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

ISSN 2176-5464

Julho 2013 Ano V – Número 7

Sumário

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O mercado nacional, por Wagner Freire......................03

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

O mercado internacional, por Eraldo Porto e Luiz Guerra..05 Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis....11 Agenda.......................................................30

Cara leitora, caro leitor, Nesta edição do Monitor IBP damos destaque, em primeiro lugar, ao anúncio, por parte do CNPE – por meio da Resolução CNPE nº 5, de 25 de junho de 2013 – dos parâmetros técnicos e econômicos que embasam a primeira rodada do pré-sal sob a modalidade contratual da Partilha de Produção, na qual será ofertado o campo de Libra. Tendo sido anteriormente objeto de exploração contratada pela ANP, Libra é considerada a maior acumulação de petróleo descoberta no século XXI, com um potencial estimado entre 8 e 12 bilhões de barris equivalentes de petróleo e gás. Foi fixado também um bônus de assinatura de 15 bilhões de reais e tomou-se como base um preço de petróleo de US$105. Foram definidas também cláusulas de conteúdo local, bem como limites para recuperação do custo em óleo – 50% nos primeiros dois anos e 30% nos anos subsequentes. No dia 9/7 a ANP iniciou a Consulta Pública das minutas do Edital e do Contrato que nortearão o esperado leilão, estabelecendo uma oferta mínima de 41,65% para a parcela do governo no excedente em óleo. O prazo para a Consulta Pública das minutas encerrou-se no dia 29 de julho, e a Audiência Pública está marcada para o dia 6 de agosto. O leilão irá ocorrer em outubro. Em outra direção, destacamos o baixo desempenho das ações da OGX, que atualmente vale 11,5% do que valia ao final de 2012. Em função de previsões de produção não realizadas, seu valor de mercado caiu de 14 bilhões de reais para algo em torno de 1,6 bilhões. Infelizmente o mau desempenho da petroleira não é um fato isolado no setor que vem, de uma maneira geral, apresentando resultados abaixo das expectativas nos últimos anos. Esperamos que a 11ª rodada de licitações - realizada em maio – e a 1ª rodada do présal e a 12ª rodada de licitações sob a concessão – que acontecerão ainda este ano - reinjetem o dinamismo que tem faltado à Indústria. A edição de julho do Monitor IBP, além da tradicional análise do mercado internacional do petróleo por Eraldo Porto e Luiz Guerra e da análise de Wagner Freire sobre o setor de E&P no Brasil, traz as estatísticas de petróleo, gás e biocombustíveis no Brasil. Desejamos uma agradável leitura!

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Julho 2013 Ano V – Número 7

O MERCADO NACIONAL Concessões da ANP em fase de exploração

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Depois de um longo período sem licitações para concessão de blocos para atividades de exploração-produção no Brasil, a ANP retomou as licitações, com a 11ª Rodada, com leilões realizados em 14 de junho. Como consequência dessa interrupção, o número de blocos disponíveis para atividade exploratória, vem caindo de forma acentuada restando, em meados deste ano, um saldo de 135 blocos nas bacias marítimas (dos quais 29 blocos com atividades suspensas por questões ambientais) e 107 nas bacias terrestres. A 11ª Rodada, com 55 blocos com propostas vencedoras nas bacias marítimas e 87 nas bacias terrestres permitirá, dentro de algum tempo, a retomada de atividades, mas não há como compensar a perturbação que anos sem renovação das oportunidades exploratórias produzirá no processo de avaliação e monetização do potencial de petróleo do país. Até porque, as bacias de Campos e Santos, que concentram 90% da produção de petróleo brasileira, pela primeira vez, desde a chamada Rodada Zero, em 1998, não têm blocos incluídos no processo licitatório de áreas marítimas, nem se sabe quando isso deverá ocorrer, dentro dos procedimentos usuais de competição da indústria.

