Monitor IBP - Dezembro 2013 by Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis

ISSN 2176-5464

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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sumário

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A indústria de petróleo e gás no Brasil, por Wagner Freire.02 O mercado internacional, por Luiz Guerra e Eraldo Porto..05 Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis no Brasil...10 Expediente..........................................................27

Prezada leitora, prezado leitor, 2013 foi um ano extremamente movimentado e importante para o IBP e também para a Indústria. Em um só ano, o IBP se reestruturou física e organizacionalmente. Desde o começo do ano o IBP conta com um novo secretário-geral. Também a partir do primeiro semestre a área de E&P do IBP começou a passar por grandes transformações para melhor atender as necessidades deste setor que é o coração da indústria. No segundo semestre os dois andares do IBP passaram por uma reforma completa. A inauguração das novas instalações foi no dia 21 de novembro, quando o IBP completou 56 anos de existência. A partir deste ano a data será comemorada também como o “Dia da Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis”. No plano organizacional, mais mudanças estão por vir em 2014 com a implementação do novo planejamento estratégico do IBP. No que diz respeito à indústria, este ano foi movimentado e importante em função da realização de, não perca a conta, 3 rodadas de licitação! Após quase 5 anos de interrupção, foram realizadas duas rodadas de licitação sob o marco regulatório da concessão e 1 sob o novo modelo da partilha. O grande sucesso ficou por conta da 11ª rodada de licitações, que foi realizada em maio. Com a arrecadação de inéditos R$ 2,82 bilhões em bônus de assinatura foram licitados 142 dos 289 blocos ofertados - por 30 grupos vencedores - muitos deles em bacias sedimentares emergentes, como a Foz do Amazonas. A 1ª rodada de licitações, se não contou com uma participação muito expressiva de empresas, marca uma nova era na indústria. O consórcio vencedor - Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNOOC (10%), CNPC (10%) - além de aportar R$15 bilhões em Bônus de Assinatura deverá investir nos próximos 20-30 anos entre 100 e 200 bilhões de dólares para viabilizar a exploração dos 8 a 12 bilhões de barris de óleo recuperável do campo gigante de Libra. A 12ª rodada - da qual apresentamos nesta edição um balanço assinado por Wagner Freire - se não foi um sucesso ao menos marcou também uma nova fase para a indústria onde se irá buscar no Brasil o potencial do gás não convencional, tão importante para o desenvolvimento do país. Esperamos que a leitora e o leitor tenham tido um 2013 tão importante, movimentado e proveitoso como este ano foi para nós. No ano de 2014, que também promete, esperamos continuar contando com a sua companhia! A edição de dezembro 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 e análises sobre a indústria brasileira de petróleo e gás, por Wagner Freire. Boas festas e feliz 2014!

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Dezembro 2013 Ano V – Número 11

A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL UM BALANÇO DA 12ª RODADA DE LICITAÇÕES DA ANP, POR WAGNER FREIRE A 12ª Rodada de Licitações da ANP, com leilão realizado em 28 de novembro de 2013, para blocos em bacias terrestres “propensas a gás natural convencional e não convencional”, apresentou resultados decepcionantes, confirmando o desinteresse que já se antecipava, por parte das companhias de petróleo.

totalizando 163 mil km², como indicado na Tabela I, distribuídos nas bacias maduras do Recôncavo e SergipeAlagoas e nas bacias de novas fronteiras do Acre, Paraná, Parnaíba, Parecis e S. Francisco e recebidas propostas para apenas 72 blocos, totalizando 46 mil km²: 30 no Recôncavo, 24 em Sergipe-Alagoas, 16 no Paraná e apenas um, no Acre e Parnaíba, convindo lembrar que propostas recebidas não significam contratos assinados: na 11ª Rodada, 24 das propostas vencedoras deixaram de ter os respectivos contratos assinados. Os blocos das bacias de Parecis e S. Francisco não receberam propostas. Participaram dos blocos com propostas vencedoras onze companhias: Petrobras, Petra, Cowan, Alvopetro, Ouro Preto, Nova Petróleo, Geopark, e algumas estreantes no Brasil: – Tucuman, GDF Suez, Paranaense de Energia e Trayectoria (v. Tabela II). A Petrobras assumiu 59% dos compromissos com Bônus e PEM.

Em termos de compromissos dos vencedores com relação ao Bônus e ao Programa Exploratório Mínimo (PEM), essa Rodada apresentou os resultados mais baixos de todas licitações da ANP. Os compromissos dos vencedores, expressos em dólares, totalizaram US$290 MM, dos quais US$72 MM relativos aos Bônus e US$218 MM relativos ao PEM, resultados inferiores ao da 10ª Rodada, com leilão em 18 de dezembro de 2008, que anteriormente apresentara os menores resultados. Foram oferecidos 243 blocos,

Tabela I – Distribuição dos Blocos e Propostas da 12ª Rodada, pelas Diversas Bacias Sedimentares

BACIAS SEDIMENTARES

ÁREAS OFERECIDAS

ÁREAS CONCEDIDAS

PEM

PER. EXP. OPERADORES (Número de Blocos)

No. Blocos

km²

No. Blocos

km²

UTs

POÇOS

US$MM

(Anos)

ACRE - Fora FF

3.417

5+3

ACRE - Na FF

16.302

1.630

470

5,30

5+3

PETROBRAS (1)

Total......... PARANÁ - Fora FF PARANÁ - Na FF

19.719

1.630

470

5,30

PETROBRAS (1)

28.979

21.880

57,70

4+2

PETRA (7), PETROBRAS (2)

20.394

41,77

4+2

PETROBRAS (7)

Total.........

49.373

42.282

99,47

PARNAÍBA

23.462

763

1.773

2,92

4+2

GEOPARK (1)

PARECIS

41.431

4+2

RECÔNCAVO SERGIPEALAGOAS S.FRANCISCO TOTAL GERAL

1.452

861

66,44

3+2

1.819

680

44,22

3+2

26.060

4+2

PETROBRAS (18), TRAYECTORIA (6), ALVOPETRO (4), COWAN (2) PETROBRAS (15), TRAYECTORIA (4), NOVA (4), GEOPARK (1) -

46.208

127

218,35

243

PETROBRAS (9)*, PETRA (7)

Notas: PEM - UT's equivalentes às US$ 1.274,00 na Bacia do Acre e a US$ 1.648,00 nas demais bacias FF - Faixa de Fronteira, de 150 km de largura, com restrição a companhias estrangeiras Taxa de Câmbio Comercial BC em 28/11/2013: R$/US$ 2,306

São várias as razões do desinteresse das companhias. Primeiro, depois de um longo período sem licitações, essa rodada deu-se há alguns meses apenas da 11ª Rodada, realizada em maio, em plena fase de assinatura de seus contratos. Além disso, houve a intercalação com a Rodada de Libra. Por outro lado, a rodada foi aberta para situações novas, possibilidade de avaliação de recursos não convencionais, sujeitos ao atendimento de procedimentos ambientais e operacionais não regulamentados e que os concessionários deveriam cumprir. Houve, nesse aspecto, precipitação da ANP, já que não haveria maior prejuízo para a continuidade das licitações, se a Rodada ocorresse somente após a aprovação dos regulamentos aplicáveis. O paradoxo é que, de acordo com o Edital, os contratos deverão ser assinados “no primeiro semestre de 2014”, em data a ser definida!

Foram também estabelecidos requisitos mínimos para perfuração de natureza estratigráfica de pelo menos um poço em cada bloco, exceto na Bacia do Acre. E, nessa linha, as bacias do Recôncavo e Sergipe-Alagoas, bastante conhecidas, acabaram sendo enquadradas no mesmo ranking das bacias de fronteira, como Parnaíba, Paraná, Parecis e S. Francisco, sem que se tenha oferecido qualquer compensação aos concessionários por esses encargos. Aliás, estranhamente, não foi exigido no PEM para os blocos da Bacia do Acre a perfuração de poço exploratório. Não sei se teria a ver com o valor da Unidade de Trabalho, fixada para o Acre, de US$11.274,00 vs. US$1.648,00 para as demais bacias, de tal modo que a perfuração de um poço nessa bacia sairia por US$11,27 MM (1000 UTs) e, nas demais, por US$1,64 MM, valor, de resto, não realista, pelo menos, para a Bacia do Paraná.

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A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL Tabela II – Bônus e Programa Exploratório Mínimo (PEM) Oferecidos pelas Empresas Vencedoras da 12ª Rodada de Licitações da ANP BÔNUS E PROGRAMA EXPLORATÓRIO MÍNIMO (PEM) DAS EMPRESAS VENCEDORAS DA 12ª RODADA - EM US$ MM Nº DE BLOCOS EMPRESAS

BÔNUS

PEM

TOTAL

PRESENTE

C/ OPER.

