMÁRIO EXECUTIVO Em 2011 e 2012 foram perfurados nas bacias sedimentares brasileiras marinhas 186 poços exploratórios, dos quais 80 pioneiros, 63 de extensão, 15 pioneiros-adjacentes, 13 para jazidas profundas e 15 especiais, que utilizaram 14.541 dias-sondas. Nas bacias terrestres, foram perfurados 228 poços exploratórios, dos quais 97 pioneiros, 73 de extensão, 45 pioneiros-adjacentes e 13 para jazidas profundas, que utilizaram 7.901 dias-sondas. Assim, as atividades de perfuração marítima, onde se concentra 90% da produção de petróleo, concentra também os maiores investimentos em perfuração exploratória. Nas perfurações marítimas a Petrobras liderou o ranking de participação líquida nas perfurações, com 87,1 poços ou 47%, seguida da OGX, com participação em 58,4 poços ou 31%. Nas perfurações terrestres a Petrobras também liderou o ranking, com 150,4 poços ou 67%, seguida da Petra, com participação em 21,7 poços ou 9%. Essas informações, bem como inúmeros dados que permitem avaliações de diversas naturezas, como as que são objeto deste Relatório, podem ser obtidas no SIG em fase de implantação no IBP. Nas bacias marítimas as perfurações exploratórias se concentram na Bacia de Campos, com 52% e na Bacia de Santos, com 26%, responsáveis, respectivamente, por 73% e 9% da produção de petróleo e gás do país. Nos últimos três semestres do período em análise, observa-se um declínio acentuado dos poços exploratórios perfurados, de 55 para 37, reflexo da falta de oportunidades decorrente de ausência de rodadas de licitações para novas concessões desde novembro de 2007. A atividade de perfuração nas Bacias de Campos e Santos no período em consideração contribuíram para várias descobertas em fase de avaliação e Declaração de Comercialidade dos campos de Sapinhoá (parceria

Petrobras/BG/RepsolSinopec), Bauna, Piracaba, Tataruga Verde e Tartaruga Mestiça (com participação integral da Petrobras), Tubarão Azul e Tubarão Martelo (com participação integral da OGX). Com exceção do Sapinhoá, que produz em reservatórios do pré-sal, os demais campos produzem em reservatórios do pós-sal. Mas, certamente, as descobertas mais significativas do período são as do Terciário em águas profundas de Sergipe, caracterizando, de certo modo, nova província petrolífera, com a Declaração de Comercialidade do Campo de Piranema Sul, e várias descobertas em fase de avaliação, em blocos operados pela Petrobras, alguns com participação da estatal indiana Bharat. Nas bacias terrestres as perfurações exploratórias se concentraram nas bacias maduras do Recôncavo, Potiguar, Sergipe-Alagoas e Espírito Santo mas também foram importantes nas bacias de Solimões, Parnaíba e S. Francisco. Parnaíba se destaca pelos resultados das perfurações em blocos da OGX, operadora, associada à Petra, com descobertas, Declarações de Comercialidade e início da produção de gás convencional, de reservatórios em arenitos do Paleozóico, que acionam diretamente as térmicas de associada da OGX, conectada à rede de transmissão elétrica regional. Na Bacia de Solimões tem havido descobertas importantes da Petrobras, próximo ao complexo de Urucu, principalmente de gás, mas sua comercialização via duto para Manaus continua lenta. Na Bacia de S. Francisco a maioria dos poços perfurados pela Petra e outros operadores apresenta indícios de gás em reservatórios de baixa permeabilidade que vão requerer avaliação mais complexa para sua viabilidade comercial.

Para ler o estudo completo acesse http://www.ibp.org.br/ monitoribp e, no menu "Veja edições anteriores", selecione o item "MONITOR IBP - EDIÇÃO DE ABRIL - ANEXO"

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O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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Observadas separadamente, as principais etapas da cadeia na indústria de petróleo constituem-se em negócios com características próprias. Fundamentalmente, a matériaprima – geralmente, petróleo bruto – depois de descoberta e posta em produção, é transportada até as refinarias para ser industrializada e os produtos finais são distribuídos e comercializados nos mercados regionais, remunerando toda a cadeia. Por mais de cem anos e até meados dos anos 70 do século XX o refino foi o segmento mais lucrativo da indústria de petróleo. As margens de refino eram, então, estáveis e saudáveis, tirando proveito de um quadro onde prevaleciam baixos preços do óleo cru e uma crescente demanda mundial por combustíveis de petróleo. Empresas de petróleo, estatais e privadas, cresceram e se consolidaram naquele período com os lucros proporcionados pelo refino e pela comercialização, gerando os recursos que, em muitos casos, as transformaram nas atuais gigantes do setor. O Brasil é um bom exemplo do roteiro acima. Seu parque de refino foi quase todo construído entre 1950 e 1980, tirando partido do seu mercado interno em expansão e das oportunidades de exportação de derivados para o mercado internacional. Com poucas reservas de petróleo quando começou, a Petrobras se capitalizou com o aumento paulatino do lucrativo processamento de petróleo importado, a maior parte do Oriente Médio, o que lhe permitiu investir em exploração e produção e construir refinarias, oleodutos, navios, bases e terminais por todo o País. A principal aplicação dos combustíveis de petróleo é na geração de energia e se fundamenta na sua combustão. O petróleo, como aparece na Natureza, tem pouca serventia. Ainda que possa ser vendido pelo produtor por um valor bem acima do que custou para ser produzido, seu destino final será sempre uma refinaria, onde será convertido em derivados. Daí, a importância do refino. Mas, o refino enfrenta há duas décadas condições econômicas adversas. Tendo como principal causa a volatilidade dos preços de petróleo e derivados, as margens de refino se tornaram instáveis e passaram, de forma quase constante, a oscilar entre positivas e negativas. Nos anos mais recentes, o refino mundial teve de lidar com fatores ainda não enfrentados em conjunto, o que se acentuou com a crise econômica, e muitas plantas foram fechadas no mundo por prolongada falta de rentabilidade. Fatores de destaque adversos à lucratividade do refino: • Especificações cada vez mais restritas (proteção ambiental); • Disponibilidade maior de óleos pesados e menos de óleos leves; • Tensões geopolíticas com interrupção de produção em alguns países exportadores. Exemplo: Líbia; • Margens apertadas por longo período. Entretanto, nos últimos 12 meses as margens de refino apresentaram uma expressiva melhoria nos principais centros mundiais de refino (US Gulf, Europa Ocidental – ARA e Ásia/Cingapura). Os níveis dos diferenciais de preços entre o cru e a gasolina e entre o cru e os destilados médios

(diesel, querosene de aviação e óleo de aquecimento), os chamados crack spreads, tornaram-se positivos e mostraram-se resilientes durante longos períodos. Citada pela publicação Platts, a consultoria especializada Turner, Mason & Co calculou margens de refino típicas para agosto de 2012 e comparou com as margens de fevereiro de 2011. A tabela mostra como 2012 foi melhor: Margem média de refino em US$/barril Tipo de óleo

Região

WTI

Meio oeste dos EUA

Leve (doméstico) Bonny Leve (Nigéria)

Fev/2011 Ago/2012 14,85

39,95

Costa do Golfo do México

5,95

16,07

Costa Leste dos EUA

4,23

13,18

Dados apresentados pelas companhias de petróleo que publicam suas margens de refino corroboram os resultados positivos. Por exemplo, a BP teve as seguintes margens médias de refino em suas refinarias espalhadas por vários continentes (fonte: sítio da BP na Internet bp.com): BP - margem média global de refino (US$/b) 2o trim/2012

