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

ISSN 2176-5464

Abril 2014 Ano VI – Número 4

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sumário

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O mercado internacional, por Luiz Guerra e Eraldo Porto.....02 Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis no Brasil...08 Expediente..........................................................24

Prezada leitora, prezado leitor, No último mês, o noticiário especializado foi bastante ocupado pelas investigações relativas à aquisição da refinaria Pasadena pela Petrobras. Para além desse debate sobre a pertinência da aquisição, que foi fartamente documentada pela mídia, acreditamos que a discussão mais oportuna é acerca do futuro do refino no Brasil. Como pode ser lido na página 2 deste Monitor IBP, encontramo-nos numa situação de impasse, haja vista que a capacidade instalada de nosso parque de refino é cada vez menos insuficiente para atender à crescente demanda. Isto resulta em importações cada vez maiores de gasolina e diesel, com importantes impactos sobre a balança comercial brasileira. Urge, portanto, que se invista pesadamente no setor. Neste contexto, vemos com bons olhos o Plano Estratégico Petrobras 2030, que prevê que a companhia poderá alcançar uma capacidade de refino de 3,9 milhões de barris/dia em 2030. Para que a situação do refino no Brasil se equacione, outro passo importante pode ser dado com a equiparação dos preços dos derivados com o mercado internacional, restaurando a economicidade do negócio. Enquanto isso, no contexto internacional, não há indícios de que a crise na Ucrânia esteja próxima de uma solução, haja vista que os quatro principais envolvidos - o governo ucraniano pró-ocidente, a Rússia, os Estados Unidos e a União Europeia, não se mostram verdadeiramente decididos a negociar. Contudo, o mais provável é que no médio prazo os interesses econômicos norteiem as decisões políticas, já que há uma dependência mútua entre os países europeus e a Rússia. Se, de um lado, os russos precisam das divisas europeias que obtém com as exportações de petróleo e gás natural, de outro há uma dependência do gás russo e este é um mercado do qual os europeus não podem se dar ao luxo de abdicar. 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 boa leitura!

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Abril 2014 Ano VI – Número 4

O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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Por princípio, a capacidade mundial de refino deve cobrir a necessidade global por derivados de petróleo todo o tempo. O processamento do petróleo bruto e de outras matérias primas é direcionado para atender à demanda por combustíveis e por frações que se destinam a outras indústrias, entre as quais se destaca a petroquímica. Como o histórico da demanda indica que ela se expande em harmonia com o crescimento econômico, é preciso – nos períodos de maior crescimento – construir novas refinarias ou ampliar as que existem. Quando o assunto é a capacidade nacional de refino, o Brasil vem enfrentando um quadro de dificuldades. Nos últimos anos, o País tem mantido uma política de estímulos à produção e venda de bens de consumo que impactam diretamente a demanda – como veículos e eletrodomésticos – e paralelamente tem convivido com atrasos de projetos de nova capacidade de refino. O resultado é um constante aumento na importação de derivados, principalmente os que são destinados ao transporte de carga e pessoas. Olhando o panorama mundial, vale recordar como evoluiu a capacidade global de refino nos últimos dez anos. O histórico apresenta dois períodos bem distintos: 1º) Período 2003/2008: o crescimento econômico foi positivo em praticamente todos os continentes, com destaque para a Ásia. A demanda mundial por combustíveis acelerou, mas não foi bem atendida pelo refino, o que se refletiu nos aumentos de preços. Recordes de preços foram batidos, começando pelos derivados e passando para o petróleo. Em 2008, a cotação do Brent atingiu os valores mais elevados da década. Novas refinarias começaram a ser erguidas e modernizaram-se o refino. A grande maioria dos novos projetos foi construída na Ásia e no Oriente Médio. 2º) Período 2009/2013: aconteceu a crise econômica, que teve origem nos Estados Unidos e se espalhou pelo mundo, com maior impacto em 2009. Resultou que houve uma queda geral de produção que se refletiu prontamente no consumo mundial. A lenta saída da crise, ainda incompleta em 2014, traz algumas mudanças: • Crescimento negativo ou muito baixo nos países desenvolvidos. • Taxas menores de crescimento da economia nos países emergentes e nos de baixo grau de desenvolvimento. Com essa redução de consumo em muitos países importantes, observa-se que a capacidade mundial de refino voltou a suplantar a demanda global a partir de 2009. Quanto às perspectivas para os próximos anos, os números mostram que a capacidade mundial de refino vai suplantar a demanda global com boa margem. Refinarias projetadas antes da crise vão sendo concluídas e muitas empresas ainda investem em melhorias das plantas existentes. Nestes casos, as exigências crescentes de qualidade são um dos fatores de estímulo.

As novas refinarias geralmente são competitivas porque contam com tecnologia moderna e grau de complexidade adequado. Assim, plantas ineficientes são fechadas (principalmente nos EUA, na Europa e no Japão). Vale lembrar que América do Norte, Europa Ocidental e Ásia concentram 70% do refino mundial. Em 2014, serão refinados no total cerca de 90 milhões de b/dia de petróleo. Mas, o atendimento das necessidades de suprimento da maioria dos países é realizado através da comercialização. Na bacia atlântica, por exemplo, são transacionados grandes volumes de derivados. Este é um bom exemplo de como um sistema de refino que opera com boas margens amplia suas operações e conquista novos mercados. A crescente demanda de gasolina e diesel para a América Latina tem sido atendida cada vez mais por derivados produzidos nos Estados Unidos. Enquanto que países latino-americanos não têm sido bem sucedidos em fazer com que suas capacidades de refino acompanhem o crescimento da demanda por produtos de petróleo resultante da expansão de suas economias, refinadores americanos da costa leste e do Golfo do México aumentam seus volumes exportados. Ver a evolução nos quadros seguintes: Exportações americanas de derivados para as Américas (em mil barris/dia) País 2009 2010 2011 2012 México 322 448 570 565 Canadá 179 192 305 349 Brasil 55 123 157 166 Chile 78 75 126 148 Panamá 66 86 102 126 Venezuela 26 20 32 85 Ilhas Virgens 3 7 8 15 Total (Américas) 1.059 1.394 1.781 1.979 Total (mundo) 1.980 2.311 2.939 3.137 Importações americanas de derivados originadas nas Américas (em mil barris/dia) País 2009 2010 2011 2012 Canadá 536 565 504 521 México 118 132 105 60 Venezuela 111 76 83 47 Brasil 13 17 21 37 Chile 3 2 2 2 Panamá 0 0 0 0 Ilhas Virgens 277 253 186 12 Total (Américas) 1.218 1.145 1.111 819 Total (mundo) 2.678 2.580 2.501 2.071 Fonte: U. S. Energy Information

Os números são claros: as exportações totais de derivados pelos Estados Unidos aumentaram 50% entre 2009 e 2012 e as importações caíram 23%. Porém, no mesmo período, o volume importado pelos países latino-americanos praticamente dobrou, passando de 1.059 mil para 1.979 mil barris/dia.