8, 9, 10 e 11 –, dois deles com descobertas seguidas de programas de avaliação que suportaram a Declaração de Comercialidade (“DC”) de Lula em dezembro de 2010 e Sapinhoá, em dezembro de 2011. A propósito, esses dois campos, produziram, em maio, 104 mil b/d de óleo e 23 mil boe/d de gás, proveniente do pré-sal. Esses blocos, com área original total de 17,65 km², estão reduzidos agora a 4,89 km², onde são conduzidas perfurações exploratórias de avaliação. As principais delas estão em áreas remanescentes do Bloco BM-S-11 (Petrobras, operadora, 65%, BG, 25%, Partex, 10%), “Iara”, e do Bloco BM-S-8 (Petrobras, operadora, 66%, Petrogal 14%, Queiroz Galvão, 10% e Barra 10%), “Carcará”. Também nesse cluster, a Petrobras desenvolve atividades exploratórias em sete Blocos de Cessão Onerosa, obtidos em setembro de 2010, o principal deles, Franco, com 1,25 km². Há ainda a expectativa do Bloco de Libra, com reservas comprovadas, também ser incorporado brevemente à atividade exploratória, via partilha da produção, caso a licitação pertinente seja bem sucedida. Também dessa 2ª Rodada, há um Bloco em fase de avaliação de descoberta na Bacia de Sergipe-Alagoas.

A distribuição do saldo de blocos com atividade exploratória pelas diversas rodadas marítimas e terrestres acha-se ilustrada nas Figuras 1 e 2.

As demais rodadas, com saldo de 131 blocos em fase de exploração, estão com Planos de Avaliação de Descobertas em 44 deles, 18 na Bacia de Campos e nove na Bacia de Santos. Os trabalhos de avaliação originaram nove DCs (sem contar as três propostas e canceladas pela OGX), das quais quatro com os respectivos campos já em fase de produção: Piracaba e Baúna, na Bacia de Santos e Tartaruga Mestiça e Tubarão Azul, na Bacia de Campos.

Nas bacias marítimas, encontram-se blocos remanescentes de rodadas conduzidas há mais tempo, ainda da 2ª Rodada, de junho de 2000: quatro blocos que originaram as descobertas do pré-sal da Bacia de Santos – BM-SNº de Blocos 120

Blocos Concedidos: 480 Blocos com Exploração Concluída: 345 Blocos com Exploração em Vigor: 135 Blocos com Propostas Vencedoras na 11ª Rodada: 55

105 100

90 82

67 60

61 40

55 12

12 0

7 5

13 7

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

R Zero

R 10

R 11

Fig. 1 – Blocos marítimos em Fase de Exploração concluída ou em vigor, referida a 3 de julho de 2013

Julho 2013 Ano V – Número 7

O MERCADO NACIONAL Concessões da ANP em fase de exploração (cont.)

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Nº de Blocos 250

Blocos Concedidos: 433

212

Blocos Com exploração concluída: 326 Blocos Com exploraçãoem vigor: 107 Blocos com Propostas Vencedoras na 11ª Rodada: 87

200

150

159

100

65 50

34 49 26

53 31

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

R Zero

R 10

R 11

Fig. 2 – Blocos terrestres com Fase de Exploração concluída e em vigor, referida a 3 de julho de 2013 Nas bacias terrestres o nível de atividade exploratória se reduziu bastante nas bacias maduras. Há apenas um bloco com exploração na Bacia de Sergipe-Alagoas, quatro no Espírito Santo e quatro em Potiguar. No Recôncavo, com 20 blocos, há um pouco mais de atividade. Nas bacias de fronteira, Solimões, com óleo e gás convencional e São Francisco com potencial de tight-gas, têm ainda, respectivamente 22 e 35 blocos exploratórios, após a devolução de quatro blocos em cada uma. A Shell devolveu quatro dos cinco blocos que detinha em S. Francisco. Em Parecis, a Petrobrás devolveu dois dos seis que detinha, antes mesmo da perfuração de poços pioneiros. A exploração nessas bacias originou DC de vários campos: Galo de Campina, Rolinha, Pardal e Arribação, pela UTC/ Potióleo; Tiziu, Jaçanã, Patativa, Rio Mariricu Sul e Rio Preto Sudeste, pela Petrobras; Sabiá Bico-de-Osso, pela SonangolStarfish/Petrobras; Andorinha Sul pela Petrogal/ Petrobras; Guará, pela Nord/Mercury; Concruz, pela UTC/ Potióleo/Quantra, todos na Bacia Potiguar; Dó-Ré-Mi pela Petrogal/Petrobras; e Arapaçu pela Petrobras, em SergipeAlagoas; Uirapiru Sudoeste e Trovoada por Synergy/