19,3

3o trim/2012

23,2

4o trim/2013

18,2

1o trim/2013

17,8

Estes resultados podem parecer em desacordo com um contexto de fraca demanda em meio a um baixo desempenho da economia mundial, exceto para alguns países asiáticos, mas muitas refinarias complexas importantes tiveram problemas de acidentes ou paradas de emergência que ajustaram a capacidade mundial de refino à demanda efetiva. Foram os casos de Amuay (640 mil b/d), na Venezuela, que sofreu uma explosão seguida de incêndio que matou 40 pessoas e ficou parada por longo tempo, voltando com pouco mais da metade de sua capacidade. Também se registraram paradas não previstas nas refinarias da BP (405 mil b/d) em Whiting, Indiana, da Motiva (325 mil b/d) em Port Arthur, Texas, e outras. Como tendência, não se acredita que os resultados nos últimos 12 meses durem por muito tempo. Além do retorno das plantas que estiveram paradas, estão em curso planos de melhoria nos sistemas já existentes e em construção vários projetos de novas refinarias, em diversos países. Como em anos anteriores, a maioria desses projetos (construção de refinarias completamente novas) ocorre em países da Ásia e do Oriente Médio, ainda como conseqüência de investimentos planejados no período anterior de crescimento econômico acelerado daquelas regiões. É uma pena que as refinarias brasileiras tenham tirado pouco proveito de mais de um ano de resultados excelentes auferidos pelas refinarias que operam voltadas para o

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O MERCADO INTERNACIONAL mercado internacional. Com os preços domésticos comprimidos e ainda dependendo de importação de petróleos leves, os resultados no Brasil certamente não se comparam com os das refinarias benchmark do mercado mundial. Aliás, margem de refino não é um indicador usual na cultura da indústria brasileira de petróleo; não é mencionado no Relatório Anual da Petrobras nem em nenhuma página da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) na Internet. Como se não fosse importante para melhor avaliação dos resultados do

Mercado de Petróleos

Cotações em março de 2013 (em US$/barril): Médias semanais

WTI

Brent

1 semana (4 a 8)

91,00

109,98

2 semana (11 a 15)

92,70

108,41

3ª semana (18 a 22)

93,05

107,43

4ª semana (25 a 29)

96,08

107,68

Média mensal fevereiro *

95,31

116,02

Média mensal março 2013 *

94,34

112,48

]

Em resumo, acréscimos na capacidade de refino mundial, principalmente de novas refinarias merchants – aquelas cujas atividades são voltadas para a exportação de derivados e que miram o suprimento global – continuarão a trazer mudanças na rentabilidade dos sistemas existentes e poderão afetar negativamente as margens de refino em futuro próximo.

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As médias semanais dos preços spot dos petróleos WTI e Brent da última semana do mês de março de 2013 foram, respectivamente, US$ 96,08/b e US$ 107,68/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte:

downstream e mesmo para os resultados gerais do setor petróleo.

(*) 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 daquelas calculadas a partir das médias semanais acima relacionadas.

O aumento da produção de petróleo nos EUA obrigará o governo de Washington a tomar importante decisão: o que fazer com o crescente excesso de produção, que provavelmente só poderá ser administrado com a exportação do óleo leve e de baixo enxofre que é gerado da região de Bakken (na Dakota do Norte) e de Eagle Ford (no Texas) associado ao shale gas. As atuais restrições legais às exportações de petróleo deverão passar a ser o foco de um grande debate. Segundo analistas os critérios atuais são "obscuros". Um dos comentários foi que “você não pode exportar óleo produzido em terras federais, mas pode exportar o petróleo armazenado pelo governo na Reserva Estratégica de Petróleo” (SPR, na sigla em inglês). Legalmente, desde os anos 90 foi concedida licença extraordinária para exportação do petróleo do Alasca, mas poucas empresas se aventuraram a usá-la por falta de economicidade neste tipo de transação. Outro importante aspecto é que, até o final de 2014, será possível exportar petróleo pesado do Canadá, a partir da costa sul dos EUA, no Golfo do México (USGulf), utilizando

o oleoduto Keystone XL, que atravessa os EUA de Norte a Sul. A construção deste duto ainda se encontra pendente de autorizações por parte de autoridades americanas. Segundo se noticia, é até possível a negociação de um acordo de livre comércio entre o Canadá e a Coréia do Sul através do qual a Coréia do Sul passaria a receber petróleo canadense, que desceria para o Golfo do México (USGulf), e, a partir dali, seria enviado para refinarias coreanas através do Canal do Panamá alargado. Em um aparente contrassenso, algumas refinarias da região Centro-Oeste americana estão reconfigurando suas instalações para processar petróleo mais pesado. Tudo indica que elas esperam processar mais óleo do Canadá, cuja produção de pesados é crescente. A capacidade das unidades de coque de várias refinarias do Centro-Oeste aumentará significativamente este ano, devido ao realinhamento das refinarias que terão a flexibilidade para processar mais petróleos pesados. Assim, serão capazes de aumentar significativamente a utilização de petróleos pesados, como o Western Canadian Select (WCS), que é negociado com um grande desconto em relação aos petróleos mais transacionados na região, como o West Texas Intermediate (WTI), o Light Louisiana Sweet (LLS), e o West Texas Sour (WTS). O petróleo leve que for deslocado pelas mudanças acima terá de ser enviado, por via férrea, para refinarias do leste, oeste e do sul do país. Com o grande aumento deste fluxo interno as importações de petróleo serão ainda mais reduzidas, atingindo especialmente petróleos leves da África e do Mar do Norte que chegam às refinarias do Golfo (USGulf) por via marítima (The Barrel, 28/02/2013) e (TWIP 27/03/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1. A Agência internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês) reajustou para baixo sua previsão para demanda mundial por óleo da OPEP no ano de 2013. Pelos novos números, serão necessários 29,7 milhões de b/d de petróleos produzidos pelos membros da organização contra os 30 milhões de b/d anteriormente projetados. 2. As exportações do petróleo russo Ural aumentaram em março, em comparação com fevereiro, em cerca de 80 mil b/d. As exportações, a partir dos terminais de Primorsk e Ust-Luga que ficam no Mar Báltico, são direcionadas

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O MERCADO INTERNACIONAL preferencialmente para o norte e noroeste da Europa e aumentaram 9% chegando a 1,64 mil b/d. Na outra frente de exportações russas de petróleo, os terminais do Mar Negro (Black Sea), de onde saem as cargas que se dirigem para os compradores da região do Mar Mediterrâneo, as exportações de petróleo Ural caíram dos 770 mil b/d de fevereiro para 705 mil b/d em março (AGM 01/03/2013). 3. O governo do Sudão do Sul confirmou o retorno das exportações de petróleo do país utilizando dutos e terminais de seu vizinho do Norte, o Sudão, de quem se separou recentemente. O fluxo de petróleo deveria ter sido restabelecido ainda em março, embora “alguns problemas técnicos” fizeram o retorno das exportações atrasarem para o mês de abril. O anúncio oficial se deu no dia seguinte à assinatura de um acordo entre os dois países. Desde que as exportações foram interrompidas e enquanto os países renegociavam os acordos referentes às tarifas sobre a utilização de dutos cruzando o Sudão, bem como a tarifa de uso do terminal de exportação, 350 mil b/d de petróleo deixaram de chegar ao mercado (AGM 15/03/2013). 4. A Magellan, empresa americana especializada em midstream (denominação dada à coleta da produção de óleo e gás, transporte e entrega ao refino) iniciou o enchimento do seu oleoduto denominado Longhorn, prevendo iniciar as atividades comerciais do duto ainda

no mês de abril. O duto, que levará a produção de óleo da região oeste do Texas para o centro refinador de Houston, começará transportando 75 mil b/d e atingirá no fim do ano 225 mil b/d de petróleo produzido nos campos texanos conhecidos como Permian Basin. A entrada em funcionamento este ano de vários dutos, incluindo o Longhorn, deverá reduzir o fluxo dos óleos produzidos nos campos de Permian para a região de Cushing, no Oklahoma, desengargalando o saturado ponto de entrega de Cushing e redirecionando o fluxo de petróleos leves produzidos em outros pontos dos Estados Unidos para as refinarias do Golfo Americano (US Gulf) (AGM 22/03/2013). 5. A petroleira canadense Irving Oil aumentou sua capacidade para receber, por via ferroviária, até 200 mil b/d de petróleo. O destino será sua refinaria de St. John, em Nova Jersey nos Estados Unidos, que pode processar até 300 mil b/d. Esta é a maior capacidade de manuseio de cargas transportadas por via ferroviária de todo os Estados Unidos. O volume de óleo por transporte ferroviário para St. John era muito pequeno até um ano atrás, mas em outubro de 2012, a Irving contratou a operadora de midstream Buckeye para que ela modificasse o terminal de Albany, no vizinho estado de Nova Iorque, o que aumentou a capacidade de manuseio do terminal para até 135 mil b/d de cargas ferroviárias (AGM 22/03/2013).

Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60

abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS PETRÓLEOS - US$/b 2TRIM10 3TRIM10 4TRIM10 1TRIM11 2TRIM11 3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13

WTI

77,79

76,05

85,1

93,54

102,23

89,72

94,01

102,88

93,42

92,18

87,94

94,34

Brent

78,51

76,82

86,46

104,96

117,36

113,34

109,4

118,49

108,42

109,61

110,09

112,48

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O MERCADO INTERNACIONAL Mercado de derivados

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As manutenções programadas das refinarias chinesas deverão ser efetuadas no período março-abril, mais cedo do que no ano passado. As refinarias estatais chinesas, que possuem mais de 75% da capacidade de refino do país, estão programando as paradas em etapas, da seguinte forma: 560 mil b/d de refino em março e 630 mil b/d em abril. As próximas paradas importantes estão previstas para o quarto trimestre, sendo que 500 mil b/d deverão ser realizadas a partir de outubro. A Sinopec deverá parar para manutenção 320 mil b/d em março e 340 mil b/d em abril. Já a Petrochina fechará 244 mil b/d em março e 290 mil b/d em abril. A Petrochina ainda está avaliando as possibilidades de parar para manutenção, uma unidade de destilação de petróleo da refinaria Dalian, na província de Lioning, que recebe essencialmente o petróleo leve russo ESPO Blend. A Petrochina estará promovendo a primeira grande recuperação (turnaround) na refinaria Qinzhou, que processa 200 mil b/d na província de Guangxi no sul do país. Qinzhou vem encontrando sérias dificuldades de vender a totalidade de seus produtos ao redor de sua área de influência, sendo forçada a oferecer, no mercado spot, o excedente de nafta como componente de gasolina e também tendo de vender querosene de aviação em aeroportos longínquos do norte do país.

Por outro lado, os volumes negociados de derivados aumentaram ligeiramente. Segundo a empresa, os aspectos mais relevantes do ano que passou foram a aquisição da refinaria Cressier na Suíça, que processa 68 mil b/d, e que pertencia à refinadora independente com problemas financeiros, a Petroplus, a entrada no comércio de combustíveis para navios, bunker, na Alemanha, a expansão do comércio de combustíveis para aviões e o aumento da participação da empresa no negócio de transporte por dutos nos Estados Unidos (AGM 1/3/2013). 3. A Aramco Trading - AT, braço para o comércio internacional da gigante petroleira Saudi Aramco alugou cerca de um milhão de barris de espaço para tancagem de derivados do petróleo no terminal Vopak Horizon, situado em Fujairah nos Emirados Árabes Unidos – UAE. Segundo se noticia, a AT deverá utilizar o terminal para fazer mistura de derivados claros para atender a demanda de seus clientes na região do Mar Vermelho, e também para “aumentar suas atividades de trading de produtos derivados de petróleo em todas as regiões onde atua”. Existem também indicações que a entrada em operação, em 2014, de duas novas refinarias de 400 mil b/d de capacidade cada uma, na Arábia Saudita, o terminal de Fujairah deverá ser utilizado como “polo concentrador” (hub, em inglês) das exportações sauditas de derivados (AGM 15/3/2013).

A refinaria se abastece de petróleo australiano e angolano. As importações chinesas de petróleo de Angola foram de 900 mil b/d, no bimestre fevereiro-março, mas bem abaixo dos 1,1 milhão b/d importados em dezembro de 2012.

4. Notícias provenientes do Irã dão conta que o aumento da capacidade interna de refino de petróleo tornou o país autossuficiente em produção de gasolina, podendo até mesmo gerar um pequeno excedente para exportação.

A Sinopec também irá fechar 160 mil b/d em março e 80 mil b/d em abril, na sua refinaria de Guangzhou, que tem capacidade de processamento de 314 mil b/d de petróleo e utiliza, majoritariamente, óleos importados do oeste da África.

As informações indicam que a produção de gasolina chegou a 390 mil b/d para uma demanda interna de 375/380 mil b/d.

Além disto, a Sinopec parará para manutenção a refinaria Jinam, que processa 160 mil b/d, e, a refinaria Shijiazhuang, que processa 100 mil b/d. Ambas processam majoritariamente petróleo chinês (AGM 15 /03/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis: 1. As refinarias venezuelanas estão produzindo atualmente somente 215 mil b/d de gasolina, cerca de 2/3 das necessidades do país. Desta forma, a estatal PDVSA está tendo de importar cerca de 110 mil b/d do derivado para atender ao mercado local. A causa determinante destas importações tem sido os recorrentes problemas operacionais enfrentados pelas refinarias venezuelanas (AGM 1/2/2013). 2. No ano de 2012, a trading house suíça Vitol comercializou 5,25 milhões de b/d de petróleo e derivados, cerca de 250 mil b/d a menos do que o total comercializado em 2011. Em relação ao petróleo, o volume total comercializado caiu cerca de 320 mil b/d, atingindo 2,35 milhões de b/d.

O aumento de produção de gasolina deveu-se, principalmente, a melhorias (upgrades) nas refinarias de Abadan, que processa 400 mil b/d, e Arak, que processa 250 mil b/d. O Irã planeja aumentar suas exportações de derivados logo que novas melhorias sejam concluídas. Por ora, o país já acordou o fornecimento de 12,6 mil b/d de diesel e um volume não informado de GLP para a estatal iraquiana SOMO (AGM 15/3/2013). 5. Segundo projeções da Agência de Informações sobre Energia (EIA, na sigla em inglês), os consumidores americanos vão pagar neste verão, em média, menos seis centavos de dólar por galão do que há um ano. A gasolina regular deverá custar 3,63 dólares por galão (aproximadamente 1,90 reais por litro) de abril a setembro, abaixo dos 3,69 dólares por galão de 2012. Já o preço do diesel deverá cair apenas um centavo, para 3,94 dólares por galão. De acordo com o EIA, os preços mais baixos do petróleo deverão implicar em custos também mais baixos para os

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O MERCADO INTERNACIONAL consumidores americanos.

regular deverão cair ainda mais, para 3,39 dólares. A demanda de gasolina este ano deverá ser da ordem de 8,69 milhões b/d, e de 8,71 milhões em 2014.

A projeção para o Brent, principal base de preços de petróleo no mercado internacional, sofreu uma redução de 14 por cento em relação ao preço de um ano atrás, enquanto a do West Texas Intermediate, o benchmark dos EUA, caiu 7,9 por cento.

Já a demanda por destilados, incluindo o diesel e óleo para aquecimento, deverá ser de 3,79 milhões de b/d este ano, e de 3,81 milhões de b/d em 2014.

Segundo as projeções para 2014, os preços da gasolina

Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140

US$/b

130 120 110 100 90 80 70

abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS DERIVADOS - US$/b 2TRIM10 3TRIM10 4TRIM10 1TRIM11 2TRIM11 3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13

Gasolina Reg.USG

86,09

81,93

90,94

108,64

125,29

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

118,89

Nr.2 Diesel LS USG

89,96

87,71

98,31

118,65

129,46

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

129,51

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo na primeira semana de março foi de 384,0 milhões de barris e de 388,6 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 362,4 milhões de barris. O estoque da última semana de março foi, em volume, 7,2 % superior ao nível da mesma semana de 2012, e era suficiente para 26,6 dias de consumo, contra 25,0 dias de um ano atrás. Os estoques de destilados começaram o mês de março com 120,4 milhões de barris e encerraram com 113,0 milhões de barris ou 30,1 dias de consumo. Estes estoques se encon-

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travam, em volume, bastante abaixo dos níveis de estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques de destilados eram de 135,9 milhões de barris ou 38,2 dias de consumo, portanto, em volume, o estoque no final de março estava 16,8 % abaixo do valor da mesma semana no ano passado. Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 220,6 milhões de barris, 26,1 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 25,9 dias de consumo.