PART. LÍQUIDA

PETROBRAS

52,11

117,99

170,11

37,5

COWAN

4,05

16,90

20,96

4,2

PETRA

2,17

18,02

20,19

2,7

BAYAR

2,17

18,02

20,19

2,7

TRAYECTORIA

2,09

13,49

15,57

10,0

CIA PR DE ENERGIA

1,62

10,15

11,78

1,2

NOVA PETRÓLEO

3,01

5,31

8,32

3,5

ALVOPETRO

0,58

5,71

6,29

4,0

OURO PRETO

2,16

3,67

5,83

2,4

GEOPARK

0,46

3,57

4,03

2,0

TUCUMANN

0,54

3,38

3,93

0,4

GDF SUEZ

0,65

2,13

2,78

1,5

71,64

218,35

289,99

72,0

TOTAL

Nota: Taxa de Câmbio Comercial do BC em 28.11.2013: R$/US$ 2,306

A ANP também reduziu para um quarto a área dos blocos das bacias de S. Francisco e Parnaíba, em relação às dimensões estabelecidas nas licitações anteriores, sem maior justificativa, e que certamente também contribuiu para diminuir a atratividade dessas bacias. Afinal, apesar de algumas descobertas de caráter comercial na Bacia de Parnaíba, 14 dos 20 blocos com propostas vencedoras na 11ª Rodada não tiveram os contratos assinados, por desistência dos vencedores e, desta vez, apenas um dos 32 blocos oferecidos obteve proposta. Na Bacia de S. Francisco, a situação é pior ainda. A Petrobras devolveu todos os blocos que detinha na bacia (chegou a deter 6 blocos) e a Shell, 4 dos 5 blocos que detinha. Mas o fato mais inusitado da Rodada foi aplicação da Lei 6634/1979, que veda operações de empresas estrangeiras nas atividades de exploração/explotação de “recursos minerais” na faixa de 150 km de largura ao longo da fronteira (“Faixa de Fronteira”), salvo “com assentimento prévio do Conselho de Segurança Nacional”, o que aparentemente não foi alvo de demanda por parte da ANP. As Faixas de Fronteira estão destacadas na Tabela I. Na Bacia do Acre, 8 dos 9 blocos oferecidos se situam nessa faixa, um deles, foi o único com proposta, por sinal, da Petrobras, isoladamente. Na Bacia do Paraná, uma das mais disputadas nessa rodada, 7 dos 22 blocos oferecidos situam-se nessa faixa, todos arrematados pela Petrobras ou pela Petrobras associada com outra companhia brasileira, a Cowan. A Petra foi uma das companhias brasileiras que disputou blocos na bacia mas, associada com companhias estrangeiras, não pode se candidatar aos blocos dessa faixa. Disposições dessa natureza não existem no Peru, onde há atividades exploratórias correntes, junto à fronteira com o Acre. Por outro lado, fico imaginando como teria sido o desenvolvimento das atividades de E&P no Mar do Norte,

nos anos 60/70, fundamentais para o desenvolvimento da Indústria, se o Reino Unido, Noruega, Dinamarca e Holanda, que têm fronteiras internacionais nessa região, houvessem adotado disposições semelhantes à brasileira. Conforme indicado nas Tabelas I e II, onze companhias, isoladamente ou associadas, obtiveram participação em 72 blocos nas diversas bacias, cabendo destacar o interesse pela Bacia do Paraná e do Recôncavo, com previsão total de PEM de US$99,47MM e US$66,44MM, respectivamente. A participação da Petrobras, em termos de compromissos de Bônus e PEM assumidos, foi a mais acentuada desde a 7ª Rodada em 2005, como indicado na Fig. 2, com o montante de US$170,11 MM, com participação em 48 dos blocos com propostas vencedoras, e como operadora em 43 desses blocos, a despeito das dificuldades financeiras que vem atravessando, em decorrência, entre outros fatores, do subsídio no preço de venda de diesel e gasolina, impostos pelo governo. Seguiram-se as brasileira Cowan e Petra e as estrangeiras, estreantes, Bayar e Tryectoria, ambas com classificação “C”, da ANP. Cabe destacar a presença da GDF Suez, de base francesa, que embora com modesta participação na Rodada, tem excelente classificação no ranking mundial, inclusive em atividades de E&P, e já participa em investimentos no Brasil, através da Tracbel, líder do consórcio que constrói a hidroelétrica de Jirau. Pode-se fazer também uma estimativa dos compromissos de perfuração, admitindo-se que deverão ser perfurados 60 poços exploratórios na Bacia do Paraná e 40 na Bacia do Recôncavo. Na previsão para o Paraná surpreende o montante previsto para um dos blocos, o PAR-T-300, assumido pela Petra, em associação com Cia. Paranaense de Energia, Bayar e Tucuman, com nada menos de 15 poços, num único bloco.

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A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL Cabe também uma observação genérica sobre o potencial de recursos não convencionais de óleo e gás a partir dos folhelhos geradores nas bacias brasileiras. Esses recursos se desenvolveram de forma extraordinária em várias bacias dos EUA e do Canadá, em decorrência da intensa atividade de E&P conduzida ao longo dos anos, para trapas convencionais, com um número elevado de perfurações. E também, uma longa experiência de perfuração horizontal e estimulação de produção por fraturamento, associado a essas atividades. Esses fatores foram fundamentais para a viabilização do desenvolvimento do gás de folhelhos, ao tempo em que permitiram também o equacionamento das questões ambientais associadas. Além disso, nos EUA, em grande parte de seu território, predomina o interesse dos proprietários de terra, a quem pertence os direitos do subsolo, pelas atividades de E&P, por fazerem jus aos royalties, garantido pelas companhias de petróleo, autorizadas a operar em suas terras. No Brasil há uma histórica referência à produção de óleo em folhelhos da Formação Candeias, na Bacia do Recôncavo, que com os atuais recursos de tecnologia, em que pesem os elevados custos no Brasil, bem podem ser núcleos de desenvolvimento da atividade de recursos não convencionais. De certo modo, isso justifica o interesse das companhias pela Bacia do Recôncavo e também a de Sergipe-Alagoas, na 12ª Rodada. No mais, ainda estamos muito longe de qualquer desenvolvimento importante dessa atividade. É interessante, nesse ponto, ressaltar também a política dos chineses, não só adquirindo interesse nas

companhias canadenses e americanas, com produção dessa natureza em curso, como também se associando a empresas com larga experiência na atividade, para joint ventures na China, em suas bacias com grande potencial, um modelo, portanto, bastante diferente do prevalecente no Brasil e, aparentemente, considerado pela Petrobras. Outra observação importante é que o interesse das empresas pela Bacia do Paraná, na Rodada em discussão está ligado essencialmente a campos convencionais, como ocorre com o único campo declarado comercial na bacia, até hoje, o Campo de Barra Bonita, próximo à cidade de Pitanga, no Estado do Paraná. E, por fim, cabe enfatizar o mercado insipiente e não competitivo do gás natural no Brasil, cujo consumo é coberto em 50% por importação da Bolívia, via gasoduto, e de outros países, via GNL. No Brasil, a produção/ comercialização está sujeita ainda a um processo bastante complexo, agravado com o monopólio dos estados na distribuição de “gás canalizado”, à precária rede de transporte e à predominância de uma companhia, a Petrobras, da verticalização da produção à comercialização do gás natural, ao nível do consumidor, na medida em que participa também no capital de quase todas distribuidoras estaduais. A menos que esse quadro melhore, haverá sempre dificuldade em se atrair os investidores.