No sentido inverso, menores volumes têm sido importados pelos Estados Unidos, com uma participação decrescente dos países latino-americanos.

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O MERCADO INTERNACIONAL Mercado de petróleos

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As médias semanais dos preços spot dos petróleos WTI e Brent da última semana do mês de março de 2014 foram, respectivamente, US$ 100,66/b e US$ 106,54/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte:

De acordo com o CEO da BP, nos Estados Unidos, a Shell “falhou miseravelmente” na tentativa de gerar lucros nos negócios de xisto nos Estados Unidos e, a BP “não quer cometer os mesmos erros”.

Cotações em março de 2014 (em US$/barril)

Ainda de acordo com a BP, o estabelecimento da unidade de negócios independente permitirá “maior velocidade das inovações e um melhor gerenciamento dos riscos”.

Médias semanais

WTI

Brent

1a semana (3 – 7 fevereiro)

103,07

109,14

2a semana (10 – 14 fevereiro)

99,55

108,01

3a semana (17 – 21 fevereiro)

99,77

106,53

4a semana (24 – 28 fevereiro)

100,66

106,54

Média mensal de fevereiro 2014 (*)

100,82

108,90

Média mensal de março 2014 (*)

100,76

107,56

(*) 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 enorme sucesso na produção de óleo não convencional (shale oil, shale gas e tight oil) nos Estados Unidos tem sido proporcionado por pequenas empresas exploradoras de petróleo independentes que desenvolveram as técnicas de faturamento hidráulico e perfuração horizontal muito mais rapidamente que as grandes empresas integradas de petróleo, conhecidas como majors. Ciente das dificuldades, a BP concluiu que os negócios envolvendo, de forma conjunta, exploração e produção de petróleo não convencional nos Estados Unidos não conseguiram se mostrar competitivos e, por isto, entendeu que será melhor desenvolvê-los como unidades de negócios autônomas. Assim, estas unidades poderão “competir mais efetivamente com as empresas independentes”. Este plano da BP visa a contornar os mesmos problemas já encontrados pela ExxonMobil e pela Royal Dutch Shell, que vêm enfrentando enormes dificuldades para tornar rentáveis as atividades envolvendo os negócios com o gás de folhelho (shale gas) nos Estados Unidos. Todas elas foram seriamente atingidas pela tendência na redução dos preços do gás natural. Devido ao sucesso das novas técnicas, surgiu uma oferta muito grande de gás, o que tem pressionado para baixo os preços. Em 2013, a Shell foi obrigada a assumir uma baixa contábil de mais de dois bilhões de dólares de seus ativos nos Estados Unidos, e, por isso, a área de upstream da empresa apresentou resultado negativo em seu balanço. Por isso, a Shell colocou a venda grande parte de seus ativos relacionados à atividade de exploração e produção de óleo e gás não convencionais.

O empreendimento partirá de uma base de pesquisa e exploração de óleo numa região de 2,2 milhões de hectares que pode conter até 7,6 bilhões de barris (Financial Times, 05/03/2014). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1. Na Líbia, a situação continua tensa na luta pela divisão das receitas petrolíferas. Desde o fim do ano passado, os rebeldes da região de Ajdabiya, cidade natal do líder Ibrahim Jathran, já conseguiram tomar pelo menos três importantes terminais petrolíferos, como forma de melhorar a “posição negociadora” e, com isso, aumentar a participação nas receitas da “riqueza petrolífera extraída da região”. Nas últimas semanas a luta armada tem se intensificado e puderam-se ouvir, durante longo tempo, explosões e respostas de baterias antiaéreas. De acordo com fontes líbias, “a luta pelo controle dos recursos petrolíferos é um dos maiores desafios do “fraco” governo central, que após três anos da queda de Khadafi, ainda não conseguiu estabilizar o país”. A situação está longe de ser resolvida, pois Jathran já estabeleceu, unilateralmente, o governo da Cyrenaica, na região nordeste da Líbia, exigindo mais autonomia e uma maior parcela das receitas petrolíferas de petróleo (Reuters, 22/03/2014). 2. Os estoques de petróleo armazenados na localidade de Cushing, no estado de Oklahoma, um dos principais pontos de estocagem de petróleo nos Estados Unidos, e também a posição prevista para a entrega nos contratos do petróleo leve, West Texas Intermediate – WTI, negociado no mercado futuro nos Estados Unidos – na New York Mercantile Exchange (Nymex) - caíram cerca de 12 milhões de barris (29%) nas última sete semanas. Em meados de março, o volume de WTI armazenado em Cushing atingiu 30 milhões de barris, mais baixo em 19 milhões de barris do que o volume de um ano atrás e também o menor volume desde o início do ano de 2012. Os principais motivos desta queda acentuada foram: a) A entrada em operação do oleoduto TransCanada Cushing Marketlink, que transporta o petróleo de Cushing para o Golfo - USGulf Coast. b) O aumento do refino nos Estados Unidos, especialmente na região Central (MidWest) e no Golfo, regiões que

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O MERCADO INTERNACIONAL recebem petróleo de Cushing.

mesmos terroristas teriam explodido outros artefatos, desde a primeira ocorrência em dois de março.

c) A melhoria na infraestrutura e o aumento do transporte ferroviário de petróleo, o que permite suprir as refinarias da Costa Leste e da Costa Oeste sem passar pela região bastante congestionada de Cushing (EIA/DOE TWIP 03/2014).

Ainda segundo as mesmas fontes, os responsáveis pelas explosões seriam os membros do Islamic State in Iraq and the Levant (ISIL), grupo sunita ligado à Al Qaeda que atua na Síria, e também nas fronteiras do Iraque contra o governo local, que é shiita.

3. No mês de março, o preço spot do petróleo Brent teve o valor médio na casa de US$110,00/b pelo nono mês consecutivo, enquanto o preço do petróleo West Texas Intermediate se manteve em torno dos US$100,00/b.

Apesar do ministro do petróleo iraquiano ter prometido que as exportações através do duto Kirkuk-Ceyhan, que transportam cerca de 20% do total do país, deverão estar normalizadas num curto espaço de tempo, os representantes da empresa responsável pelos reparos indicam uma enorme dificuldade para o trabalho no local, que, por isso, “poderá levar muito tempo” (Reuters, 10/04/2014).