Estoques nos Estados Unidos 450

milhões de barris

400 350 300 250 200 150 100 50 0

abr/12

mai/12

jun/12

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr-12 mai-12 jun-12 jul-12 ago-12 set-12 out-12 nov-12 dez-12 jan-13 fev-13 mar-13 Petróleos sem SPR 368 377 386 386 370 363 369 375 378 365 365 377 Gasolinas 219 211 205 208 210 201 201 204 215 231 234 230 Destilados 134 125 122 120 127 127 127 119 118 135 131 124

Abril 2013 Ano V – Número 4

O MERCADO INTERNACIONAL Oferta e demanda de petróleo

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

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

Projeção

Variação %

2009

2010

2011

2012

(a) Demanda Mundial

84,69

86,94

88,04

88,87

89,02

88,62

90,12

90,86

89,66

0,89

Oferta Não-OPEP

51,14

52,30

52,45

52,96

53,81

53,67

53,93

54,37

53,98

1,93

4,35

4,98

5,37

5,75

5,98

4,00

55,49

57,28

57,82

58,71

59,79

59,65

59,91

60,35

59,96

2,13

29,20

29,66

30,22

30,16

29,23

28,97

30,21

30,51

29,70

-1,53

28,79

29,23

29,79

31,14

30,24

-0,41

-0,43

-0,44

0,98

1,01

Condensado OPEP (LGN+Não convencionais) (b) Oferta Mundial total (NãoOPEP+ Condensado OPEP) Diferença (a) - (b) Produção de Petróleo OPEP (1) (2)(3) Excesso / Falta(-) de produção de petróleo da OPEP

1trim13 2trim13 3trim13 4trim12 2013

2013/2012

(1) Fonte: OPEP incluindo Iraque, baseado em fontes secundárias (2) Com exceção da linha condensados OPEP, as demais produções não incluem condensados. (3) A OPEP costuma ajustar os dados, mesmo os realizados. (4) A OPEP informou a oferta de condensado de 5,98 milhões de b/d para todo o ano de 2013, nesta tabela foi considerado como se o volume fosse igualmente disponibilizados pelos trimestres do ano. (5) Produçao OPEP: Jan13 = 30,234 milhões de b/d; Fev13 = 30,293 milhões de b/d; Mar 13 = 30,193

Os dados apresentados na publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR, de abril, indicam que a demanda projetada por petróleo, para o primeiro trimestre deste ano, foi, em média, de 89,02 milhões de b/d, dos quais 29,23 milhões de b/d tiveram de ser fornecidos pelos membros da OPEP.

de quase 400 milhões de barris.

No ano de 2012, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,16 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 31,14 milhões de b/d, ou seja, 980 mil b/d em excesso, o que representa um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/consumidores,

Para 2013, a projeção de demanda mundial de petróleo é de 89,66 milhões de b/d, um acréscimo de 790 mil b/d, em relação à demanda de 2012 que foi de 88,87 milhões de b/d, ou seja, 0,89%.

Contagem de sondas

Neste mês de março de 2013, a tendência foi mantida. Para uma necessidade média, no primeiro trimestre de 3013, de 29,23 milhões de b/d, foram produzidos 30,24 milhões de b/d, um excedente de 1,01 milhões de b/d.

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

Em 2012, o número médio do total das sondas de petróleo em uso no mundo foi de 3.518, valor jamais alcançado antes. Para comparação, ver o quadro abaixo:

Contagem do número de sondas 4000 3500

ANO

Número de sondas operando no mundo

3000

2012 2011 2010 2009 2008 2007

3.518 3.466 2.985 2.304 3.336 3.116

2500

Considerando a evolução mensal, o número de sondas operando no mundo diminuiu em março de 2013, passando para 3.488, enquanto em fevereiro havia sido 3.679, ou seja, menos 191 sondas. Dentre os países e/ou regiões, mais uma vez, o destaque, mas desta vez negativo, foi o Canadá que reduziu o número de sondas operando em 178 unidades, foram de 642 em fevereiro para 464 em março. Em toda a América Latina estiveram em operação, em março, 437 sondas.

2000 1500 1000 500 0 África

Europa

Ásia 2009

Oriente Médio 2010

2011

Canadá 2012

América Latina mar/13

EUA

Total Mundo

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Reservas

.......................................... Reservas e Indicadores

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Reservas Brasil (B boe)

13,70

14,37

14,92

15,09

15,19

16,91

16,92

17,26

Petróleo (B bbl)

11,77

12,18

12,62

12,8

12,88

14,25

14,29

14,52

Gás Natural (B boe)

1,93

2,19

2,30

2,29

2,31

2,66

2,73

2,74

13,23

13,75

13,92

14,09

14,18

15,28

15,71

15,72

Petróleo (B bbl)

11,36

11,67

11,80

11,97

12,07

12,91

13,22

13,28

Gás Natural (B boe)

1,88

2,08

2,12

2,11

2,37

2,49

2,44

0,47

0,62

1,00

1,01

1,63

1,21

1,54

Petróleo (B bbl)

0,41

0,51

0,82

0,83

0,81

1,34

1,07

1,24

Gás Natural (B boe)

0,06

0,11

0,18

0,17

0,20

0,29

0,14

0,3

Produção Brasil (Bboe)

0,7

0,74

0,75

0,77

0,84

0,89

0,92

0,93

Petróleo (B bbl)

0,62

0,66

0,67

0,69

0,74

0,78

0,80

0,78

Gás Natural (B boe)

0,08

0,1

0,11

0,12

0,15

Reservas Petrobras (Bboe)

Reservas demais empresas (B boe)

R/P Petróleo e Gás (anos)

19,6

19,4

19,9

19,6

18,1

19,0

18,4

18,6

Petróleo (anos)

19,0

18,4

18,8

18,5

17,4

18,3

17,9

18,6

Gás Natural (anos)

24,1

27,4

28,7

28,6

23,1

24,2

22,7

18,3

Fontes: ANP, MME (Boletim Mensal GN) e Petrobras Nota: Reservas Provadas segundo critério SPE/ANP *com estimativas IBP Produção de óleo e gás, R/P de óleo e gás 2005/2012 35

0,9

0,8

Produção Petróleo (B bbl)

0,7 25

R/P Gás Natural (anos)

0,6

0,5 R/P Petróleo (anos)

0,4

0,3 10 0,2 Produção Gás Natural (B boe)

0,1

0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Exploração

I. Declarações de comercialidade (Março/2013) Bloco

Operadora

Campo

Bacia

Data

C-M-592

OGX

TUBARÃO TIGRE

Campos

11/03/2013

C-M-592

OGX

TUBARÃO GATO

Campos

11/03/2013

C-M-592

OGX

TUBARÃO AREIA

Campos

11/03/2013

SEAL-T-412*

Petrogal

RABO BRANCO

Sergipe

28/12/2012

* Incluído recentemente pela ANP

**Fonte ANP

II. Poços concluídos por operador (Março/2013) MAR Nº de Poços Concluídos Operador

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

OGX

Campos

Perenco

Espírito Santo

Campos

Petrobras

Santos

Sergipe

Shell

Campos

Statoil

Campos

Total

*Fonte: ANP

TERRA Nº de Poços Concluídos Operador

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Gran Tierra

Recôncavo

Petra

Petrobras

São Francisco

Espírito Santo

Potiguar

Recôncavo

Sergipe

OGX

Parnaíba

Total

*Fonte: ANP

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução de poços concluídos MAR Evolução de Poços Concluídos 2012

Poços

2013

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL *Fonte: ANP

TERRA Evolução de Poços Concluídos 2012

Poços

2013

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais TOTAL

*Fonte: ANP

IV. Evolução de poços concluídos por bacia (Março/2013) Evolução do Número de Poços Concluídos Média 2010

Média 2011

Média 2012

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão Jequitinhonha

Bacia

Média 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

Total *Fonte: ANP

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Evolução de poços concluídos por bacia 30

Alagoas Sergipe

Potiguar 20

Recôncavo Espírito Santo

Solimões Campos

Santos 5

Pará-Maranhão Jequitinhonha

0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13

mar/13

Camamu

V. Sondas por empresa operadora (Março/2013) Nome Operador BP Gran Tierra HRT Imetame Karoon OGX Perenco Petra Petrobras Shell Statoil Total *Fonte: ANP