Silver Marlin; Tapiranga Norte e Pariri, pela Petrobras, no Recôncavo. Mas o destaque está com a Bacia do Parnaíba, com 10 blocos em fase de exploração e várias descobertas que originaram quatro DCs pela OGX Maranhão, operadora, 70% e Petra, 30%: Gavião Real, Gavião Azul, Gavião Branco e Gavião Branco Oeste. Gavião Real entrou em produção em fins de 2012 e, em maio deste ano, produziu 24 mil boe/d, que abastece uma térmica próxima ao campo. Esperamos que as atividades de exploração no Brasil tardiamente retomadas após interrupção sem qualquer justificativa técnica ou econômica, passem a se processar doravante regularmente, com oportunidade para companhias de variados portes, num processo competitivo e que estimule a inovação para melhor e mais rápida avaliação do potencial petrolífero do país.

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O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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Na moderna indústria do petróleo, os petróleos cujos preços servem de referência aos demais – chamados de benchmarks de preços – nunca foram em grande número. Traders necessitam dessas referências para fechar seus negócios.

muito diferentes nos dois casos.

Desde o final do século passado, os dois principais petróleos, que tem balizado os preços da maioria dos demais óleos, tem sido o Brent, produzido no mar do Norte, e o americano WTI, produção terrestre que ocorre no estado do Texas.

Mas, os preços não são determinados apenas pela densidade, o enxofre e a acidez. Além das diferenças geográficas, dos custos de fretes e das percepções do mercado sobre a direção dos preços, um fator de grande importância para que o mercado chegue a um diferencial entre óleos é o balanço oferta x demanda.

Curiosamente, a principal qualidade para estes óleos terem se tornado comercialmente tão importantes não foram suas características físico químicas, nem seus volumes de produção ou a grandeza de suas reservas. Há petróleos mais rentáveis, com produção bem superior ou reservas bem maiores. O Brent e o WTI se tornaram os principais benchmarks pela facilidade que o mercado tem em saber os níveis de preços praticados nas transações spot com cargas físicas dos dois óleos. As cotações que refletem os níveis de preços spot são estimadas diariamente pelos participantes do mercado e por publicações especializadas. Mas, quando se estabelece uma fórmula de um determinado tipo de óleo, com base em um dos benchmarks, a origem e as características diferentes podem trazer dificuldades de referenciamento. Os problemas se iniciam por dois fatores peculiares aos dois benchmarks citados: 1. Ambos são óleos leves, de baixo teor de enxofre e pouca acidez. 2. Sua comercialização é restrita a poucas regiões, sendo raramente registrada na Ásia, por exemplo. De fato, o item 1 pode ser bem avaliado observando-se o quadro abaixo: Características

BRENT

WTI

Densidade, em API°

37,9

39,6

Enxofre, em % massa

0,45

0,27

Acidez, em mg KOH/g

0,05

0,11

O WTI é um óleo essencialmente doméstico, dada a restrição legal que praticamente proíbe a venda dos petróleos americanos no mercado internacional. Seu preço reflete o contexto do seu mercado, principalmente o do Meio Oeste e Sul do país. O Brent tem sua comercialização concentrada no mercado europeu, embora às vezes seja também competitivo no mercado americano. Sofre grande influência dos problemas econômicos e geopolíticos que ocorrem na África e no Oriente Médio, além dos fatores que afetam o mercado europeu. Os dois preços tem variações específicas. Se fosse simplesmente por suas características, o preço spot FOB (na origem, ou seja, no ponto de armazenagem) do WTI seria sempre maior do que o do Brent, desde que ambos fossem processados em uma refinaria semelhante. Os custos de transporte da origem à refinaria não são

De fato, na primeira década do século XXI, os preços spot FOB registrados para o WTI mantiveram-se quase sempre acima dos preços spot do Brent.