Como já foi dito em uma notícia anterior, houve um desengargalamento da infraestrutura em Cushing, local de importantes estoques de petróleo WTI, o que permitiu uma maior eficácia no seu deslocamento, fazendo seu preço se aproximar do preço do óleo Brent. Assim, o diferencial de preços spot entre o Brent e o WTI, que no período de novembro 2013 até janeiro de 2014 foi de cerca de US$13,00/b, caiu para a faixa dos US$7,00/b a US$10,00/b em março. A EIA/DOE estima que o diferencial médio entre o WTI e o Brent seja de US$9,00/b, em 2014 e US$11,00/b (EIA/ DEOE, 03/2013). 4. Os grupos armados que fizeram explodir bombas no noroeste do Iraque, interrompendo o transporte de petróleo produzido na região de Kirkuk por mais de quarenta dias, estão impedindo o acesso ao local das equipes enviadas para o reparo. Segundo fontes oficiais do governo, o oleoduto KirkukCeyhan foi danificado, por “terroristas islâmicos” numa região desértica conhecida como Ain al–Jahash e que estes

Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60 abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

nov/13

dez/13

jan/14

fev/14

mar/14

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

WTI

85,1

93,54

102,23

89,72

94,01

102,88

93,42

92,18

87,94

94,34

94,10

105,95

Brent

86,46

104,96

117,36

113,34

109,4

118,49

108,42

109,61

110,09

112,49

102,58

110,41

Abril 2014 Ano VI – Número 4

O MERCADO INTERNACIONAL Mercado de Derivados

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Segundo informações do órgão oficial do governo brasileiro – CONAB, a produção brasileira de etanol da safra que se iniciou em abril, deverá crescer 1,47%, atingindo o maior volume de todos os tempos: 28,37 bilhões de litros. Ainda de acordo com a mesma fonte, a produção será reforçada por um aumento estimado de 2% na colheita da cana de açúcar, que deverá atingir 671,69 milhões de toneladas. O Brasil é o segundo maior produtor de biocombustíveis, ficando atrás apenas dos Estados Unidos. A produção brasileira de etanol nos estados do norte e nordeste brasileiro deverá apresentar maior crescimento, em relação aos volumes do ano passado, adicionando 4,53% ao volume de 2,05 bilhões de litros produzidos em 2013.

160 mil b/d são de petróleos pesados. O processamento atual de petróleo pesado é mais que o dobro do que a refinaria era capaz de processar antes das obras. O plano da BP é processar até 280 mil b/d de petróleos pesados nos próximos dois meses. As obras de modernização da refinaria terminaram no fim do ano passado, tendo sido adicionada uma unidade de coque de 102 mil b/d, para permitir o processamento de óleos canadenses bem mais pesados. No projeto há a previsão de aumentar a capacidade de processamento de óleos pesados para até 80%, quatro vezes mais que os 20% que processava antes do revamp (AGM 07/03/2014).

Já nas regiões sul e centro-oeste a expansão deverá ser de 1,24% sendo produzidos, na safra atual, 26,32 bilhões de litros.

3. Na Índia, a refinadora privada Reliance informa que fechará para manutenção, por 25 dias, uma grande unidade de sua refinaria de Jamnagar, situada na região oeste do país.

O valor projetado para a produção de etanol hidratado, combustível utilizado em mais da metade da frota brasileira de carros flex, é de 26,32 bilhões de litros, ou seja, uma redução de 3,83% em relação à última safra.

A manutenção deverá ocorrer em uma das duas unidades de processa 330 mil b/d na planta de Jamnagar, que refina no total, 660 mil b/d, quase que totalmente colocados no mercado interno.

Por outro lado, a produção de etanol anidro, que é misturado à gasolina convencional para melhorar a octanagem da gasolina – octane booster - deverá ter um aumento de 8,71% em volume, chegando a 12,85 bilhões de litros.

Também na Índia, a IOC deverá dar partida, em junho, de uma nova refinaria (Paradip), com capacidade nominal de 300 mil b/d, com dois anos de atraso. A refinaria só deverá atingir completamente a capacidade de projeto em um ano.

Aproximadamente 53,91% de toda a cana de açúcar colhida deverão ser transformadas em biocombustível de alta octanagem, o etanol. Deste total, 91,75% deverão ser de lavouras do centro-sul do país, sendo que apenas o Estado de São Paulo participa com 48% desta parcela (Platts London, 10/04/2014). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis: 1. As reservas provadas de gás natural dos Estados Unidos - gás úmido, valor que inclui os líquidos presentes quando se extrai o gás natural - caiu 7,5% em 2012, chegando a 323 trilhões de pés cúbicos (Tcf). Em 2012, o preço médio do gás natural foi 32% menor que o valor de 2011. Apesar disto, o preço spot no Henry Hub, local tomado como referência de preços para gás natural largamente utilizado, nunca esteve abaixo do limite de US$2,00/milhão de BTUs, no período de dezembro de 2001 até abril de 2012. Por outro lado, a produção e venda de gás natural aumentou, em 2012, 5% em relação a 2011, passando de 65,9 bilhões de pés cúbicos por dia para 69,1 bilhões de pés cúbicos por dia (EIA/DOE, 03/2013). 2. A BP recolocou para funcionar sua refinaria, recentemente modernizada, de Whiting nas proximidades de Chicago. A refinaria, agora, tem capacidade para processar 410 mil b/d, mas está processando cerca de 350 mil b/d, dos quais

Paradip deverá aumentar a capacidade global de processamento de petróleo da IOC para 1,6 milhões de b/d. A nova refinaria tem uma unidade de coque com capacidade de 80 mil b/d, o que lhe dá flexibilidade para receber óleos mais pesados, que são mais baratos (AGM 14/03/2014). 4. A refinadora japonesa Idemitsu não reabrirá sua refinaria de petróleo de Tokuyama que tinha capacidade de processamento de 120 mil b/d de petróleo. A refinaria foi forçada a paralisar suas atividades devido a um terremoto e, então, a empresa resolveu aproveitar o evento para encerrar definitivamente as atividades da refinaria, cumprindo com a lei japonesa sobre refino de petróleo. Por outro lado, a Idemitsu retomou as atividades de uma planta de craqueamento de etileno que fornece 625 mil toneladas por ano de produtos petroquímicos, localizada no mesmo terreno e que deverá continuar funcionando (AGM 28/03/2014).