3,4% 12,8% 4,3% 38%

PETROBRAS AUSENTE

PETROBRAS AUSENTE 32%

79,5% 22% 9ª RODADA - 2007 117 CONCEDIDOS TOTAL PEM + BÔNUS: US$ 1903 MM PETROBRAS: US$ 202 MM (11%)

20,6%

11,9%

PETROBRAS AUSENTE 55,1%

17,6%

3,5%

12ª RODADA – NOV. 2013 72 CONCEDIDOS TOTAL PEM + BÔNUS: US$ 290 MM PETROBRAS: US$ 170 MM (59%)

4,9% PETROBRAS AUSENTE 74%

12,4%

7ª RODADA - 2005 184 CONCEDIDOS TOTAL PEM + BÔNUS: US$ 1288 MM PETROBRAS: US$ 631 MM (49%)

11ª RODADA - MAIO 2013 142 CONCEDIDOS TOTAL PEM + BÔNUS: US$ 4840 MM PETROBRAS: US$ 930 MM (19%)

Fig. 1 – Participação da Petrobras na 7ª (2005), 9ª (2007), 11ª (Maio 2013) e 12ª (Nov. 2013) licitações da ANP, segundo o número de blocos concedidos

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O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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Ainda que em vários países da América do Sul e Central as taxas médias de crescimento se encontrem abaixo dos níveis pré-crise econômica mundial, as melhorias das economias se refletem no aumento da demanda de combustíveis. Assim, as importações de produtos de petróleo por países América Latina, entre os quais o Brasil, vem se mantendo elevadas e com tendência de crescimento. E não é só gasolina e diesel, mas estes são os principais. Dois aspectos se destacam, por trás dessa tendência: primeiro, é a limitada capacidade da oferta de combustíveis por um sistema de refino que, fora algumas exceções, está desatualizado e carece de novos projetos. Segundo, a rapidez em que cresce a demanda pelo uso de diesel na geração termelétrica e transporte, e pela venda de carros novos, estimulados por fatores que vão desde o clima à política econômica de alguns governos. As importações responderão a tais estímulos, mantendo-se inalterado o contexto. A maioria dos projetos de novas refinarias planejadas para a região ainda não saiu da fase de detalhamento de engenharia, de acordo com o especialista em petróleo e gás do Banco Interamericano de Desenvolvimento, Ramon Espinasa. "Não está prevista nenhuma recessão regional nos próximos anos; assim, a demanda projetada por combustíveis deve ser totalmente atendida por importações." Fonte: Agência de Notícias Reuters. Em novembro passado, a Reuters constatou que, embora líderes da América Latina tenham se esforçado, durante a última década, para abrir os mercados asiáticos e outros para seus produtos, afastando-se de Washington, as crescentes importações de derivados de petróleo os empurram para os Estados Unidos, a principal fonte de suprimento com que contam. A dependência da América Latina pelos derivados americanos aumenta ao mesmo tempo em que diminui a necessidade de importação de petróleo dos Estados Unidos, devido ao aumento da produção interna e queda no consumo. As notícias abaixo são recentes e dentro do contexto acima. Os permitem prever que será formado dficuldades, a médio prazo, para os

devem ser analisadas elementos alinhados um quadro de maiores importadores:

1) Os 12 países latinoamericanos que mais importam combustíveis dos Estados Unidos compraram uma média de 1,36 milhões b/d em 2013, o dobro do que importaram em 2008 (657 mil b/d), de acordo com o Energy Information Administration (EIA). 2) Ao mesmo tempo, embarques de petróleo para os Estados Unidos dos maiores exportadores da América Latina – Venezuela, México, Peru, Equador, Brasil e Argentina – cairam 18,6% desde 2008, ficando no nível de 2,4 milhões b/d. Somente a Colômbia apresentou ganhos de volume. 3) A despesa com combustíveis importados dos 12 países latinoamericanos que mais importam ficou, pelos preços spot, em cerca de US$65 bilhões em 2012, conforme dados dos bancos centrais dos países. 4) O recorde das exportações americanas de ULSD – diesel de baixíssimo teor de enxofre (15 ppm) – pelos EUA, foi registrado em setembro último.

5) A parada da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar) da Petrobras, em Araucária, na região metropolitana de Curitiba, obrigará o Brasil a fazer compras de emergência de gasolina e, principalmente, de diesel. De acordo com dados da ANP, no período janeiro a setembro de 2013, a Repar produziu cerca de 60 mil b/d de gasolina A, 102 mil b/d de díesel, 16 mil b/d de GLP e 12 mil b/d de óleo combustível. Se a Repar ficar parada por 15 dias, as compras extras serão de 900 mil barris de gasolina e 1,5 milhões de barris de diesel, valor que ultrapassará os US$300 milhões em base CFR. Observação: as notícias 4 e 5 acima estão detalhadas mais adiante, neste número do Monitor. É claro que em todo o continente o quadro acima fez aumentar o risco de acidentes e novas paradas de emergência em refinarias. Pressionados para aumentar a produção, registraram-se nos últimos meses paradas de emergência em muitas plantas. Duas se destacaram por sua gravidade: uma na Venezuela e outra no Equador.A do Brasil, agora, servirá de alerta. Consultando a página da Petrobras na internet, verifica-se que a capacidade instalada (nominal) da Repar é de 190 mil bpd, sendo que na licença prévia da ANP consta 195 mil b/d e ela vinha refinando mais de 220 mil b/d. De janeiro a setembro de 2013 comparado com o mesmo período 2012 verifica-se um acréscimo de 8% da carga processada pela refinaria (fonte: ANP).

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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 novembro de 2013 foram, respectivamente, US$ 92,97/b e US$ 111,32/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte: Cotações em novembro de 2013 (em US$/barril) Médias semanais

WTI

Brent

1a semana (28 outubro – 1 novembro)

96,94

107,61

2a semana (4 – 8 novembro)

94,31

104,54

3a semana (11 – 15 novembro)

93,94

107,10

4a semana (18 – 22 novembro)

93,92

109,32

5a semana (25 – 29 novembro)

92,97

111.32

Média mensal de outubro 2013 (*)

106,61

112,01

Média mensal de novembro 2013 (*)

94,42

107,98

(*) 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.

Duas negociações inéditas, envolvendo a compra e venda de cargas de petróleo, podem estar indicando novas rotas comerciais para o mercado da commodity no futuro próximo. Diferenças de preços entre mercados que passaram a comercializar petróleo entre si abriram novas arbitragens, no último mês. São mercados regionais de petróleo bastante diferentes e os fechamentos das operações foram influenciados pela oferta mais abundante de petróleos deslocados pela crescente produção da América do Norte. Na primeira operação, a Indian Oil Corp comprou uma carga de petróleo bruto White Rose do Canadá, sendo esta a primeira vez que um petróleo da costa leste canadense é fornecido para uma refinaria indiana. Na segunda operação a Colômbia vendeu uma carga de petróleo Vascônia para o refinador independente italiano API, registrando-se também como a “primeira vez” que uma carga de óleo colombiano pesado é destinada para a Itália, distante mais de 3 mil quilometros do ponto de embarque. O que estará acontecendo? Como há forte competição dos óleos domésticos nos Estados Unidos, os refinadores da Costa Leste querem pagar cada vez menos pelos petróleos canadenses. Com isso, os fornecedores procuram destinos não tradicionais que lhes propicie rentabilidade acima da opção de refino mais óbvia, que é o mercado americano. Além disso, com muitas refinarias americanas passando por manutenção programada, antes dos meses de inverno chegarem, é compreensível que petróleos que elas costumavam utilizar sejam colocados em mercados mais afastados. O mesmo pode se dizer a respeito do negócio envolvendo o

petróleo Vascônia, embora sem o mesmo impacto no longo prazo. O cru colombiano pesado, na grande maioria das vezes, é colocado no Golfo dos Estados Unidos - USGulf, mas as paradas das refinarias forçaram o petróleo a ter de ser colocado em outro lugar. Outros óleos colombianos, como por exemplo o Castilla, já são exportados para vários mercados fora do continente americano, como a Europa e o leste da Ásia. Por quanto tempo esta nova arbitragem continuará aberta? Realmente depende do comportamento dos preços dos petróleos, especialmente nos mercados norte-americanos. Com o retorno à operação das refinarias e a consequente volta da demanda os preços voltarão a subir, inviabilizando as transações nos mercados mais incomuns. Mas, o caminho foi aprendido e poderá ser utilizado novamente, caso se confirme o aumento de produção de petróleo nos Estados Unidos (The Barrel citando o Platts, 11/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1.Para grande parte dos analistas especializados, o acordo provisório de 26 de novembro de 2013, que visa a reduzir significativamente as atividades nucleares do Irã, deverá ter efeito limitado sobre os preços do petróleo no mercado internacional. Os contratos de janeiro do Brent na bolsa europeia – ICE foi negociado, em 25 de novembro, a US$ 108,05/b, queda de US$ 3,00/b em relação ao preço de 22 de novembro. Analistas da Citi Futures Energy, afirmam que "embora o acordo reduza ainda mais a tensão geopolítica no Oriente Médio, esperamos que a reação do mercado de petróleo seja limitada". "O acordo está em conformidade com as expectativas estabelecidas pelo pré-acordo da rodada de negociações entre 07-09 novembro e, portanto, não deve ser considerado relevante, pois não há flexibilização das restrições às exportações de petróleo". Perguntou-se a um analista da Raymond James and Associates: “Qual será o impacto do acordo sobre a oferta de petróleo?” Respondeu: “Pura e simplesmente, não haverá impacto algum". "O embargo petrolífero da União Europeia continua explicitamente vigente para os próximos seis meses. O acordo também prevê especificamente que, durante esse período, os níveis atuais de exportação de petróleo do Irã serão mantidos, o que implica nos importadores que reduziram suas compras de petróleo iraniano manterem suas posições". Além disso, para a Casa Branca “os níveis de exportação atuais do Irã estão em torno de um milhão de b/d, bem abaixo dos 2,5 milhões de b/d no início de 2012”. Em seu boletim semanal de energia, o banco Goldman Sachs diz que "o volume de petróleo bruto iraniano disponível para o mercado internacional deverá permanecer inalterado, pelo menos, ao longo dos próximos seis meses". Baseado nas análises dos especialistas que se pronunciaram, pode se concluir que o acordo não afetará o mercado de petróleo durante a sua vigência de seis meses.