Produção

Terra

Mar

0 1 1 1 0 2 0 5 28 0 0 38

1 0 0 0 1 3 1 0 44 1 2 53

Total Sondas 1 1 1 1 1 5 1 5 72 1 2 91

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

I. Evolução da Produção de Petróleo em milhões de boe/d (Janeiro/2013) Petróleo Offshore

2013

2012 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

2.055

2.027

1.909

1.845

1.865

1.850

1.842

1.823

1.742

1.831

1.864

1.920

1.875

Onshore

176

178

179

177

183

181

182

181

180

181

188

181

Total

2.231

2.205

2.087

2.022

2.048

2.033

2.023

2.004

1.924

2.011

2.045

2.108

2.056

Fonte: ANP Produção de óleo offshore e onshore em milhares de barris/dia

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da produção total de óleo por concessionário em boe/d (Janeiro/2013) Concessionários Petrobras Statoil BG Sinochem Shell Ltda Queiroz Galvão/Manati OGX Petrogal Repsol Sinopec BP El Paso Maersk Energia/SK ONGC Brasoil Rio Panoro/Norse/Rio das Contas Petra Petrosynergy Gran Tierra Starfish W.Petróleo Recôncavo E&P Partex ERG Panergy Alvorada/Alvopetro Santana UTC Central Resources Silver Marlim Guanambi Aurizônia Cheim Severo Villares UP Potióleo Egesa Phoenix Genesis 2000 TDC Arclima Quantra Chevron Frade Japão Ral Vipetro BrazAlta Odebrecht Nord Mercury Devon Koch Anadarko Logos Delp Orteng Total

Média 2009**

Média 2010

Média 2011

Média 2012

2013

2.158.807 2.869 26.186 15.303 1.150 12.007 4.362 7.299 1.416 3.401

2.195.348 5.549 55.836 17.815 2.191 9.983 7.801 7.865 11.357 3.959

2.250.237 24.974 16.090 5.780 47.169 12.509 867 4.959 9.596 4.703 8.119 6.711 8.950 2.780

2.226.692 37.170 26.419 24.780 37.298 17.650 8.995 10.591 7.226 7.321 7.742 4.881 6.743 3.922

2.244.212 47.374 31.774 31.583 26.206 18.860 14.984 11.375 10.186 8.103 5.838 5.402 4.360 4.191

3.401

3.959

2.780

3.922

4.191

Jan

2 800 757 722 724 664 747 0 0 120 357 739 74 188 213 203 283 125 129 142 202 204 140 147 163 155 130 44 72 164 162 128 6 6 82 123 127 3 2 35 53 55 61 217 373 101 42 0 0 2 26 36 0 15 68 50 23 0 0 3 16 21 4 7 28 11 16 0 0 5 19 16 44 31 27 28 15 200 41 23 15 15 72 50 44 31 14 8 6 22 53 8 1 5 42 21 8 7 8 7 7 6 1 3 6 13 5 2 3 3 2 2 6 36 146 6 1 1 0 0 0 0 0 0 3.725 27.475 38.004 6.939 1.215 9.725 13.444 2.449 0 5 0 1 0 2 6 3 113 118 83 0 6 6 7 1 7 5 2 0 4 3 1 0 11.261 11.877 14 14 48 1 1 1 2.254.152 2.372.582 2.460.210 2.435.774 2.472.083

*Notas: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX. ** Média mensal referente ao período março 2009 a dezembro 2009.

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Produção de óleo offshore e onshore em barris/dia (Petrobras e outras)

III. Produção de Petróleo e de Gás Natural por Bacia (Janeiro/2013) Produção Janeiro 2013 (Mil bbl/dia) Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

2013

Solimões

Ceará

Potiguar

Alagoas

Sergipe

Recôncavo

Espírito Santo

Campos

1.542

1.711

1.756

1.778

1.708

1.712

Santos

126

116

Tucano Sul

Camamu

Parnaíba

1.812

1.950

2.055

2.105

2.061

2.054

Bacia

Total

Jan

Fonte: ANP *Nota: Inclui condensado. Produção de óleo por bacia em barris/dia 2500 2000 1500

Outras Campos

1000

Santos

500 0 Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

jan/13

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

I. Volume de Petróleo e Derivados Processados (Janeiro/2013) Volume de Petróleo e Derivados Processados (boe/dia) Petróleo / Derivado

Janeiro

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Petróleo

1.826.522

1.866.067

1.935.756

2.063.521

Derivados - TOTAL

1.841.116

1.896.160

2.017.934

2.158.188

47.687

42.470

43.448

29.707

Asfalto

2013

Coque

52.679

64.730

76.515

83.019

Gasolina A

370.603

405.106

450.784

467.707

Gasolina de Aviação

1.553

991

1.334

835

GLP

131.891

136.351

143.022

140.698

Lubrificante

10.394

10.383

10.448

12.385

Nafta

126.757

109.370

110.675

112.407

Óleo Combustível

239.445

227.613

237.587

298.217

Óleo Diesel

713.924

732.938

781.999

836.325

Parafina

1.623

1.728

2.121

1.532

Querosene de Aviação

80.381

92.972

93.192

98.133

Querosene Iluminante Solvente

439

415

410

489

8.697

6.365

4.907

6.466

Outros Energéticos

4.521

7.463

6.639

9.712

Outros Não Energéticos

50.523

57.265

54.853

60.555

*Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Principais produtos refinados no Brasil em boe/d 2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

jan/13

Gasolina A

GLP

Nafta

Óleo Combustível

Óleo Diesel

Querosene de Aviação

Outros derivados

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Volume de Óleo Refinado por Refinaria (Janeiro/2013) Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Refinaria

Janeiro

Média 2010

Média 2011

Média 2012

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.079.246

Riograndense (RS)

14.146

15.121

16.058

16.824

Pólo Guamaré (RN)

32.749

34.280

36.456

37.811

Refap (RS)

150.295

150.026

156.858

193.101 7.956

TOTAL

2013

Lubnor (CE)

7.945

6.971

7.847

Manguinhos (RJ)

4.210

10.062

10.451

Reduc (RJ)

221.986

217.471

227.317

241.345

Regap (MG)

147.304

133.548

148.203

140.268

Reman (AM)

42.153

42.795

37.914

41.457

Repar (PR)

171.512

194.448

199.379

210.106

RLAM (BA)

263.185

239.096

241.537

292.597

464

1.070

1.572

793

160.529

151.751

156.724

180.786

36.493

42.937

53.267

53.986

322.252

379.309

395.434

412.549

242.720

241.965

246.914

249.667

8.583

5.220

789

Dax Oil (BA) RPBC (SP) Recap (SP)

Replan (SP) Revap (SP)

Univen (SP) *Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Volume refinado por refinaria em boe/d 2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

jan/13

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)

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Balança Comercial

I. Importação e Exportação em boe/dia (Fevereiro/2013) Petróleo (boe/dia)

Período

Derivados (boe/dia)

GN (boe/dia)

Total (bep/dia)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

2010 (média)

336.142

664.728

328.586

435.860

249.840

-186.020

219.506

-219.506

991.508

914.568

-76.940

2011 (média)

390.145

636.341

246.196

482.684

245.831

-236.853

181.914

-181.914 1.054.743 882.172

-172.571

2012 (média)

309.090

576.819

267.729

431.179

271.938

-159.241

226.547

-226.547

848.756

-118.060

2013 (média)

340.385

290.517

-49.868

520.800

180.279

-340.520

309.482

-309.482 1.170.668 470.796

-699.871

jan/13

341.884

174.854

-167.030

621.604

197.695

-423.909

306.123

-306.123 1.269.611 372.549

-897.062

966.816

Fonte: ANP

Petróleo

Total

Gás Natural

Derivados

1.100.000

600.000

100.000

2010 2011 2012 2013 fev/13 -400.000 2010 2011 2012 2013 fev/13 -400.000 2010 2011 2012 2013 fev/13 -400.000 2010 2011 2012 2013 fev/13 (média)(média)(média)(média) (média)(média)(média)(média) (média)(média)(média)(média) (média)(média)(média)(média) -900.000 -900.000 -900.000 -900.000 -400.000

II. Importação e Exportação em milhares de US$ fob (Fevereiro/2013)

Período 2010 (média) 2011 (média) 2012 (média) 2013 (média) jan/13 fev/13

Petróleo (103 US$ FOB)

Derivados (103 US$ FOB)