Abril 2014 Ano VI – Número 4

O MERCADO INTERNACIONAL Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140

US$/b

130 120 110 100 90 80 70 abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

nov/13

dez/13

jan/14

fev/14

mar/14

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

Gasolina Reg.USG

90,94

108,64

125,29

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

118,89

113,13

116,63

Nr.2 Diesel LS USG

98,31

118,65

129,46

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

129,51

120,16

126,62

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo, na primeira semana de março, foi de 370,0 milhões de barris e de 380,1 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 388,6 milhões de barris. Os estoques da última semana de março foram, em volume, 2,2 % inferiores aos níveis da mesma semana de 2013 e eram suficientes para 25,2 dias de consumo, contra 25,0 dias de um ano atrás.

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passado, os estoques de destilados eram de 113,0 milhões de barris ou 38,2 dias de consumo; portanto, em volume, o estoque no final de março estava 0,03 % abaixo do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 215,6 milhões de barris, 24,5 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 25,9 dias de consumo.

Os estoques de destilados começaram o mês de março com 113,9 milhões de barris e encerraram com 112,9 milhões de barris ou 29,9 dias de consumo. Os estoques no fim do mês se encontravam, em volume, muito ligeiramente abaixo dos estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano Estoques nos Estados Unidos 450

milhões de barris

400 350 300 250 200 150 100 50 0

Petróleos sem SPR Gasolinas Destilados

abr/13 abr-13 396 221 119

mai/13 mai-13 392 222 118

jun/13 jun-13 376 225 122

jul/13 jul-13 367 223 122

ago/13 ago-13 363 217 126

set/13 set-13 371 219 129

out/13 out-13 384 214 129

nov/13 nov-13 377 217 117

dez/13 dez-13 358 228 121

jan/14 jan-14 355 233 127

fev/14 fev-14 362 232 120

mar/14 mar-14 377 220 113

Abril 2014 Ano VI – Número 4

O MERCADO INTERNACIONAL Demanda e Oferta de Petróleo

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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 90,01 90,19

90,21

91,92

92,24

91,15

1,27

Oferta Não-OPEP

52,30

52,45

52,84 54,18 55,23

54,99

55,47

56,51

55,55

2,53

4,98

5,37

5,57

5,80

5,95

2,59

57,28

57,82

58,41 59,98 61,18

60,94

61,42

62,46

61,50

2,53

Diferença (a) - (b)

29,66

30,22

30,55 30,03 29,01

29,27

30,5

29,78

29,65

-1,27

Produção de Petróleo OPEP (1)(2)(3)

29,23

29,79

31,13 30,21 29,89

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

-0,429 -0,432 0,582

0,18

0,88

(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: Jan14=29,855 milhões de b/d; Fev14=30,236 milhões de b/d; Mar14=29,610 milhões de b/d. (5) nd = não disponível

A publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR de março apresenta projeção para demanda mundial por petróleo em 2014 no valor de 91,15 milhões de b/d. No ano de 2013, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,03 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 30,21 milhões de b/d, ou seja, cerca de 180 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/ consumidores, de cerca de 70 milhões de barris no ano. Para 2014, a projeção para a oferta mundial de petróleo não OPEP é de 61,50 milhões de b/d, um aumento de 1,52

Contagem de sondas

milhões de b/d em relação à de 2013, aproximadamente 2,5 %. Assim, a necessidade de óleo produzido pelos países membros da OPEP deverá ser da ordem de 29,65 milhões de b/d. No primeiro trimestre de 2014, a OPEP já produziu 29,89 milhões de b/d, um excedente de 880 mil b/d em relação ao que se dependia da OPEP, que eram 29,01 milhões de b/d.

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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:

Contagem do número de sondas 4000 3500 3000

Ano 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007

Número de sondas operando no mundo 3.412 3.518 3.466 2.985 2.304 3.336 3.116

No mês de março, diminuiu em 139 o número de sondas operando no mundo, passou de 3736 em fevereiro para 3597. O destaque negativo foi o Canadá que apresentou uma redução substancial, passou de 626 para 449, uma diminuição de 177 sondas. Na África, também, houve uma redução de 22 sondas operando.

2500 2000 1500 1000 500 0 África

Europa

Ásia 2010

Oriente Médio 2011

2012

Canadá

América Latina

2013

abr/14

EUA

Total Mundo

No mês de março, aumentou em 6 o número de sondas operando em toda a América Latina, em média, 406 sondas. No Oriente Médio foram mais cinco, passando para 401 sondas. Acréscimo maior ocorreu nos Estados Unidos, onde operaram 1803 sondas, um acréscimo de 34 em relação ao mês anterior.

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Reservas

.......................................... Reservas e indicadores

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Reservas Brasil (B boe)

13,7

14,37

14,92

15,09

15,2

16,91

16,92

17,26

11,77

12,18

12,62

12,8

12,88

14,25

14,29

14,52

Petróleo Gás Natural

1,93

2,19

2,3

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

11,36

11,67

11,8

11,97

12,07

12,91

13,22

13,28

Gás Natural

1,88

2,08

2,12

2,11

2,37

2,49

2,44

Reservas Petrobras (B boe)

Reservas demais empresas (B boe)*

0,47

0,62

1,0

1,01

1,63

1,21

1,54

Petróleo

0,41

0,51

0,82

0,83

0,81

1,34

1,07

1,24

Gás Natural

0,06

0,11

0,18

0,17

0,2

0,29

0,14

0,3

0,7

0,74

0,75

0,77

0,84

0,89

0,92

0,93

Petróleo

0,62

0,66

0,67

0,69

0,74

0,78

0,8

0,78

Gás Natural

0,08

0,1

0,11

0,12

0,15

19,6

19,4

19,9

19,6

18,1

19,0

18,4

18,6

Petróleo

19,0

18,4

18,8

18,5

17,4

18,3

17,9

18,6

Gás Natural

24,1

27,4

28,7

28,6

23,1

24,2

22,7

18,3

Produção Brasil (B boe)

R/P Petróleo e Gás (anos)

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

0,9 0,8

0,7 25 0,6 20

0,5 0,4

0,3 10 0,2 5

0,1

0 2005

2006 Petróleo

2007

2008 Gás Natural

2009

2010 Petróleo

2011 Gás Natural

2012

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Exploração

I. Declarações de comercialidade (Março/2014) Bloco

Operadora

Campo

Bacia

Data

Não houve declaração de comercialidade divulgada pela ANP no mês de março TUPI_SUL