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

O MERCADO INTERNACIONAL 2. A refinaria líbia de Ras Lanuf, que tem capacidade nominal de processamento de 220 mil b/d, muito provavelmente não retomará suas atividades até o princípio do ano que vem. Segundo informes locais, existe grande dificuldade no abastecimento de petróleo para a unidade de refino. No mês de julho, a empresa líbia Lerco, operadora da refinaria, declarou força maior na entrega de todos os derivados, depois de ter reduzido o processamento de petróleo desde o mês de março. A refinaria costuma exportar 70 mil b/d de óleo combustível de destilação direta (em inglês straight-run fuel oil - SRFO) e 20 mil b/d de cada um dos derivados gasolina, diesel e nafta; portanto, cerca de 130 mil b/d. O restante dos derivados é colocado no mercado local (AGM 08/11/2013). 3. Ainda em 2014, a China deverá ultrapassar os Estados Unidos como o maior importador de petróleo do mundo, segundo dados da Organização dos Países Exportadores de Petróleo – OPEP. O que explica esta tendência é a combinação da crescente demanda por petróleo bruto na China, devido principalmente ao aumento de sua capacidade de refino, com a também crescente produção de petróleo dos EUA, que reduz aos poucos sua dependência na importação de petróleo. As importações diárias de petróleo bruto da China deverão ultrapassar os seis milhões de b/d no final deste ano. A

segunda maior economia do mundo aumentou 1,3% sua importação diária de petróleo em dezembro, atingindo 5,57 milhões de b/d. Os Estados Unidos, por sua vez, importaram 21% menos petróleo bruto em 2011, segundo dados da Administração de Informação de Energia do governo dos EUA (EIA). A OPEP prevê que, até 2014, a primeira economia do mundo deverá reduzir suas importações de petróleo bruto para níveis inferiores a seis milhões de b/d. Com os avanços na perfuração horizontal e do fraturamento hidráulico, ou fracking, a produção de petróleo atingiu 7,2 milhões de b/d no mês passado, a maior produção desde julho de 1992 (Philadelphia Daily News, 21/11/2013). 4. A estatal chinesa Sinopec deverá revender grande parte do óleo russo que receberá da Rosneft, devido a um recente acordo de pré-pagamento de um contrato de compra e venda de 200 mil b/d de petróleo pelo prazo de dez anos. A maior parte do acordo refere-se à entrega, pela estatal russa, de 130 mil b/d de petróleo Ural carregados no mar Báltico e no mar Negro. Segundo informação da parte russa, as condições serão: “os termos usuais para arranjos similares que a empresa costuma fazer”.

A Rosneft tem acordos similares com as tradings Vitol e Glencore (AGM 01/11/2013).

Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60 dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

nov/13

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

WTI

85,1

93,54

Brent

86,46

104,96

Mercado de Derivados

102,23

89,72

94,01

102,88

93,42

92,18

87,94

94,34

94,10

105,95

.................................... 117,36

113,34

109,4

118,49

Na noite de quinta-feira, 28 de novembro, uma explosão seguida de incêndio paralisou parte da produção na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar) da Petrobras, em Araucária, na Região Metropolitana de Curitiba. De acordo com o Sindicato dos Petroleiros (Sindipetro), o acidente foi causado pelo rompimento de uma tubulação. Houve vazamento de petróleo, mas a situação foi rapidamente controlada.

108,42

109,61

110,09

112,49

102,58

110,41

Já a Petrobras informou que as causas do incêndio estavam sendo apuradas e que a Unidade de Destilação, onde ocorreu a explosão, estava paralisada para avaliação técnica. A Petrobras acrescentou que o abastecimento ao mercado não seria afetado. A empresa garantiu também que o acidente não havia causado danos ambientais. O Instituto Ambiental do Paraná (IAP) informou que o vazamento de combustível da Repar não havia atingido o rio

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

O MERCADO INTERNACIONAL Mercado de Derivados

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

Barigui, tendo apenas se espalhado pelo solo do entorno. E ainda mais: que a refinaria teria 20 dias, contados a partir da sexta-feira (29), para apresentar um relatório com a análise do solo (Tribuna (do Paraná) 29/11/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis: 1. As exportações de ULSD – diesel de baixíssimo teor de enxofre (15 ppm) – pelos EUA continuam em crescimento e acabam de estabelecer um novo recorde de volume. Pela segunda vez, neste ano, as exportações americanas de diesel ULSD passaram de um milhão de b/d, atingindo 1,148 milhões b/d em setembro. Em julho de 2013, já haviam sido um pouco maiores do que um milhão de b/d, enquanto que há um ano eram de apenas 700 mil b/d. Os números indicam que as refinarias estão produzindo o máximo de diesel e que, em setembro a produção total de destilados médios alcançou 4,8 milhões de b/d, o que não está muito longe do máximo histórico de 4,9 milhões de b/d, alcançado no final de 2011. Destilados médios compreendem o óleo diesel, o óleo de aquecimento (heating oil) e os querosenes. Durante quatro meses consecutivos, de junho até setembro, a produção de destilados médios nas refinarias norteamericanas foram maiores do que 4,7 milhões de b/d, valores historicamente altos. Também em setembro, a produção de petróleo dos EUA foi de 7,2 milhões de b/d, um recorde pós-revolução de xisto (folhelho), acima dos 7,1 milhões b/d de agosto e dos 6,6 milhões de b/d de setembro de 2012 (EIA/DOE, novembro 2013). 2. A China e o Cazaquistão planejam construir um duto para produtos claros com capacidade de transportar até 23 mil b/d de gasolina através da fronteira dos dois países.

O novo duto deverá ser um bypass para o atual ramal ferroviário de Dostyk-Alashankon que atravessa a fronteira dos dois países e, atualmente, é a principal rota de fornecimento de derivados de petróleo chineses para o país cazaque. Atualmente, a tradicional rota ferroviária encontra-se completamente congestionada (AGM 11/11/2013). 3. As exportações russas de diesel de 10 ppm deverão aumentar em pelo menos 20 mil b/d, ultrapassando 900 mil b/d no total, assim que algumas novas unidades de tratamento do derivado entrem em operação no início do próximo ano. A Surgutneftgaz construiu uma unidade de hidrcraqueamento com capacidade de 55 mil b/d de tratamento de diesel na sua refinaria de Kirishi que processa 350 mil b/d de petróleo. Com isto, as exportações de diesel da refinaria crescerão 20 mil b/d, atingindo 90 mil b/d no próximo ano. Outra refinadora, a Taneko, também adicionará, no primeiro semestre de 2014, uma unidade de hidrocraquemento de 55 mil b/d na refinaria de Nizhnekamsk, que processa, atualmente, 140 mil b/d. Não foi indicada que parcela do acréscimo de produção de diesel de 10 ppm será exportada (AGM 22/11/2013). 4. A estatal iraniana NIOC limitará suas exportações de óleo combustível até o mês de março do próximo ano para poder absorver a demanda interna do combustível na geração de energia. A NIOC costumava exportar 125 mil b/d nos meses fora do inverno, embora antes das sanções econômicas impostas pelos Estados Unidos e pela União Europeia as exportações chegassem a 180 mil b/d de óleo combustível. Agora, deverão ficar limitadas a 45 mil b/d (AGM 22/11/2013).