E foi isso o que fez mudar dramaticamente a relação de preços dos dois benchmarks (o chamado spread de preços) que estamos analisando. A partir de 2010, o rápido crescimento da produção americana de óleos leves, que surpreendeu a todos na indústria, provocou uma espetacular inversão de preços spot entre o Brent e o WTI. Outro fator importante no desequilíbrio que se somou ao contexto acima foi a chegada de novas quantidades de óleo do Canadá, com a entrada do oleoduto Transcanada, mais ou menos na mesma época. A partir do início de 2011, as cotações do petróleo de referência WTI inverteu a tendência histórica e começou a apresentar significativos descontos em relação ao Brent, no mercado spot. Em julho daquele ano o WTI foi vendido com um desconto em torno de US$ 20,00/barril, tendo sido vendido em dezembro de 2010 ao mesmo nível do Brent. Durante os anos de 2011 e 2012, o spread de preços dos dois benchmarks oscilou na faixa dos US$10,00/b a US$30,00/b. A partir de fevereiro de 2013, quando o spread ainda era superior aos US$20,00/b, o desconto do WTI em relação ao Brent finalmente começou a cair. Em junho último, a proximidade das cotações dos preços do Brent e do WTI indica que está chegando ao final o período em que a relação dos dois preços havia sido alterada por aquela mudança fundamental. O que se vê agora é que está mais bem utilizado o aumento da capacidade de transferir crus do centro dos EUA, desfazendo aos poucos a percepção que o mercado tinha de estoques de petróleo anormalmente altos. O fluxo crescente de óleos leves na direção do maior centro de refino dos EUA, localizado nas costas do Golfo do México, está dando competitividade ao WTI frente aos demais óleos leves disponíveis vindos do Mar do Norte ou da África Ocidental. Este número do Monitor mostra que o spread Brent/WTI já caiu para US$6,00/b na última semana de junho e, no momento em que esta análise está sendo redigida, o valor do spread caíra ainda mais para US$3,40/b. É possível que o spread recue para valores menores em 2014, à medida que a capacidade de transferência por dutos aumente e permita a expansão da transferência do petróleo WTI para refinarias do USGC (Golfo do México), maior centro de refino dos EUA.

Exportadores de petróleo para diversos continentes, como o Brasil, devem ajustar suas fórmulas de preços para refletir a nova relação de preços entre o Brent e o WTI.

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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 junho de 2013 foram, respectivamente, US$ 95,83/b e US$ 101,43/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte: Cotações em junho de 2013 (em US$/barril): Médias semanais 1ª semana (3 - 7 junho)

WTI

Brent

94,25

102,92

2] semana (10 - 14)

96,36

103,39

3ª semana (17 - 21)

96,65

103,93

4ª semana (24 - 28)

95,83

101,43

94,51

102,56

95,77

102,92

Média mensal maio * Média mensal junho *

(*) 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.

Conforme faz todos os anos em meados de junho, a BP publicou sua Statistical Review of World Energy 2013, consolidando os dados internacionais referentes à reservas, produção, consumo de energia no ano de 2012. Pela sua credibilidade, simplicidade e transparência, estes dados são largamente utilizados pelos analistas e participantes da indústria do petróleo. Na apresentação, a BP resume alguns aspectos relevantes que passamos a descrever: • Mais uma vez, o crescimento do consumo energético global líquido ocorreu, majoritariamente, nas economias emergentes, com a China e a Índia respondendo por quase 90% do aumento. • O consumo nos países desenvolvidos membros da OCDE caiu pela quarta vez nos últimos cinco anos, liderado por um grande declínio nos EUA. • Apesar da desaceleração, o consumo e a produção mundiais atingiram níveis recordes para todos os combustíveis, exceto os biocombustíveis e a geração nuclear de energia elétrica. • Os dados sugerem, ainda, que o crescimento das emissões globais de CO2 provenientes do consumo de energia continuou em 2012, mas em ritmo mais lento do que em 2011. • A evolução dos preços de energia não apresentou uma tendência definida. Enquanto os preços médios anuais do Brent, petróleo de referência internacional, atingiram níveis recordes, o preço anual médio, ajustado pela inflação, diminuiu ligeiramente. • Os preços dos petróleos em 2012 atingiram o pico no mês de março, logo após uma queda nas exportações iranianas, mas recuou em seguida, devido, principlmente, ao aumento da produção nos EUA, Líbia e outros produtores