Petrobras

SUL DE LULA

Santos

19/12/2013

FRANCO

Petrobras

Búzios

Santos

19/12/2013

BM-S-9

Petrobras

LAPA

Santos

19/12/2013

Statoil

PITANGOLA

Campos

06/12/2013

C-M-529 Fonte: ANP

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

Petrobras

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Campos

Santos

Potiguar

Recôncavo

Shell

Campos

Statoil

Campos

Total Fonte: ANP

TERRA Nº de Poços Concluídos Operador

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Partex

Potiguar

Alagoas

Espírito Santo

Petrobras

Potiguar

Recôncavo

Sergipe

UTC

Potiguar

Vipetro

Espírito Santo

Total Fonte: ANP

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução de poços concluídos por classificação MAR Evolução de Poços Concluídos 2013

Poços

2014

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 2013

Poços

2014

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 do Número de Poços Concluídos por Bacia Evolução do Número de Poços Concluídos 2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Mar

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Bacia

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

Total

Fonte: ANP

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Evolução do número de poços concluídos por bacia 70 60 50 40 30 20 10 0 Média 2010Média 2011Média 2012Média 2013Média 2014

jan/14

fev/14

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

mar/14

V. Sondas por empresa operadora (Março/2014) Nome Operador

Terra

Mar

Total de Sondas

Parnaíba Gás

Partex

Petrobras

Queiroz Galvão

Repsol Sinopec

Shell

Statoil

Total

UTC

Vipetro

Total Fonte: ANP

Produção

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

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

2014

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Offshore

1.875

1.836

1.673

1.743

1.817

1.926

1.804

1.839

1.921

1.908

1.910

1.939

1.886

Onshore

181

184

183

176

174

175

176

174

175

173

170

Total

2.056

2.020

1.856

1.926

1.994

2.103

1.978

2.014

2.097

2.082

2.084

2.112

2.055

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

Onshore

1.000

Offshore

500 0 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14

Abril 2014 Ano VI – Número 4

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

Petrobras 1.916.233 1.930.763 Statoil 0 22.037 BG 4.395 12.253 Sinochem 0 3.958 Shell 53.410 45.366 Petrogal 1.735 3.667 Repsol Sinopec 9.138 8.724 Chevron 25.729 36.961 ONGC 11.155 8.787 BC-10 HRT Maersk/SK 7.737 6.259 Frade Japão 9.107 13.077 El Paso 1.313 1.297 652 664 Petrosynergy Gran Tierra 0 104 Nova Petróleo 125 131 Queiroz Galvão 290 184 Sonangol 183 272 Recôncavo E&P 143 162 Partex 72 167 Petro Vista OGX/Parnaíba 0 0 UP Petróleo 5 8 UTC 13 69 Brasoil 64 41 Panoro 64 41 Petra 0 0 202 376 Alvopetro Potióleo 5 46 Santana 0 0 Aurizônia 25 23 Cheim 39 22 EPG TDC 32 153 Central 0 2 Severo Villares 44 37 Phoenix 3 4 Silver Marlin 5 23 Egesa 8 7 Ral 5 0 BP 0 5.798 Genesis 2000 3 3 Quantra 1 ERG Panergy 0 ArClima Vipetro 2 7 BrazAlta 114 88 Allpetro 0 Odebrecht 6 7 Nord 5 2 Mercury 4 2 Koch 14 12 Orteng 0 Delp 0 Logos 0 Devon 11.694 TOTAL 2.053.772 2.101.606 Fonte: ANP Nota: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.

1.889.150 36.801 21.564 24.534 35.119 8.606 6.630 6.421 6.515 4.803 2.266 1.183 575 321 196 292 204 152 161 8.682 50 40 65 65 0 93 17 24 22 12 6 16 26 10 10 7 1 7.204 2 0 0 0 1 3 0 1 0 0 2.061.846

1.839.638 43.093 35.532 28.729 21.473 10.948 12.432 6.206 4.612 1.290 1.058 4.635 2.062 807 590 827 212 272 298 146 148 34 5.186 112 51 60 60 24 35 23 54 28 14 10 16 18 18 13 18 5 0 5.894 1 0 0 0 0 2.012.402

2013 Dez 1.869.411 49.986 47.118 33.324 21.626 15.507 12.396 12.118 10.974 9.348 6.980 4.654 3.311 772 577 775 269 292 249 154 143 106 11.411 85 75 65 65 43 44 38 59 37 33 26 21 16 21 17 14 6 0 2.112.168

2014 Jan 1.835.578 30.799 47.012 20.533 23.655 15.468 12.223 15.095 12.757 10.867 6.980 4.654 3.633 757 577 822 273 237 248 206 138 100 12.190 80 80 53 53 43 36 46 88 33 25 20 8 26 17 12 5 2.055.425

Abril 2014 Ano VI – Número 4

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 Petrobras

Média 2011

Statoil

Sinochem

Média 2012 Shell

Média 2013

Petrogal

Repsol Sinopec

jan/14 Chevron

ONGC

Outras

III. Evolução da Produção de Petróleo por Bacia Produção Janeiro 2014 (Mil bbl/dia) Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2014

Campos

1.756

1.778

1.708

1.614

1.560

Santos

126

187

272

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

2.055

2.105

2.061

2.024

2.053

Bacia

Total

Jan

Fonte: ANP *Nota: Inclui condensado.

2.500

Evolução da produção por bacia em mil bbl/dia

2.000

1.500

1.000

500

0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/14

Campos

Santos

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS IV. Evolução da Produção de petróleo do pré-sal e evolução dos poços em produção (M boe/d) 500 450 400 350 SAPINHOÁ

300

BALEIA AZUL

250 200

LULA

150 100 50

POÇOS DE DIVERSOS OUTROS CAMPOS

J F M A M J

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

2011 LULA

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

2012

2013

NÚMEROS DE POÇOS EM PRODUÇÃO 2

J A S O N D J F

2014 5

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

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

I. Evolução do Volume de Petróleo e Derivados Processados Petróleo e Derivados Processados (boe/dia) Petróleo / Derivado

Janeiro

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Petróleo

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.055.343

2.040.581

Derivados - TOTAL

1.841.116

1.896.160

2.022.493

2.134.965

2.065.532

47.687

42.470

48.103

45.724

41.940

Asfalto

2014

Coque

52.679

64.730

76.515

82.897

76.002

Gasolina A

370.603

405.106

450.784

493.077

471.848

Gasolina de Aviação GLP

1.553

991

1.334

1.614

2.553

131.891

136.351

142.988

136.931

126.330

Lubrificante

10.394

10.383

10.448

11.877

11.308

Nafta

126.757

109.370

110.675

92.262

100.623

Óleo Combustível

239.445

227.613

237.524

254.372

268.203

Óleo Diesel

713.924

732.938

781.999

853.679

795.036

Parafina

1.623

1.728

2.121

2.113

2.368

Querosene de Aviação

80.381

92.972

93.192

95.715

104.147

Querosene Iluminante Solvente Outros Energéticos Outros Não Energéticos Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