O duto deverá ficar pronto e entrar em operação até março de 2014, e deverá levar o derivado produzido por uma das refinarias da PetroChina, na província de Xinjiang, para ser vendido no mercado doméstico do Cazaquistão. Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140

US$/b

130 120 110 100 90 80 70 dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

nov/13

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

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

O MERCADO INTERNACIONAL

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

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo, na primeira semana de novembro, foi de 385,4 milhões de barris e de 385,8 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 371,8 milhões de barris. Os estoques da última semana de novembro foram, em volume, 3,8% superiores aos níveis da mesma semana de 2012 e eram suficientes para 24,7 dias de consumo, contra, também, 24,7 dias de um ano atrás. Os estoques de destilados começaram o mês de novembro com 117,8 milhões de barris e encerraram com 113,5

milhões de barris ou 28,9 dias de consumo. Os estoques no fim do mês se encontravam, em volume, abaixo dos estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques de destilados eram de 115,1 milhões de barris ou 29,3 dias de consumo; portanto, em volume, o estoque no final de novembro estava 1,3% abaixo do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 212,4 milhões de barris, 23,8 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 24,5 dias de consumo.

Estoques nos Estados Unidos 450 400 milhões de barris

350 300 250 200 150 100 50 0 dez/12 dez-12 365

jan/13 jan-13 378

fev/13 fev-13 385

mar/13 mar-13 392

abr/13 abr-13 396

mai/13 mai-13 392

jun/13 jun-13 376

jul/13 jul-13 367

ago/13 ago-13 363

set/13 set-13 371

out/13 out-13 379

nov/13 nov-13 388

Gasolinas

231

234

227

225

221

222

225

223

217

219

215

210

Destilados

135

131

122

119

118

122

126

129

123

114

Petróleos sem SPR

Demanda e Oferta de Petróleo

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

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

Realizado

Projeção

Variação %

2009

2010

2011

2012 1trim13 2trim13 3trim13 4trim13 2013 2013/2012

(a) Demanda Mundial

84,69

86,94

88,04

88,92

88,89

89,04

90,29

90,92

89,79

0,98

Oferta Não-OPEP

51,14

52,30

52,45

52,92

53,82

53,70

54,25

54,67

54,11

2,25

Condensado OPEP (LGN+Não convencionais)

4,35

4,98

5,37

5,57

5,76

5,78

5,81

5,85

5,80

4,13

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

55,49

57,28

57,82

58,49

59,58

59,48

60,06

60,52

59,91

2,43

Diferença (a) - (b)

29,20

29,66

30,22

30,43

29,31

29,56

30,23

30,40

29,88

-1,81

Produção de Petróleo OPEP (1)(2)(3)

28,79

29,23

29,79

31,13

30,21

30,57

30,36

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

-0,415 -0,429 -0,432 0,702

0,902

1,009

0,128

(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: Set13 = 29,939 milhões de b/d; Out13 = 29,827 milhões de b/d; Nov13 = 29,633 milhões de b/d. Demanda mundial de petróleo projetada para 2014 = 90,84 milhões de b/d; projeção para 2014 da produção de NGL e outros não convencionais da OPEP = 5,95 milhões de b/d.

A publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR de dezembro aumentou ligeiramente a projeção de demanda mundial por petróleo para 2013 que passou para 89,79 milhões de b/d. A estimativa tem sido mantida, desde o começo do ano, ligeiramente abaixo dos 90 milhões de b/d. Este novo valor significa um aumento de 870 mil b/d, 1,0%, em relação à demanda de 2012, dos quais 29,88 milhões de b/d deverão ser fornecidos pela OPEP. No ano de 2012, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,43 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 31,13 milhões de b/d, ou seja, 700 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/consumidores, de cerca de 250 milhões de barris no ano.

No primeiro semestre de 2013, a tendência foi mantida. Para uma necessidade média de 29,44 milhões de b/d (29,31 milhões de b/d no primeiro trimestre e 29,56 milhões de b/d no segundo trimestre) foram produzidos 30,47 milhões de b/d (30,21 milhões de b/d no primeiro trimestre e 30,57 milhões de b/d no segundo trimestre), um excedente de cerca de 1,1 milhão de b/d. Assim, no primeiro semestre de 2013 já foram para estoque cerca de 200 milhões de barris. Para 2014, a projeção para a demanda mundial de petróleo foi de 90,84 milhões de b/d, um aumento de 1,92 milhões de b/d em relação à de 2012 e de 1,05 milhão de b/d em relação à demanda projetada para 2013, aumento de 1,0%.

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

NACIONAL 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

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Exploração

I. Declarações de comercialidade (Outubro/2013) Bloco ES-T-392

Operadora

Campo

Bacia

Data

Vipetro

TUCANO

Espírito Santo

11/10/2013

Fonte: ANP

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

Petrobras

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Campos

Espírito Santo

Santos

Queiroz Galvão

Santos

Repsol

Campos

Statoil

Campos

Total Fonte: ANP

TERRA Nº de Poços Concluídos Operador

Petrobras

Total Fonte: ANP

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Espírito Santo

Potiguar

Recôncavo

Sergipe

Solimões

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

2012

2013

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Injeção

Especiais

Exploratórios Pioneiros Extensão/ Avaliação Produção

TOTAL *Fonte: ANP

TERRA Evolução de Poços Concluídos Poços Exploratórios Pioneiros Extensão/ Avaliação Produção Injeção Especiais TOTAL

2012

2013

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

*Fonte: ANP

IV. Evolução do Número de Poços Concluídos por Bacia (Novembro/2013) Evolução do Número de Poços Concluídos Bacia

Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará Total Fonte: ANP

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Alagoas Solimões Camamu

jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 Sergipe Campos Parnaíba

Potiguar Santos São Francisco

Recôncavo Pará-Maranhão Barreirinha

Espírito Santo Jequitinhonha Ceará

V. Sondas por empresa operadora (Novembro/2013) Nome Operador

Terra

Mar

Total de Sondas

Imetame

Parnaíba Gás

Petrobras

Queiroz Galvão

Repsol Sinopec

Shell

Statoil

UTC

Total Fonte: ANP

Produção

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

I. Evolução da Produção de Petróleo e Gás Natural em milhares de b/d (Setembro/2013) Petróleo

2012

2013

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Offshore

1.742

1.831

1.864

1.920

1.875

1.836

1.673

1.743

1.817

1.926

1.804

1.839

1.921

Onshore

181

180

181

188

181

184

183

176

174

175

176

Total

1.924

2.011

2.045

2.108

2.056

2.020

1.856

1.926

1.994

2.103

1.978

2.014

2.097

Fonte: ANP Nota: Produção Evolução da produção em milhares de b/d

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai Jun Jul Ago Set 1.916.2331.930.7631.889.1501.830.7591.875.3711.829.1781.752.9681.830.5511.801.1181.882.8681.794.2221.820.666 1.889.891 Petrobras 0 22.037 36.801 39.910 47.040 45.074 4.242 7.223 51.884 54.445 47.178 49.850 52.249 Statoil 4.395 12.253 21.564 33.293 25.851 30.927 31.013 33.466 27.928 38.017 35.332 38.102 38.998 BG 0 3.958 24.534 26.606 31.360 30.050 2.828 4.815 34.590 36.297 31.452 33.233 34.833 Sinochem 53.410 45.366 35.119 20.508 24.726 29.668 16.295 8.072 21.961 21.230 17.061 22.116 23.444 Shell 9.138 8.724 6.630 12.462 8.871 12.137 11.695 14.418 14.449 14.412 11.164 12.472 12.544 Repsol Sinopec 1.735 3.667 8.606 10.081 9.102 9.581 9.743 9.271 6.742 10.875 11.319 11.834 12.263 Petrogal 25.729 36.961 6.421 4.496 0 0 0 17 6.039 10.616 8.369 6.129 9.292 Chevron 0 5.798 7.204 7.135 7.949 7.880 8.203 7.032 7.230 7.536 6.449 5.084 6.856 BP 11.155 8.787 6.515 3.550 4.209 5.249 1.154 851 4.336 3.994 2.711 4.824 4.626 ONGC Maersk Energia/ 7.737 6.259 4.803 4.757 5.299 5.253 5.468 4.688 4.820 5.024 4.299 3.389 4.571 SK 9.107 13.077 2.266 1.587 0 0 0 6 2.132 3.747 2.954 2.163 3.279 Frade Japão 0 104 321 923 665 925 958 948 891 952 1.050 910 1.006 Gran Tierra 1.313 1.297 1.183 818 867 871 869 768 673 832 845 825 812 El Paso 652 664 575 592 628 562 563 601 562 582 606 609 612 Petrosynergy 183 272 204 310 289 346 344 310 323 316 244 315 304 Sonangol Queiroz Galvão/ 290 184 292 267 268 284 319 117 267 287 291 277 291 Manati 125 131 196 194 199 189 170 172 184 185 206 206 236 Nova Petróleo 72 167 161 146 127 130 120 106 165 170 167 162 166 Partex 143 162 152 136 127 126 157 160 148 115 140 125 123 Recôncavo E&P 0 0 8.682 5.624 12.733 10.977 8.027 1.746 6.539 9.428 962 101 101 OGX 14 83 44 Petro Vista 5 8 50 124 8 15 161 172 203 221 234 67 35 UP Petróleo 64 41 65 59 60 63 71 26 59 64 65 61 65 Brasoil 64 41 65 59 60 63 71 26 59 64 65 61 65 Panoro 0 0 24 56 33 47 49 57 77 60 65 57 57 Santana 13 69 40 41 19 52 53 42 35 41 32 50 47 UTC 0 0 0 18 0 0 0 0 0 29 43 43 43 Petra 25 23 22 25 12 17 27 25 22 27 20 37 38 Aurizônia Severo & 44 37 26 18 12 13 13 3 28 29 20 22 25 Villares 5 23 10 19 15 18 14 22 20 23 21 21 18 Silver Marlin 3 4 10 12 4 7 14 13 11 9 7 19 20 Phoenix Central 0 2 16 18 21 21 20 17 18 9 18 18 18 Resources 5 18 23 EPG 202 376 93 32 39 27 41 39 35 32 38 17 18 Alvopetro 32 153 6 15 1 2 18 19 23 25 26 17 9 TDC 39 22 12 12 12 13 11 14 11 11 8 13 12 Cheim 5 46 17 15 6 34 24 16 12 14 12 12 8 Potióleo 8 7 7 5 6 6 5 7 4 0 0 7 6 Egesa 3 3 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 1 Genesis 2000 5 0 1 0 0 0 0 0 0 Ral 0 0 0 0 0 0 0 0 Quantra 1 0 0 0 ERG 0 0 0 0 0 Panergy 1 0 0 0 0 ArClima 2 7 3 Vipetro 114 88 0 BrazAlta 0 Allpetro 6 7 1 Odebrecht 5 2 0 Nord 4 2 0 Mercury 14 12 Koch 0 Orteng 0 Delp 0 Logos 11.694 Devon 2.053.7722.101.6062.061.8461.970.1932.055.9882.019.8081.855.7301.925.8381.993.6012.102.5871.977.6952.014.0202.097.049 TOTAL Fonte: ANP