GN (103 US$ FOB)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

841.378

1.357.770

516.392

1.081.678

587.952

-493.726

262.961

-262.961 2.186.018 1.945.722

-240.296

1.177.921 1.815.454

637.533

1.616.918

789.991

-826.927

269.213

-269.213 3.064.052 2.605.445

-458.607

1.119.470 1.693.251

573.782

1.504.692

900.719

-603.972

437.396

-437.396 3.061.557 2.593.971

-467.586

1.171.504

752.922

-418.582 1.844.517

604.450 -1.240.067 643.187

-643.187 3.659.208 1.357.372 -2.301.836

1.220.020

473.625

-746.395 2.316.231

706.643 -1.609.587 641.045

-641.045 4.177.296 1.180.269 -2.997.027

-90.770

502.257

-870.547

-645.329 3.141.120 1.534.475 -1.606.645

1.122.988 1.032.218

1.372.803

645.329

Saldo

Total (103 US$ FOB)

Fonte: ANP Importação e Exportação em milhares de US$ fob 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 -1.000.000

2010 (média)2011 (média)2012 (média)2013 (média)

-2.000.000 -3.000.000 -4.000.000 Imp

Exp

Saldo

jan/13

fev/13

Imp

Exp

Saldo

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Destino das Exportações de Petróleo (Fevereiro/2013) Evolução das Exportações por País (Milhões US$ F.O.B) 2013

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Estados Unidos

363

199

321

493

465

232

249

216

China

142

112

338

449

403

134

267

Santa Lúcia

298

203

228

250

104

Chile

125

153

Demais Países

196

206

367

515

631

236

472

1.692

641

249

1.032

País

Total 1.123 763 1.346 1.860 Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

Exportações brasileiras de óleo por país em US$ F.O.B

IV. Origem das Importações Brasileiras de Petróleo (Fevereiro/2013) Evolução das Importações por País (Milhões US$ F.O.B) 2013

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Nigéria

548

392

467

679

630

548

763

333

Arábia Saudita

210

125

158

224

241

341

451

230

Argélia

139

Iraque

Guiné Equatorial

País

Estados Unidos

Demais Países

341

103

110

237

475

1.117

1.165

1.214

1.115

Total 1.366 755 841 1.173 Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

Importações brasileiras de óleo por país em US$ F.O.B

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Arrecadações e tributos

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

I. Participações Especiais (4º Trimestre/2012) Participações Especiais Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$) Beneficiário

MMA MME FUNDO SOCIAL AM BA ES RJ RN SE AM BA ES RJ RN SE TOTAL GERAL

Média Média Média Média Média Trimestral Trimestral Trimestral Trimestral Trimestral 2008 2009 2010 2011 2012

1º Trimestre 2012

2º Trimestre 2012

3º Trimestre 2012

UNIÃO 316.228 388.497 388.783 411.783 404.852 348.568 1.264.911 1.551.398 1.555.132 1.647.133 1.619.408 1.383.918 0 42.002 0 17.754 49.050 101.206 ESTADOS 7.865 5.608 7.508 11.927 15.751 15.817 14.684 16.451 16.052 318 59 1.266 425 1.817 791 1.246 2.541 2.692 40.315 42.179 58.984 127.310 243.542 253.936 253.512 274.162 192.560 1.113.588 793.863 1.095.084 1.120.059 1.317.113 1.278.593 1.384.713 1.357.750 1.247.397 5.325 2.292 2.173 2.662 4.021 2.939 3.548 4.496 5.103 3.668 1.280 1.986 2.528 3.272 3.055 3.634 3.248 3.150 MUNICÍPIOS 1.966 1.402 1.877 2.982 3.938 3.954 3.671 4.113 4.013 79 15 317 106 454 198 312 635 673 10.079 8.045 14.746 31.828 60.886 63.484 63.378 68.541 48.140 278.397 198.466 273.771 278.119 329.278 319.648 346.178 339.438 311.849 1.331 573 543 665 1.005 735 887 1.124 1.275 917 320 496 632 818 764 908 812 788 2.927.697 2.110.703 2.917.503 3.160.381 3.963.793 3.887.829 4.153.341 4.146.620 3.667.383 292.770 1.171.079 0

211.320 845.281 0

291.750 1.167.001 0

Fonte: ANP Participação Especial distribuída em R$ 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 Média 2008

Média 2009

MMA

Média 2010

MME

Média 2011

Média 1º 2º 3º 4º 2012 Trimestre Trimestre Trimestre Trimestre 2012 2012 2012 2012

FUNDO SOCIAL

Estados

Municípios

II. Royalties (Março/2013) Royalties (R$) Beneficiários

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Estados

275.404.553

319.973.601

408.065.749

410.248.245

Março 2013 414.613.238

Municípios

317.515.455

370.057.700

471.720.697

474.818.541

481.014.228

Fundo Especial

74.342.158

86.131.635

109.668.657

110.384.292

111.815.562

Comando da Marinha

148.684.317

172.263.270

200.496.454

197.319.868

190.966.696

MCT

115.295.999

133.902.931

151.394.993

150.993.642

150.190.941

FUNDO SOCIAL

37.812.007

43.822.614

55.843.829

Total

931.242.483

1.082.329.137

1.379.158.557

1.387.587.203

1.404.444.494

*Fonte: ANP

4º Trimestre 2012

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Royalties distribuídos em R$ 1.600.000.000 1.400.000.000 1.200.000.000 FUNDO SOCIAL

1.000.000.000

MCT

800.000.000

Comando da Marinha

600.000.000

Fundo Especial

400.000.000

Municípios Estados

200.000.000 0

Média 2010

Gás natural

Média 2011

Média 2012

Média 2013

mar/13

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

I. Preços do gás natural (Dezembro/2012) Preços do Gás Natural (Dezembro 2012) Preço Petrobras para Distribuidoras - Preço US$/MMBTU (Preços isentos de tributos e encargos) Região

Media Média Média jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 2010 2011 2012

Nordeste (Importado) Nordeste 10,2178 12,1433 12,8214 12,5495 13,7603 13,1708 12,7483 12,6789 12,2879 12,4118 12,8791 12,8878 12,8767 12,6407 12,9652 (Nacional) Sudeste 7,3704 8,9354 10,0552 8,4784 8,4784 8,4784 8,8552 10,6090 10,6090 10,5180 10,5180 10,5271 10,4681 10,4681 12,6552 (Importado) Sudeste (Nacional) 9,9461 11,5509 12,3605 12,3353 13,3992 12,8251 12,5337 12,3323 11,9520 12,2330 12,6063 12,6148 12,6385 12,4068 10,4493 7,3667 8,9278 9,6544 10,0871 10,0871 10,0871 10,6005 10,6002 10,6002 10,5145 10,5145 7,4641 7,4197 7,4197 10,4584 Sul (Importado) Sul (Nacional) Centro Oeste 7,8568 6,7776 8,3339 11,4086 11,4086 11,4086 11,9604 11,9604 11,9604 11,8438 11,8438 10,4697 10,4205 10,4205 11,7702 (Importado) Centro Oeste (Nacional) Fonte: Boletim do Gás Natural/ MME, Dezembro de 2012

II. Preços internacionais do gás natural (Dezembro/2012) Preços Internacionais (Dezembro 2012) Preços Internacionais (US$/MMBtu) Gás russo na fronteira da Alemanha NBP *

Media Média Média jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 2010 2011 2012 7,94

10,23

11,56

11,90

11,79

12,07

12,13

12,12

10,98

11,00

10,98

11,17

11,23

6,39

9,35

8,91

8,44

9,20

9,40

9,33

8,77

8,47

8,56

8,58

9,80

10,34

8,86

7,20

Henry Hub

4,38

4,00

2,72

2,65

2,51

2,15

1,95

2,44

2,46

2,95

2,84

2,85

3,20

3,42

3,22

Petróleo Brent

14,16

19,82

19,83

19,70

21,30

22,32

21,30

19,63

16,98

18,28

19,32

20,12

19,95

19,55

19,53

14,14 16,93 16,77 17,88 18,22 18,91 18,41 16,83 14,67 15,64 16,76 16,80 15,95 15,45 15,71 Petróleo WTI Petróleo Brent 79,48 111,25 111,31 110,58 119,55 125,28 119,53 110,20 95,31 102,59 108,44 112,92 111,97 109,71 109,64 (US$/Bbl) Petróleo WTI 79,37 95,04 94,12 100,36 102,29 106,14 103,35 94,46 82,33 87,81 94,08 94,27 89,52 86,69 88,19 (US$/Bbl) Fonte: Boletim do Gás Natural/ MME, Dezembro de 2012 * Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução da produção offshore de gás por concessionário em boe/d (Janeiro/2013) 2012