439

415

410

265

280

8.697

6.365

4.907

7.739

6.947

4.521

7.463

6.639

4.055

5.935

50.523

57.265

54.853

52.645

52.013

II. Evolução do Volume de Óleo Refinado por Refinaria Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Janeiro

Riograndense (RS)

14.146

15.121

16.058

15.706

12.721

Pólo Guamaré (RN)

32.749

34.280

36.456

37.272

36.857

Refap (RS)

Refinaria

2014

150.295

150.026

156.858

198.513

195.122

Lubnor (CE)

7.945

6.971

7.847

8.412

8.915

Manguinhos (RJ)

4.210

10.062

10.451

277

1.021

Reduc (RJ)

221.986

217.471

227.317

243.720

279.872

Regap (MG)

147.304

133.548

148.203

149.602

154.898

Reman (AM)

42.153

42.795

37.914

38.895

42.248

Repar (PR)

171.512

194.448

199.379

195.089

202.287

RLAM (BA)

263.185

239.096

241.537

280.192

317.045

464

1.070

1.572

1.233

1.488

160.529

151.751

156.724

175.769

174.933

36.493

42.937

53.267

53.456

52.742

322.252

379.309

395.434

426.329

293.321

242.720

241.965

246.914

230.815

267.042

8.583

5.220

789

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.055.343

2.040.581

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

Replan (SP) Revap (SP) Univen (SP) TOTAL Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Importações e Exportações

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

Petróleo (bep/dia) Imp

Exp

Derivados (bep/dia)

Saldo

Imp

Exp

Saldo

GN (bep/dia) Imp

Saldo

Total (bep/dia) Imp

Exp

Saldo

914.568

-76.940

2010 (média)

336.142

664.728 328.586 435.860

249.840 -186.020 219.506 -219.506 991.508

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 -226.547 966.816

2013 (média)

400.319

401.096

777

485.479

258.554 -226.925 286.794 -286.794 1.172.593 659.650 -512.942

2014 (média)

400.901

376.078

-24.823

544.961

267.812 -277.149 243.624 -243.624 1.189.486 643.891 -545.596

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

fev/14 Fonte: ANP

485.434

346.988 -138.446 557.525

303.816 -253.708 244.204 -244.204 1.287.162 650.804 -636.358

Importações e exportações em boe/dia

848.756 -118.060

Total

1.200.000

1.000.000

800.000

Petróleo Derivados 600.000

Gás Natural 400.000

200.000

0 2010 (média) 2011 (média) 2012 (média) 2013 (média) 2014 (média) fev/14

-200.000

-400.000

-600.000

2010 (média) 2011 (média) 2012 (média) 2013 (média) 2014 (média) fev/14

Abril 2014 Ano VI – Número 4

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

Estados Unidos

321

493

465

290

271

392

149

China

338

449

403

336

128

192

Chile

153

105

Demais Países

595

765

735

341

503

422

583

1.346

1.860

1.692

1.061

954

1.111

796

País

Total

Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior Exportações por país (Milhões US$ F.O.B.) 2000 1500 1000 500 0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Estados Unidos

Média 2014

China

Chile

jan/14

fev/14

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

Nigéria

467

679

630

747

714

662

765

Arábia Saudita

158

224

241

343

232

454

Argélia

117

Iraque

183

Guiné Equatorial

101

201

Estados Unidos

Demais Países

110

117

106

841

1.173

1.117

1.360

1.352

1.087

1.616

País

Total

Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior Importações por país (Milhões US$ F.O.B.) 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Média 2010 Nigéria

Média 2011

Média 2012

Arábia Saudita

Argélia

Média 2013 Iraque

Média 2014

Guiné Equatorial

jan/14 Estados Unidos

fev/14

Demais Países

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Arrecadações e tributos

I. Participações Especiais (4º Trimestre/2013) Participações Especiais Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$)

Beneficiário

Média Trimestral 2010

Média Trimestral 2011

Média Trimestral 2012

Média Trimestral 2013

1º Trimestre 2013

2º Trimestre 2013

3º Trimestre 2013

4º Trimestre 2013

MMA MME FUNDO SOCIAL

291.750 1.167.001 0

316.228 1.264.911 0

UNIÃO 388.497 1.551.398 42.002

257.729 1.030.918 112.795 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 3.338.590

393.274 1.573.096 90.482

330.272 1.321.087 189.489

307.372 1.229.488 171.208

0 0 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

17.354 2.294 202.067 1.443.005 5.029 3.164 0

16.846 2.888 206.440 1.238.774 4.990 2.740 0

15.317 1.002 196.253 1.140.584 4.831 2.518 5.949

17.646 2.790 220.908 1.417.798 6.392 2.948 18.349

AM BA ES RJ RN SE SP TOTAL GERAL Fonte: ANP

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

4.338 573 50.517 360.751 1.257 791 0 4.147.992

4.211 722 51.610 309.694 1.248 685 0 3.681.697

3.829 251 49.063 285.146 1.208 630 1.487 3.416.135

4.412 697 55.227 354.449 1.598 737 4.587 2.108.537

Participações Especiais

II. Royalties Royalties (R$) Beneficiários

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Março 2014

Estados

275.404.553

319.973.601

408.065.749

402.761.808

459.731.026

468.728.015

Municípios

317.515.455

370.057.700

471.720.697

465.229.093

530.552.745

537.706.744

Fundo Especial Comando da Marinha MCT

74.342.158

86.131.635

109.668.657

107.819.280

123.413.846

125.705.431

148.684.317

172.263.270

200.496.454

195.771.340

200.816.786

202.528.509

115.295.999

133.902.931

151.394.993

146.058.290

142.097.203

143.279.437

37.812.007

40.307.033

95.807.819

101.159.569

10.956

19.771

59.314

931.242.483

1.082.329.137

1.379.158.557

1.349.269.630

1.552.439.196

1.614.128.614

FUNDO SOCIAL EDUCAÇÃO E SAÚDE Total Fonte: ANP

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Royalties 1.800.000.000 1.600.000.000 1.400.000.000

Educação e Saúde

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

200.000.000

Estados

0 Média 2010

Gás Natural

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

mar/14

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

I. Preços do Gás Natural (Dezembro/2013) Preços do Gás Natural (Dezembro 2013) Preço Petrobras para Distribuidoras - Preço US$/MMBTU (Preços isentos de tributos e encargos) Região Nordeste (Importado)

Média Média jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 2012 2013 -

Nordeste (Nacional)