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

III. Evolução da Produção de Petróleo por Bacia Produção Setembro 2013 (Mil bbl/dia) 2013

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Campos

1.756

1.778

1.708

1.609

1.712

1.656

1.487

1.528

1.624

1.675

1.560

1.592

1.648

Santos

126

169

116

136

137

166

146

203

199

196

222

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

2.061

2.002

2.054

2.017

1.853

1.923

1.993

2.101

1.974

2.011

2.094

Bacia

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

Evolução da produção por bacia em mil bbl/dia

2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 Média Média Média Média jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 2010 2011 2012 2013 Campos

Santos

Potiguar

Outras bacias

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

SAPINHOÁ

300 BALEIA AZUL

250 200 150

LULA

100 POÇOS DE DIVERSOS OUTROS CAMPOS

50 0

F M A M J

S O N D

F M A M J

2011

S O N D

F M A M J

2012

2013

NÚMEROS DE POÇOS EM PRODUÇÃO

LULA

B.AZUL

SAPINHOÁ

OUTROS

TOTAL

Nota: São destacados no gráfico os três campos que produzem somente dos reservatórios do Pré-sal: Lula e Sapinhoá, na Bacia de Santos, e Baleia Azul, na Bacia de Campos. No grupamento "Outros" são incluídos poços que produzem de reservatórios do Pré-sal em campos que produzem regularmente de poços em reservatórios pós-sal, listados, a seguir, com o número de poços do Pré-sal, em setembro 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 stembro de 2009 e para o FPSO Cidade de Paraty, desde junho de 2013; em agosto, produziu para essas plataformas com respectivamente 4 e 1 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. A acentuada queda de produção do Campo de Lula em maio de 2013 foi decorrente de manutenção do FPSO Cidade Angra dos Reis. Fonte: ANP e Banco de Dados IBP

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

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

Média

2010

Média 2011

Média

2012

Média 2013

Setembro 2013

Petróleo

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.067.844

1.970.424

Derivados - TOTAL

1.841.116

1.896.160

2.022.493

2.141.762

1.985.683

Asfalto

47.687

42.470

48.103

42.720

49.734

Coque

52.679

64.730

76.515

83.713

81.113

Gasolina A

370.603

405.106

450.784

490.424

491.295

1.553

991

1.334

1.530

1.427

GLP

131.891

136.351

142.988

140.005

122.994

Lubrificante

10.394

10.383

10.448

11.559

8.698

Nafta

126.757

109.370

110.675

94.420

69.306

Óleo Combustível

239.445

227.613

237.524

255.332

216.297

Óleo Diesel

805.152

Gasolina de Aviação

713.924

732.938

781.999

855.956

Parafina

1.623

1.728

2.121

2.088

2.246

Querosene de Aviação

80.381

92.972

93.192

97.234

79.067

Querosene Iluminante

439

415

410

292

228

Solvente

8.697

6.365

4.907

7.744

8.219

Outros Energéticos

4.521

7.463

6.639

5.331

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

50.523

57.265

54.853

53.416

49.906

II. Volume de Óleo Refinado por Refinaria (Setembro/2013) Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Setembro

Riograndense (RS)

14.146

15.121

16.058

15.311

13.914

Pólo Guamaré (RN)

32.749

34.280

36.456

37.063

34.689

Refap (RS)

150.295

150.026

156.858

200.084

200.814 8.740

Refinaria

2013

Lubnor (CE)

7.945

6.971

7.847

8.433

Manguinhos (RJ)

4.210

10.062

10.451

147

1.056

Reduc (RJ)

221.986

217.471

227.317

241.109

222.620

Regap (MG)

147.304

133.548

148.203

146.379

113.133

Reman (AM)

42.153

42.795

37.914

38.031

36.215

Repar (PR)

171.512

194.448

199.379

209.355

209.829

RLAM (BA)

300.691

263.185

239.096

241.537

277.813

Dax Oil (BA)

464

1.070

1.572

1.142

1.493

RPBC (SP) Recap (SP) Replan (SP) Revap (SP) Univen (SP)

160.529

151.751

156.724

176.696

182.918

36.493

42.937

53.267

52.511

53.776

322.252

379.309

395.434

422.979

422.725

242.720

241.965

246.914

240.731

167.739

TOTAL Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

8.583

5.220

789

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.067.844

1.970.424

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Importações e Exportações

I. Evolução das Importações e Exportações em boe/d Período 2010 (média) 2011 (média) 2012 (média) 2013 (média) jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13

Petróleo (bep/dia)

Derivados (bep/dia)

GN (bep/dia)

Total (bep/dia)

Imp

Expo

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

Saldo

Imp

336.142 390.145 309.090 414.553 341.884 338.886 341.580 380.409 479.329 289.932 906.395 199.829 251.214 616.068

664.728 636.341 576.819 356.509 174.854 406.180 436.523 250.171 415.186 285.385 276.137 401.360 567.378 351.915

328.586 246.196 267.729 -58.044 -167.030 67.293 94.943 -130.238 -64.144 -4.547 -630.258 201.531 316.164 -264.153

435.860 482.684 431.179 494.237 621.854 420.251 450.862 643.153 613.548 288.908 457.911 517.318 402.501 526.067

249.840 245.831 271.938 261.030 197.709 162.908 260.963 290.712 268.812 231.784 326.775 240.559 355.262 274.817

-186.020 -236.853 -159.241 -233.207 -424.145 -257.343 -189.899 -352.441 -344.736 -57.124 -131.137 -276.759 -47.238 -251.249

219.506 181.914 226.547 295.563 306.123 319.176 309.395 285.227 343.425 251.408 296.842 254.299 297.052 292.687

-219.506 -181.914 -226.547 -295.563 -306.123 -319.176 -309.395 -285.227 -343.425 -251.408 -296.842 -254.299 -297.052 -292.687

991.508 1.054.743 966.816 1.204.353 1.269.862 1.078.313 1.101.838 1.308.789 1.436.302 830.248 1.661.149 971.445 950.766 1.434.822

Exp

Saldo

914.568 -76.940 882.172 -172.571 848.756 -118.060 617.539 -586.814 372.563 -897.298 569.088 -509.226 697.487 -404.351 540.883 -767.906 683.998 -752.304 517.170 -313.078 602.912 -1.058.237 641.919 -329.526 922.641 -28.126 626.732 -808.090

Fonte: ANP Importações e exportações em boe/dia Total 1.200.000

Petróleo

Derivados

Gás Natural

700.000

200.000

2010 2011 2012 2013 out/13 (média) (média) (média) (média)

-300.000

-800.000

2010 2011 2012 2013 out/13 (média) (média) (média) (média)

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Estados Unidos

321

493

465

313

249

216

160

158

401

334

342

368

637

265

China

338

449

403

255

267

656

194

202

295

396

364

176

Chile

153

109

179

141

247

Demais Países

595

765

735

282

472

366

284

315

100

319

264

412

293

939

249

676

1.097

728

692

Total 1.346 1.860 1.692 Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

1.032 1.290

1.088 1.554

981

Exportações por país (Milhões US$ F.O.B.)