Concessionários

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

2013 Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Petrobras

279.148 260.042 250.279 250.346 261.815 277.686 279.139 278.916 278.327 293.146 298.163 305.825 304.842

Queiroz Galvão/Manati

14.726 14.796 14.788 17.998 18.715 18.920 18.542 19.049 18.958 16.095 17.920 17.783 18.592

BG El Paso Brasoil Panoro Petrogal Shell Repsol Sinopec OGX Statoil Sinochem BP ONGC Maersk Energia/SK UP Petróleo TDC Chevron Frade Japão Total

4.447 2.822 4.182 4.434 4.607 5.933 6.086 5.745 5.615 4.287 4.997 5.098 5.924 7.177 6.911 7.034 6.857 6.841 6.716 6.035 5.800 6.544 6.458 6.056 6.285 4.972 3.272 3.288 3.286 4.000 4.159 4.205 4.120 4.233 4.213 3.577 3.982 3.952 4.131 3.272 3.288 3.286 4.000 4.159 4.205 4.120 4.233 4.213 3.577 3.982 3.952 4.131 1.479 1.129 1.673 1.773 1.843 2.373 2.434 2.298 2.246 1.715 1.999 2.039 2.050 2.957 2.675 2.325 1.342 1.599 2.195 2.393 2.307 2.226 2.155 2.120 1.858 1.481 1.121 560 543 517 543 558 471 557 544 531 589 608 1.315 4 562 338 293 300 341 243 337 323 332 321 308 384 427 386 353 353 334 383 423 339 405 315 356 363 334 285 257 236 236 223 255 282 226 270 210 237 242 223 37 6 118 106 144 150 151 136 141 133 147 137 154 233 219 227 230 227 232 241 302 217 220 203 190 151 25 4 78 70 96 100 101 91 94 89 98 91 103 0 0 11 9 0 0 0 0 0 4 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.578 2.486 1.159 0 2 910 877 409 0 1 322.097300.309290.325292.565305.604324.251324.780324.570324.335332.843341.173348.736348.788

IV. Evolução da produção onshore de gás por concessionário em boe/d (Janeiro/2013) Concessionários

2012 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

2013 Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

54.849 55.171 56.730 59.254 59.177 61.449 59.194 59.983 65.958 67.041 68.973 69.892 63.999 Petrobras 43 9 1.867 OGX 19 4 800 Petra 2 1 1 5 7 6 7 51 109 204 205 220 223 Petrogal 139 138 142 118 98 80 101 124 137 140 135 126 127 ERG 98 80 77 58 70 94 85 102 96 103 101 112 119 Petrosynergy 27 18 5 12 19 16 14 11 95 107 107 74 Gran Tierra 59 59 61 51 42 34 43 53 59 60 58 54 55 Panergy 33 11 3 15 36 19 13 8 14 12 14 12 8 Sonangol Starfish 4 4 4 6 6 5 5 5 3 5 7 8 5 W. Petroleo 10 13 10 18 10 8 13 8 8 8 10 10 5 UTC 15 12 6 9 11 12 10 3 8 4 4 3 3 Alvorada/Alvopetro 2 13 9 8 5 4 7 3 4 3 5 8 3 Aurizônia 2 3 3 4 4 4 4 4 5 5 3 3 Recôncavo E&P 1 1 1 2 1 2 2 3 3 3 2 3 Santana 1 3 5 5 3 0 2 3 2 2 2 3 Cheim 7 7 5 6 5 4 5 4 4 3 3 3 2 Severo & Villares 3 3 2 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 Guanambi 8 0 0 10 5 4 6 5 4 5 4 2 2 Potióleo 0 7 5 4 2 2 4 1 2 1 3 5 2 Phoenix 2 5 1 1 0 0 1 1 2 2 1 Silver Marlim 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 Partex 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Central Resources 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Egesa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Genesis 2000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Quantra 1 0 0 0 0 0 ArClima 0 0 0 0 0 Ral 0 0 0 0 0 0 Vipetro 0 0 BrazAlta 5 10 BG 4 8 Repsol YPF 0 0 Odebrecht 55.262 55.558 57.087 59.589 59.508 61.749 59.519 60.361 66.429 67.697 69.707 70.587 67.307 Total *Nota: Não Inclui Reinjeção

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Produção de gás em boe/d 450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 Petrobras

Biodiesel

Queiroz Galvão/Manati

El Paso

Brasoil

Outras

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

I. Evolução da produção de biodiesel (Janeiro/2013) Produção de Biodiesel B100 (boe/dia) 2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Jan

3.471

15.579

18.332

29.914

37.805

39.161

45.957

Fev

3.804

16.719

18.021

39.996

39.712

46.546

Mar

4.593

12.920

26.781

43.450

47.369

44.814

Abr

3.936

13.492

22.110

38.766

42.012

38.236

Mai

5.276

15.420

21.033

41.133

44.736

43.221

Jun

5.694

21.546

29.591

42.968

48.552

45.056

Jul

5.421

21.870

31.359

42.088

50.703

46.735

Ago

8.919

22.224

33.901

46.902

50.305

51.622

Set

9.647

27.729

33.658

46.123

49.055

52.885

Out

10.877

25.731

31.816

40.558

48.266

51.234

Nov

11.825

24.743

34.844

43.582

49.729

51.735

9.945

22.735

30.523

38.115

44.002

49.486

6.951

20.059

27.664

41.133

46.021

46.728

45.957

Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Evolução da produção de Biodiesel em boe/d 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000

jan/13

jul/12

out/12

jan/12

abr/12

jul/11

out/11

jan/11

abr/11

jul/10

out/10

jan/10

abr/10

jul/09

out/09

jan/09

abr/09

jul/08

out/08

jan/08

abr/08

jul/07

0 out/07

Média Mensal

jan/07

Dez

abr/07

Biodiesel

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Produção de Biodiesel por Estado (Janeiro/2013) Produção de Biodiesel B100 (boe/dia) Estado Bahia Ceará Goiás Mato Grosso Minas Gerais Pará Paraná Piauí São Paulo Tocantins Rio Grande do Sul Rondônia Maranhão Mato Grosso do Sul Rio de Janeiro Brasil Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Jan

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

2013

1.222 815 1.907 261 2 64 0 525 636 392 736 2 405 6.968

1.134 330 4.148 4.896 45 125 78 3.189 226 5.260 4 622 20.057

1.378 847 4.630 6.324 694 60 408 62 4.072 578 7.827 82 538 75 141 27.717

1.585 1.143 7.622 9.791 1.253 40 1.201 5.643 1.492 10.443 107 322 135 348 41.123

2.273 767 8.712 8.615 1.320 1.979 5.085 1.744 14.856 39 535 133 46.058

3.973 1.072 10.327 8.153 1.377 2.064 2.725 1.207 13.860 144 1.530 293 46.726

4.224 1.703 9.787 5.936 1.622 2.359 3.474 13.510 206 2.868 268 45.957

Evolução da produção de Biodiesel por Estado em boe/d

Etanol

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

I. Evolução da produção mensal (Janeiro/2013) Safras 10/11 11/12 12/13(*) 15-abr-12 01-mai-12 01-jun-12 01-jul-12 01-ago-12 01-set-12 01-out-12 01-nov-12 01-dez-12 01-jan-13 01-fev-13 01-mar-13

Evolução Mensal da Produção de Etanol (boe/dia) Etanol Anidro Etanol Hidratado Etanol Total 138.329 337.355 475.684 148.605 242.667 391.273 198.233 281.706 479.939 Safra 2012/2013 - Posição 8.951 72.262 81.213 17.006 101.854 118.861 72.327 203.527 275.854 111.059 232.018 343.078 157.350 278.586 435.937 193.949 310.278 504.227 213.776 326.915 540.692 228.514 335.784 564.298 228.528 330.060 558.587 214.758 307.702 522.460 196.359 279.738 476.097 181.615 258.090 439.704

* Posição em 01/03/2013 ** Fonte: MAPA

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Evolução da produção de etanol em boe/d

II. Produção de Etanol por Estado (Novembro/2012) Produção de Etanol por Estado (boe/dia) Produção Acumulada: 30/11/2013 - safra 2012/2013 UF/Regiões