12,82 12,72 13,26 13,63 13,56 13,43 13,48 12,63 12,18 11,61 11,97 12,42 12,37 12,10

Sudeste (Importado)

10,05 10,11 10,20 10,20 10,20 10,23 10,23 10,23 10,01 10,01 10,01 10,00 10,00 10,00

Sudeste (Nacional)

12,36 12,44 12,99 13,36 13,29 13,17 13,17 12,33 11,87 11,37 11,73 12,22 12,08 11,78

Sul (Importado)

9,65

Sul (Nacional)

10,13 10,22 10,23 10,23 10,26 10,26 10,26 10,02 10,02 10,02 10,01 10,01 10,01 -

Centro Oeste (Importado) 11,40 11,40 11,51 11,51 11,51 11,55 11,55 11,55 11,29 11,29 11,29 11,27 11,27 11,27 Centro Oeste (Nacional) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Janeiro 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 (Dezembro/2013) Preços do Petróleo e Gás Natural (Dezembro 2013) Preços Internacionais (US$/MMBtu)

Média Média jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 2012 2013

Gás russo na fronteira da Alemanha

11,56 11,19 11,39 11,36 11,36 11,64 11,41 11,32 10,98 10,97 10,96 10,93 10,96 10,99

NBP *

8,91

10,48 10,60 10,24 10,29 10,33

9,81

9,88

9,94

10,09 10,50 11,05 11,35 11,72

Henry Hub

2,72

3,73

4,04

3,83

3,62

3,42

Petróleo Brent

19,83 19,39 20,12 20,75 19,46 18,33 18,36 18,37 19,19 19,82 19,88 19,43 19,20 19,73

Petróleo WTI

16,77 17,45 16,86 16,98 16,59 16,39 16,88 17,07 18,63 18,99 18,94 17,91 16,72 17,38

Petróleo Brent (US$/Bbl)

111,31 108,81 112,93 116,46 109,24 102,88 103,03 103,11 107,72 111,24 111,60 109,08 107,77 110,71

3,33

3,81

4,17

3,62

3,68

3,64

4,23

Petróleo WTI (US$/Bbl) 94,12 97,92 94,65 95,30 93,12 92,02 94,72 95,79 104,55 106,61 106,29 100,54 93,87 97,55 Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Janeiro de 2014 * Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Balanço do Gás Natural (Dezembro/2013) Balanço do Gás Natural no Brasil (boe/dia) Ano PRODUÇÃO NACIONAL Reinjeção Queima e Perda Consumo nas Unidades de E&P Consumo nas Unidades de Transporte e Armazenamento / Ajustes Absorção em UPGNs (GLP, C5+) Oferta de Gás Nacional ao Mercado Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Janeiro de 2014 IMPORTAÇÃO Bolívia Argentina Gás Natural Liquefeito - GNL Consumo em Transporte na Importação Oferta de Gás Importado ao Mercado Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Janeiro de 2014 OFERTA TOTAL AO MERCADO Vendas nas Distribuidoras de Gás Natural Consumo Instalações Industriais Produtor (Refinarias/ FAFENS) Consumo Termoelétrico Direto do Produtor (Fafen/ Termobahia/ Canoas/ Termoceará/ TermoaçúTermoaçú/ Euzébio Rocha) Participação do Gás Nacional na Oferta Total ao Mercado Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Janeiro de 2014 CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR Industrial Automotivo Residencial Comercial Geração de Energia Elétrica Co-geração Outros (Inclui GNC)

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013

395.252 78.811 41.764 61.137

414.687 69.628 30.254 63.842

443.935 60.885 24.845 66.483

485.510 66.924 22.455 68.244

513.123 84.912 27.235 69.440

14.781

16.605

19.750

26.732

18.303

22.392

21.574

22.140

22.392

23.335

176.366

212.784

249.894

278.827

289.834

217.313

179.260

226.685

292.287

251.970

169.259 0 48.054 5.598 211.715

168.944 0 10.315 5.850 173.410

173.221 0 53.463 5.850 220.835

199.701 1.006 91.580 7.359 284.991

201.085 0 50.885 8.303 243.667

388.081 312.792

386.194 299.835

470.729 359.274

563.756 420.725

533.502 375.753

57.363

70.949

79.818

78.497

87.806

17.863

15.473

31.638

64.533

69.943

45,4%

55,1%

53,9%

49,5%

54,3%

388.018 222.722 34.594 4.969 3.963 99.190 18.240 4.277

386.194 256.939 33.965 5.472 4.277 65.540 18.932 1.069

470.729 263.040 33.462 5.787 4.529 144.854 18.366 692

563.756 259.580 32.267 6.290 4.717 244.737 15.473 629

533.502 257.694 33.588 5.975 5.032 215.992 14.655 566

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Janeiro de 2014

Balanço do gás natural em boe/dia

600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

dez/13

Industrial

Automotivo

Residencial

Comercial

Geração de Energia Elétrica

Co-geração

Oferta de Gás Nacional ao Mercado

Oferta de Gás Importado ao Mercado

Oferta total ao mercado

Dez

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS IV. Evolução da Produção de Gás Natural por Concessionário Evolução da Produção de Gás Natural (boe/dia) Concessionários Petrobras OGX/Parnaíba Queiroz Galvão Petra El Paso Brasoil Panoro BG Shell Petrogal Repsol Sinopec Chevron Statoil ONGC Sinochem BC-10 Frade Japão HRT Petrosynergy Maersk Gran Tierra UTC Potióleo Recôncavo E&P Petro Vista Nova Petróleo UP Petróleo Aurizônia Sonangol Cheim EPG Phoenix Severo Villares Alvopetro Santana TDC Partex Silver Marlin Central Resources Egesa Ral ERG Genesis 2000 BP Quantra Panergy Anadarko Devon Allpetro ArClima BrazAlta Koch Mercury Odebrecht Orteng Vipetro Total Fonte: ANP *Nota: Não Inclui Reinjeção

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013

2014

Dez

Jan

278.540 0 17.525 6.488 3.894 3.894 1.153 2.427 456 845 1.746 0 203 0 618 71 128 2 0 4 4 1 5 5 2 0 6 16 4 2 0 0 6 0 2 0 184 3 0 0 0 318.235

310.259 0 11.634 0 6.774 2.585 2.585 2.317 2.378 690 982 2.765 271 233 44 978 69 91 7 12 10 4 4 0 3 10 2 0 6 38 0 12 0 5 0 0 0 70 0 136 0 30 0 0 0 0 2 0 0 0 0 345.005

337.542 313 17.357 2 6.559 3.857 3.857 4.856 2.179 1.985 595 519 370 228 247 183 90 78 39 10 4 3 5 2 6 18 2 3 5 8 2 0 1 1 0 0 0 123 0 117 0 53 0 0 0 0 0 0 0 381.222