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

Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nigéria

467

679

630

787

763

333

618

771

777

455

1.759

625

326

1.438

Arábia Saudita

158

224

241

255

451

230

356

440

213

648

212

Argélia

100

120

164

222

191

164

Iraque Guiné Equatorial Estados Unidos

104

107

124

355

108

176

Demais Países

110

129

475

109

163

318

155

968

3.124

696

875

1.911

Total 841 1.173 1.117 1.400 1.214 1.115 1.268 1.399 1.432 Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior Importações por país (Milhões US$ F.O.B.)

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Arrecadações e tributos

I. Participações Especiais (3º Trimestre/2013) Participações Especiais Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$) Média Trimestral 2010

Média Trimestral 2011

MMA MME FUNDO SOCIAL

291.750 1.167.001 0

316.228 1.264.911 0

AM BA ES RJ RN SE SP

7.508 1.266 58.984 1.095.084 2.173 1.986 0

11.927 425 127.310 1.120.059 2.662 2.528 0

AM BA ES RJ RN SE SP TOTAL GERAL 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

Beneficiário

Média Trimestral 2012

Média Trimestral 2013

UNIÃO 388.497 343.639 1.551.398 1.374.557 42.002 150.393 ESTADOS 15.751 16.505 1.817 2.061 243.542 201.587 1.317.113 1.274.121 4.021 4.950 3.272 2.807 0 1.983 MUNICÍPIOS 3.938 4.126 454 515 60.886 50.397 329.278 318.530 1.005 1.237 818 702 0 496 3.963.793 3.748.608

1º Trimestre 2013

2º Trimestre 2013

3º Trimestre 2013

393.274 1.573.096 90.482

330.272 1.321.087 189.489

307.372 1.229.488 171.208

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

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 3.408.699

Participações Especiais

II. Royalties Royalties (R$) Beneficiários

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Novembro 2013

Estados

275.404.553

319.973.601

408.065.749

400.316.042

446.339.910

Municípios

317.515.455

370.057.700

471.720.697

462.308.438

517.755.048

Fundo Especial

74.342.158

86.131.635

109.668.657

107.110.600

120.335.771

Comando da Marinha

148.684.317

172.263.270

200.496.454

196.063.356

240.671.542

MCT

115.295.999

133.902.931

151.394.993

146.935.583

170.397.187

FUNDO SOCIAL

37.812.007

36.535.611

16.248.284

Total

931.242.483

1.082.329.137

1.379.158.557

1.349.269.630

1.511.747.742

Fonte: ANP

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Royalties

Gás Natural

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

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

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 -

jul/13

ago/13

Nordeste (Nacional)

10,2178 12,1433 12,8214 12,9736 13,2637 13,6300 13,5641 13,4329 13,4837 12,6266 12,1825 11,6054

Sudeste (Importado)

7,3704

Sudeste (Nacional)

9,9461 11,5509 12,3605 12,6963 12,9965 13,3597 13,2951 13,1670 13,1717 12,3346 11,8730 11,3731

Sul (Importado)

7,3667

8,9354 10,0552 10,1642 10,2048 10,2048 10,2048 10,2295 10,2295 10,2295 10,0054 10,0054 8,9278

9,6544 10,1881 10,2263 10,2263 10,2263 10,2587 10,2587 10,2587 10,0247 10,0247

Sul (Nacional) Centro Oeste 8,3339 10,1258 11,4063 11,4727 11,5147 11,5147 11,5147 11,5546 11,5546 11,5546 11,2870 11,2870 (Importado) Centro Oeste (Nacional) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Setembro de 2013 *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 (Agosto/2013) Preços do Gás Natural (Agosto 2013) Preços Internacionais (US$/MMBtu) Gás russo na fronteira da Alemanha NBP *

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

7,94

10,23

11,56

11,30

11,39

11,36

11,64

11,41

11,32

10,98

10,97

6,39

9,35

8,91

10,15

10,60

10,24

10,29

10,33

9,81

9,88

9,94

10,09

Henry Hub

4,38

4,00

2,72

3,69

3,33

3,81

4,17

4,04

3,83

3,62

3,42

Petróleo Brent

14,16

19,82

19,83

19,30

20,12

20,75

19,46

18,33

18,36

18,37

19,19

19,82

14,14

16,93

16,77

17,30

16,86

16,98

16,59

16,39

16,88

17,07

18,63

18,99

79,48

111,25

111,31

108,33

112,93

116,46

109,24

102,88

103,03

103,11

107,72

111,24

79,37 95,04 Natural/MME,

94,12

97,10

94,65

95,30

93,12

92,02

94,72

95,79

104,55

106,61

Petróleo WTI Petróleo Brent (US$/ Bbl) Petróleo WTI (US$/ Bbl) Fonte: Boletim do Gás Agosto de 2013

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Balanço do Gás Natural (Agosto/2013) Balanço do Gás Natural no Brasil (boe/dia) Ano

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013 Ago

PRODUÇÃO NACIONAL

395.252

414.687

443.935

483.246

484.252

Reinjeção

78.811

69.628

60.885

61.011

67.490

Queima e Perda

41.764

30.254

24.845

22.895

20.631

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

61.137

63.842

66.483

67.427

67.741

14.781

16.605

19.750

28.807

28.744

22.392

21.574

22.140

21.889

Oferta de Gás Nacional ao Mercado

176.366

212.784

249.894

280.903

277.758

217.313

179.260

226.685

299.709

293.483

169.259

168.944

173.221

199.701

199.010

1.510

Gás Natural Liquefeito - GNL

48.054

10.315

53.463

98.498

94.536

Consumo em Transporte na Importação

5.598

5.850

7.045

6.793

211.715

173.410

220.835

292.665

286.690

388.081

386.194

470.729

573.568

564.448

Vendas nas Distribuidoras de Gás Natural 312.792 Consumo Instalações Industriais Produtor 57.363 (Refinarias/ FAFENS) Consumo Termoelétrico Direto do Produtor (Fafen/ Termobahia/ Canoas/ Termoceará/ 17.863 TermoaçúTermoaçú/Euzébio Rocha) Participação do Gás Nacional na Oferta Total 45,4% ao Mercado Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Setembro de 2013

299.835

359.274

434.940

414.184

70.949

79.818

76.484

75.792

15.473

31.638

62.143

74.471

55,1%

53,9%

49,0%

49,2%

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Setembro de 2013 IMPORTAÇÃO Bolívia Argentina

Oferta de Gás Importado ao Mercado

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Setembro de 2013 OFERTA TOTAL AO MERCADO

388.018

386.194

470.729

573.568

564.448

Industrial

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR

222.722

256.939

263.040

257.190

262.662

Automotivo

34.594

33.965

33.462

31.952

32.455

Residencial

4.969

5.472

5.787

6.164

7.296

Comercial

3.963

4.277

4.529

4.592

Geração de Energia Elétrica

99.190

65.540

144.854

257.253

241.340

Co-geração

18.240

18.932

18.366

15.725

15.347

Outros (Inclui GNC)

4.277

1.069

692

755

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Setembro de 2013

Balanço do gás natural em boe/dia 700.000 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Industrial

Automotivo

Residencial

Comercial

Geração de Energia Elétrica

Co-geração

Outros (Inclui GNC)

Oferta de Gás Nacional ao Mercado

Oferta de Gás Importado ao Mercado

Oferta total ao mercado

ago/13

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

Média 2010

Petrobras 278.540 OGX 0 Queiroz Galvão/ 17.525 Manati Petra BG 1.153 El Paso 6.488 Brasoil 3.894 Panoro 3.894 Petrogal 456 Shell 2.427 Repsol Sinopec 845 Chevron 1.746 Statoil 0 Sinochem 0 ONGC 203 Frade Japão 618 Gran Tierra BP 0 Petrosynergy 71 Maersk Energia/ 128 SK UTC 2 Sonangol 5 Aurizônia 5 Petro Vista UP Petróleo 1 Phoenix 0 Santana Potióleo 0 Nova Petróleo 4 Severo Villares 6 EPG Recôncavo E&P 4 Cheim 2 ERG 6 Silver Marlin 2 TDC 4 Partex Alvopetro 16 Panergy 2 Central Resources Egesa 0 Genesis 2000 Ral 0 Quantra Anadarko 0 Devon 184 Allpetro ArClima BrazAlta 3 Koch 0 Mercury 0 Nord 0 Odebrecht 0 Vipetro Total 318.235 *Nota: Não Inclui Reinjeção Fonte: ANP