Anidro

Hidratado

Total

4.168

2.684

6.852

1.788

1.728

3.517

3.099

536

3.635

506

246

752

2.493

2.572

5.064

2.671

1.396

4.066

717

751

762

580

1.342

198

413

747

1.160

2.490

1.102

3.592

19.107

12.099

31.206

2.317

1.431

3.748

18.784

52.802

71.585

19.367

26.613

45.979

11.043

32.301

43.343

10.882

11.461

22.343

8.999

20.770

29.769

1.557

124.259

148.630

272.889

C/SUL

195.651

295.603

491.253

N/NE

Fonte: MAPA

Abril 2013 Ano V – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução da Exportação (Janeiro/2013) Evolução da Exportação de Etanol Ano Volume (Mil boe/dia) US$ FOB (Milhões US$) Fonte: MAPA

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

2013

60,8

88,0

56,6

32,7

33,8

52,2

71,4

123,1

199,2

111,5

84,5

119,7

182,2

230,3

Jan

IV. Evolução de preços do álcool hidratado (Janeiro/2013) Evolução dos Preços do Etanol Hidratado por Estado R$/litro Estados

Média Média Média Média Média Média 2013 Média Média Média Média Média Média Estados 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Jan

2013 Jan

2,04

2,08

2,12

2,40

2,48

2,52

2,55

1,74

1,76

1,70

1,83

2,09

2,17

2,18

1,76

1,80

1,77

1,98

2,27

2,30

1,58

1,66

1,84

2,10

2,12

2,16

1,76

1,77

1,83

2,02

2,29

2,32

1,88

1,89

1,86

1,97

2,28

2,25

2,32

1,99

2,14

2,03

2,18

2,28

2,30

2,26

1,45

1,41

1,47

1,58

1,96

1,99

1,97

1,64

1,68

1,73

1,86

2,10

2,11

2,19

1,64

1,65

1,70

1,84

2,24

2,23

2,24

1,68

1,78

1,76

1,87

2,12

2,16

2,23

1,64

1,81

1,84

1,95

2,22

2,23

2,27

1,69

1,83

1,86

2,00

2,20

2,26

2,27

1,87

1,84

1,86

2,08

2,38

2,41

2,37

1,79

1,76

1,86

2,02

2,38

2,46

2,06

2,14

2,16

2,29

2,45

2,54

2,56

1,42

1,51

1,56

1,52

1,97

1,90

1,94

1,74

1,76

1,81

1,97

2,37

2,43

2,38

1,80

1,72

1,73

1,85

2,17

2,19

2,28

1,70

1,69

1,75

1,94

2,35

2,38

1,64

1,59

1,64

1,80

2,15

2,13

2,10

1,89

1,84

1,77

1,93

2,22

2,34

1,70

1,71

1,78

2,07

2,13

2,11

1,27

1,28

1,36

1,51

1,87

1,83

1,46

1,37

1,41

1,68

1,95

1,98

1,96

1,73

1,75

1,76

1,89

2,11

2,17

2,16

2,06

2,12

2,07

2,08

2,33

2,34

2,43

Brasil

1,73

1,75

1,77

1,91

2,20

2,23

2,24

Fonte: ANP

Evolução dos preços do Etanol 2,4 2,2 2 1,8 1,6 1,4 1,2 Média 2007 Média 2008 Média 2009 Média 2010 Média 2011 Média 2012

jan/13

Brasil

Abril 2013 Ano V – Número 4

AGENDA NOTÍCIAS

cursos de maio

02/04 - O IBP QUER MAIS Leia a entrevista com Milton Costa Filho, novo secretário executivo do IBP, na edição de março da TN Petróleo. Clique aqui.

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

Carga Horária

Local

Dias

SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE VAZÃO BASEADOS EM PLACA DE ORIFÍCIO PARA GÁS NATURAL

Rio de Janeiro, RJ

6a8

GLP - GÁS LIQUEFEITO DE PETRÓLEO

Rio de Janeiro, RJ

6a9

Curso

Fonte: IBP

DIMENSIONAMENTO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO (VSD) COM SIMULAÇÃO TEÓRICA PARA MANUTENÇÃO

Rio de Janeiro, RJ

6 a 10

TRANSPORTE MARÍTIMO DE PETRÓLEO, DERIVADOS E GASES

Rio de Janeiro, RJ

13 a 17

PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL 24

Rio de Janeiro, RJ

20 a 22

GARANTIA DE ESCOAMENTO PARA POÇOS DE ÓLEO E GÁS

Rio de Janeiro, RJ

20 a 24

BIOCOMBUSTÍVEIS: MERCADO, REGULAÇÃO, TECNOLOGIAS E INVESTIMENTOS

Rio de Janeiro, RJ

20 a 22

INFORMAÇÃO SOBRE BOMBAS

Recife, PE

20 a 24

eventos de maio

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

9º Fórum de Debates sobre Qualidade e Uso de Combustíveis Data de Início: 10/5/2013 Data de Fim: 10/5/2013 Local: CNC Site: http://www.ibp.org.br/forumcombustiveis Congresso Rio Automação 2013 Data de Início: 16/5/2013 Data de Fim: 17/5/2013 Local: Hotel Windsor Atlântica - Rio de Janeiro - RJ Site: http://www.ibp.org.br/rioautomacao

Abril 2013 Ano V – Número 4

AGENDA

Livros disponíveis para venda

....................... PROTEÇÃO CATÓDICA – 5.ED. – 2011

CONTRATOS DE PETRÓLEO: CONCESSÃO E PARTILHA: PROPOSTAS E LEIS PARA O PRÉ-SAL – 2011

Aldo Cordeiro Dutra; Laerce de Paula Nunes (autores)

Luiz Cezar P. Quintans (coordenador)

“Esta quinta edição é um marco muito significativo para os autores porque vem confirmando o interesse do público pela obra que, assim, vem cumprindo seu objetivo principal focalizado no ensino dos princípios básicos da corrosão e, no campo da proteção anticorrosiva, abordando em cheio a proteção catódica, seus princípios básicos e a tecnologia do seu uso.”

O livro nasceu do Fórum Contratos de Petróleo – Concessão versus partilha: novas propostas para o pré-sal. A obra registra um momento de mudança, com a alteração da Lei do Petróleo e a edição de três novas leis para regular o segmento. Trata-se de texto indispensável para quem quiser conhecer um pouco dos prós e contras que circundam o novo universo das novas leis para a

Vitória Oil & Gas

Data de Início: 1/12/2009

MATERIAIS: APLICAÇÕES DE ENGENHARIA, SELEÇÃO E INTEGRIDADE - 2012

GUIA DE INSPEÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E ALÍVIO – N.º 10 – 2011 Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis – IBP

Laerce de Paula Nunes (autor)

Descrição do equipamento; Causas específicas de deterioração e avarias; Planejamento, programação e preparativos para a inspeção; Procedimentos de inspeção; Manutenção e reparos; Registro de inspeção.

“Este livro se destina a profissionais que necessitem de conhecimentos básicos sobre os materiais, para compreenderem os aspectos relevantes das características, propriedades e resistência aos processos de deterioração que impactam a seleção dos mesmos.”

Data de Fim: 2/12/2009 Local: Hotel Radisson Vitória - ES

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FONTE DE DADOS - Os dados numéricos utilizados neste boletim têm como fonte a página na internet do Departamento de Energia do Governo dos Estados Unidos da América: www.eia.doe.gov. Foram considerados os petróleos de referência utilizados nos maiores mercados ocidentais, Estados Unidos e Europa, e os derivados de maior relevância em volumes negociados e desses derivados aqueles de qualidade mais próxima aos utilizados no Brasil, a gasolina regular (Conventional Regular Gasoline no Golfo Americano - USG e no Noroeste da Europa - ARA) e o diesel (No.2 Heating Oil - USG e Gasoil - ARA). 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 en-

ergia: 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. O IBP se exime de qualquer responsabilidade pelo uso ou interpretação que terceiros possam fazer das informações contidas nesse Monitor. Edição de conteúdo (parte internacional): Eraldo Porto e Luiz Guerra Edição de conteúdo (parte nacional): Wagner Freire Edição de conteúdo (estatísticas): IEPUC Arte: Gabriel Brasil Estagiário: Ricardo Capone Layout: Multimedia Design Studio