351.831 17.220 16.911 7.319 4.657 3.758 3.758 5.165 1.351 1.932 1.360 394 331 186 221 51 136 19 86 80 90 15 6 5 4 5 10 9 11 3 2 5 3 3 4 1 1 1 0 0 0 53 0 100 0 23 0 0 0 0 417.120

350.283 25.038 17.425 10.657 4.545 3.872 3.872 4.127 923 1.771 825 690 391 411 261 350 220 135 68 90 75 17 6 8 9 6 7 10 13 7 5 6 3 3 5 2 1 1 0 0 0 426.137

338.428 26.236 17.130 11.147 4.452 3.807 3.807 5.038 740 2.146 858 934 235 400 156 340 238 137 100 91 91 17 7 11 9 5 7 10 17 5 6 3 3 7 2 1 11 0 0 416.632

Abril 2014 Ano VI – Número 4

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

450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 Média 2010

Média 2011 Petrobras

Biodiesel

Média 2012

OGX/Parnaíba

Média 2013

Queiroz Galvão

jan/14 Petra

Outras

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

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

49.641

Fev

3.804

16.719

18.021

39.996

39.712

46.546

46.216

53.856

Mar

4.593

12.920

26.781

43.450

47.369

44.814

46.819

Abr

3.936

13.492

22.110

38.766

42.012

38.236

53.168

Mai

5.276

15.420

21.033

41.133

44.736

43.221

49.899

Jun

5.694

21.546

29.591

42.968

48.552

45.056

49.572

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

6.951

20.059

27.664

41.133

46.021

46.702

50.270

51.749

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

Evolução da produção de biodiesel em boe/dia

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da Produção de Biodiesel por UF em boe/dia Produção de Biodiesel B100 (boe/dia) 2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Bahia

1.592

2.271

3.972

3.353

1.318

1.251

1.385

Ceará

1.143

770

1.071

1.451

921

874

968

Goiás

7.608

8.708

10.331

9.928

8.875

8.463

9.286

Mato Grosso

9.805

8.615

8.206

7.202

10.315

9.424

11.206

Minas Gerais

1.255

1.319

1.377

1.518

1.065

1.010

1.119

1.198

1.979

2.066

3.623

5.282

5.416

5.149

São Paulo

5.646

5.073

2.729

2.840

2.882

2.863

2.902

Tocantins

1.494

1.743

1.207

839

1.036

1.029

1.042

Rio Grande do Sul

Estado

Pará Paraná Piauí

10.436

14.835

13.861

15.211

14.764

13.625

15.903

Rondônia

108

144

233

101

201

Maranhão

327

Mato Grosso do Sul

135

535

1.445

3.261

3.443

3.624

3.263

Rio de Janeiro

348

134

293

154

236

245

228

Santa Catarina

657

1.511

1.616

1.405

Brasil Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

41.133

46.021

46.702

50.270

51.749

49.641

53.856

Etanol

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

I. Evolução da Produção (Safra 2013-2014) Evolução Mensal da Produção de Etanol (boe/dia) Safras

Etanol Anidro

Etanol Hidratado

Etanol Total

05/06 06/07 07/08 08/09 09/10 10/11 11/12 12/13 13/14(*)

132.045 139.200 145.864 165.502 119.554 138.329 148.605 167.034 237.697

140.346 169.805 240.933 310.207 323.984 337.355 242.667 237.161 324.806

272.391 309.005 386.797 475.710 443.538 475.684 391.273 404.195 562.502

15-abr-13 01-mai-13 01-jun-13 01-jul-13 01-ago-13 01-set-13 01-out-13 01-nov-13 01-dez-13 01-jan-14 01-fev-14 * Posição em 01/12/2013 Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe

27.185 89.427 183.546 208.091 244.757 270.937 282.303 285.996 281.991 262.833 237.697

Safra 2013/2014 - Posição Acumulada 125.451 253.874 319.387 330.135 354.197 376.591 385.695 383.737 379.048 358.783 324.806

152.635 343.302 502.933 538.226 598.954 647.528 667.997 669.733 661.039 621.615 562.502

Abril 2014 Ano VI – Número 4

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da exportação de etanol Evolução da Exportação de Etanol Ano

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2014

Volume (Mil boe/dia)

32,7

33,8

52,2

50,2

39,2

US$ FOB (Milhões US$)

84,5

119,7

182,2

155,7

122,8

Jan

Fonte: MAPA - 1m3 = 6,28981 boe Evolução da exportação de etanol

200 150

100 20

50 0

0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Volume (Mil boe/dia)

Média 2013

jan/14

US$ FOB (Milhões US$)

III. Evolução de Preços do Etanol Hidratado Evolução dos Preços do Etanol Hidratado por Estado R$/litro Estados

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2014

Estados

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2014

2,40

2,48

2,52

2,64

1,98

2,27

2,43

2,65

1,83

2,09

2,17

2,26

2,56

2,48

1,84

2,10

2,12

2,24

2,26

2,02

2,29

2,32

2,44

2,18

2,28

2,30

2,42

2,44

1,97

2,28

2,25

2,40

2,30

2,57

1,58

1,96

1,99

2,00

2,44

Jan

1,86

2,10

2,11

2,25

2,29

1,84

2,24

2,23

2,29

2,05

1,87

2,12

2,16

2,33

2,36

1,95

2,22

2,23

2,42

2,35

2,00

2,20

2,26

2,29

2,36

2,08

2,38

2,41

2,45

2,49

2,02

2,38

2,46

2,49

2,52

2,29

2,45

2,54

2,67

2,75

1,52

1,97

1,90

1,97

2,17

1,97

2,37

2,43

2,46

2,48

1,85

2,17

2,19

2,35

2,33

1,94

2,35

2,38

2,41

2,44

1,80

2,15

2,13

2,10

2,13

1,93

2,22

2,41

2,46

1,78

2,07

2,13

2,16

2,20

1,51

1,87

1,90

1,91

1,68

1,95

1,98

2,00

2,08

1,89

2,11

2,17

2,26

2,47

PA 2,08 Fonte: ANP

2,33

2,34

2,53

2,56

Brasil

1,91

2,20

2,23

2,32

2,37

Evolução dos preços do etanol hidratado (R$/litro) 2,8 2,6 2,4 2,2 2 1,8 1,6 1,4 Média 2010

Média 2011 SP

Média 2012 Brasil

Média 2013 RR

jan/14

Abril 2014 Ano VI – Número 4

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 e Ricardo Capone 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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