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

310.259 337.542 357.802 368.841 363.884 368.271 359.628 343.133 364.183 356.039 347.283 348.958 0 313 15.090 2.251 8.561 10.492 18.148 17.299 20.229 19.158 19.893 19.776 11.634 17.357 16.779 18.592 18.677 18.590

5.504

18.167 18.561 18.177 16.656 18.090

0 2.317 6.774 2.585 2.585 690 2.378 982 2.765 271 44 233 978 7 136 69

2 4.856 6.559 3.857 3.857 1.985 2.179 595 519 370 247 228 183 39 117 90

6.394 5.841 4.684 3.729 3.729 2.122 1.299 1.530 296 307 204 145 105 101 121 91

800 5.924 4.972 4.131 4.131 2.273 1.481 1.315 0 334 223 151 0 74 154 119

3.529 7.100 4.952 4.151 4.151 2.365 1.859 2.119 0 338 226 213 0 103 147 108

4.392 7.102 4.930 4.131 4.131 2.394 1.345 2.092 0 59 39 48 0 107 149 100

7.758 6.828 4.319 1.223 1.223 2.305 647 2.062 4 72 48 41 1 106 113 98

7.328 5.279 3.878 4.037 4.037 1.748 1.364 1.824 416 391 261 188 147 100 116 82

8.537 6.208 4.877 4.125 4.125 2.143 1.243 1.719 686 427 284 148 242 107 116 80

8.200 5.208 4.801 4.039 4.039 2.166 978 858 550 357 238 117 194 117 105 81

8.525 4.765 4.725 3.701 3.701 1.969 1.186 889 412 383 255 197 145 102 81 75

8.475 4.153 4.706 4.020 4.020 1.737 1.588 890 597 399 266 199 211 96 111 73

103

12 10 14 5 12 13 16 14 16 13 16 18 10 18 11 10 11 11 10 11 11 9 13 12 3 6 8 3 4 8 9 9 9 7 11 15 2 9 9 2 0 2 11 0 0 16 16 16 21 25 7 2 0 3 5 2 3 5 6 6 5 4 7 9 0 2 4 3 4 4 5 6 5 5 5 5 10 4 5 2 8 5 6 5 6 5 4 3 4 5 4 5 5 3 3 3 3 3 4 8 6 5 3 2 2 2 0 4 4 3 4 4 1 4 4 5 4 3 3 3 3 3 3 3 3 4 3 7 2 2 2 3 3 2 3 2 2 2 3 2 70 123 71 127 108 129 88 111 65 4 2 5 1 2 1 2 1 2 2 2 2 2 2 12 0 1 0 0 0 2 2 2 3 2 0 0 1 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1 38 8 2 3 2 3 3 3 3 3 1 1 30 53 30 55 46 55 38 48 28 2 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 345.005 381.222 420.633 416.108 422.794 428.734 410.415 410.120 438.303 425.588 415.095 418.535

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

Biodiesel

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

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

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

46.216

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

33.658

46.123

49.055

52.885

52.984

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

Dez 9.945 Média 6.951 Mensal Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

22.735

30.523

38.115

44.002

49.486

20.059

27.664

41.133

46.021

46.728

49.750

Evolução da produção de biodiesel em boe/dia

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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

Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Bahia

1.585

2.273

3.973

3.679

4.224

4.270

4.102

4.197

3.186

3.311

3.303

3.145

3.374

Ceará

1.143

767

1.072

1.488

1.703

1.559

1.569

1.691

1.404

1.355

1.447

1.355

1.311

Goiás

7.622

8.712 10.327 9.944

9.361 10.467 9.704 10.571 9.666 10.076 10.217 9.504

9.932

Mato Grosso

9.791

8.615

8.153

7.234

5.936

5.433

8.364

9.726

6.768

7.575

7.700

8.028

5.576

Minas Gerais

1.253

1.320

1.377

1.564

1.622

1.560

1.687

1.666

1.192

1.758

1.447

1.565

1.575

1.201

1.979

2.064

3.169

2.359

2.489

2.385

1.914

2.425

2.851

4.295

4.832

4.969

Pará Paraná Piauí

5.643

5.085

2.725

2.727

3.474

3.606

3.541

4.086

2.270

1.052

2.112

1.982

2.420

Tocantins

1.492

1.744

1.207

742

426

310

1.090

1.742

786

687

345

417

876

Rio Grande do Sul

10.443 14.856 13.860 15.246 13.510 12.569 11.852 14.178 17.542 16.410 18.020 15.992 17.139

São Paulo

Rondônia

107

144

217

206

203

213

246

184

234

215

250

197

Maranhão Mato Grosso do Sul Rio de Janeiro

322

135

535

1.530

3.178

2.868

3.467

2.280

3.088

3.812

3.717

2.776

2.331

4.262

348

133

293

144

268

281

167

151

179

Santa Catarina

418

592

464

845

686

1.173

Brasil Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Etanol

41.123 46.058 46.726 49.750 45.957 46.216 46.819 53.168 49.899 49.572 52.889 50.240 52.984

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

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

Etanol Anidro

Etanol Hidratado

Etanol Total

05/06

132.045

140.346

272.391

06/07

139.200

169.805

309.005

07/08

145.864

240.933

386.797

08/09

165.502

310.207

475.710

09/10

119.554

323.984

443.538

10/11

138.329

337.355

475.684

11/12

148.605

242.667

391.273

12/13

167.034

237.161

404.195

13/14(*)

281.764

383.252

665.016

Safra 2013/2014 - Posição Acumulada 15-abr-13

27.185

125.451

152.635

01-mai-13

86.067

241.973

328.040

01-jun-13

172.627

305.966

478.593

01-jul-13

192.082

318.234

510.316

01-ago-13

243.801

352.763

596.564

01-set-13

269.640

372.859

642.498

01-out-13 * Posição em 01/10/2013 ** Fonte: MAPA Fonte: ANP

281.764

383.252

665.016

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da exportação de etanol Evolução da Exportação de Etanol Média 2010

Ano

Volume 32,7 (Mil boe/dia) US$ FOB 84,5 (Milhões US$) Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe

Média 2011

Média 2012

Média 2013

33,8

52,2

119,7

182,2

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

52,9

71,4

46,8

15,0

21,7

28,6

58,8

71,7

99,4

62,3

165,8

230,3

136,8

50,8

71,9

93,9

188,5

223,5

314,3

182,3

Evolução da exportação de etanol em mil boe/dia

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

2013

Estados

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013

2,40

2,48

2,52

2,63

1,98

2,27

2,42

2,64

1,83

2,09

2,17

2,25

2,30

2,46

1,84

2,10

2,12

2,27

2,30

2,02

2,29

2,32

2,43

2,18

2,28

2,30

2,39

2,42

1,97

2,28

2,25

2,40

2,42

2,41

1,58

1,96

1,99

1,95

1,84

1,86

2,10

2,11

2,26

2,24

1,84

2,24

2,23

2,29

2,25

Set

1,87

2,12

2,16

2,33

2,34

1,95

2,22

2,23

2,41

2,45

2,00

2,20

2,26

2,27

2,08

2,38

2,41

2,45

2,48

2,02

2,38

2,46

2,50

2,42

2,29

2,45

2,54

2,68

2,76

1,52

1,97

1,90

1,94

1,87

1,97

2,37

2,43

2,40

1,85

2,17

2,19

2,36

2,30

1,94

2,35

2,38

2,42

2,35

1,80

2,15

2,13

2,11

2,03

1,93

2,22

2,47

2,51

1,78

2,07

2,13

2,16

2,09

1,51

1,87

1,84

1,74

1,68

1,95

1,98

1,97

1,89

2,11

2,17

2,25

2,27

PA 2,08 Fonte: ANP

2,33

2,34

2,52

2,54

Brasil

1,91

2,20

2,23

2,31

2,30

Evolução dos preços do etanol hidratado (R$/litro) 2,9 2,7 2,5 2,3 2,1 1,9 1,7 1,5 1,3 Média 2010

Média 2011

RR (mais caro)

Média 2012 Brasil (média)

Média 2013

set/13

SP (mais barato)

Dezembro 2013 Ano V – Número 11

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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