da OPEP. • O crescimento da produção de petróleo nos EUA foi o maior do mundo, em 2012, e o maior da história do país. Em resposta, o diferencial entre o Brent e o West Texas Intermediate (WTI) atingiu um valor recorde, embora a diferença tenha começado a cair perto do final do ano, quando os gargalos da infraestrutura de movimentação de petróleo nos EUA começaram a diminuir. • Os preços de gás natural subiram na Europa e na Ásia, mas cairam na América do Norte, onde a crescente produção de gás natural elevou os descontos em relação aos preços internacionais do petróleo e do gás, que servem de referência. • Os preços do carvão cairam em todas as regiões. • O consumo mundial de energia primária cresceu 1,8% em 2012, bem abaixo da média dos últimos dez anos, que foi de 2,6%. • O consumo nos países da OCDE caiu 1,2%, sendo que nos EUA a queda foi de 2,8%, a (maior os queda do mundo, em termos volumétricos). • O consumo de energéticos entre não membros da OCDE cresceu 4,2%, abaixo da média de 10 anos de 5,3%. • O crescimento do consumo global de energia ficou abaixo da média para cada um dos combustíveis fósseis e, também, para a energia nuclear; regionalmente crescimento foi abaixo da média em todos as regiões, exceto na África. • O petróleo continua sendo a forma de energia mais utilizada no mundo, participando com 33,1% do consumo global de energia, mas continuou a perder participação de mercado pelo décimo terceiro ano consecutivo, sendo que a sua atual participação no mercado é a mais baixa do conjunto de dados anuais da BP, que começaram a ser publicados em 1965 (Disponível em www.bp.com). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1. No mês de junho, as cotações diárias do petróleo de referência do mercado americano, o WTI, subiram e se aproximaram bastante dos US$100,00/b, valor não atingido nos últimos 14 meses. Em 03 de julho, chegou a US$101,92/b. Com isso, o diferencial entre o petróleo WTI e o óleo de referência europeu, o Brent, caiu para menos de US$ 5,00, pela primeira vez desde 2010. Por estranho que possa parecer, analistas ouvidos pela agência de notícias Bloomberg, indicam que “a queda dos estoques de petróleo nos Estados Unidos em mais de nove milhões de barris, em meados de junho” foi um dos principais motivos para a alta dos preços do WTI. Convém salientar, contudo, que o volume de nove milhões de barris é consumido nos Estados Unidos em menos de um dia. Por outro lado, alguns outros analistas apontaram a situação política no Egito como uma das principais causas do aumento do óleo WTI no mercado americano (Bloomberg).

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O MERCADO INTERNACIONAL 2. Em abril, a produção de petróleo no estado da Dakota do Norte, nos Estados Unidos, atingiu 790 mil b/d, dos quais 75% foram transportados por via ferroviária. O volume de óleo produzido em abril foi 1% superior à produção de março e 30% maior que a produção de abril de 2012. Do volume de 790 mil b/d produzidos, 727 mil b/d foram de formações betuminosas (shale oil), um aumento de 33% em relação à produção do mês de abril de 2012. Deste volume, 85% foram transportados por ferrovias e apenas 15% pelo modal dutoviário. No mercado americano, comenta-se que a movimentação dos preços dos petróleos está forçando a redução do uso do transporte ferroviário que, por ser bem mais caro que o transporte por duto, diminui a margem dos produtores de petróleo, particularmente os do estado de Dakota do Norte (AGM, 21/06/2013). 3. Um grupo de empresas prestadoras de serviços para a indústria do petróleo está investindo cerca de 600 milhões de pesos (110 milhões de dólares) para a construção de um parque industrial na região de Neuquen, no sudoeste da Argentina. O investimento servirá para abastecer as empresas que exploram “as enormes jazidas de óleo e gás natural de xisto na região”. Segundo o governador de Neuquen, oito empresas de serviços começaram a construção do parque industrial de apoio à indústria petrolífera na cidade. Ainda segundo a mesma fonte, "é muito importante para nós que as empresas de serviços de petróleo e as empresas de Neuquen se prepararem para este novo desafio", pois Neuquen “é o lar de Vaca Muerta, uma das maiores jazidas de xisto do mundo, com uma estimativa de reservas de 500 trilhões de pés cúbicos de gás de xisto”. O potencial para produção de óleo e gás de xisto tem atraído atenção de grandes empresas petroleiras internacionais, como as americanas Chevron e ExxonMobil e, também, da francesa Total. Já a YPF, a empresa estatal de energia da Argentina, planeja investir 37,2 bilhões dólares, no período 2012-17, num programa de desenvolvimento de óleo e gás de xisto, com a perfuração de mais de 51 poços em Vaca Muerta (Platts-The Barrel 12/06/2013). 4.Forami suspensas no mês de junho, as exportações de petróleo Kirkuk produzido no norte do Iraque, região predominantemete curda do país, administrada de forma semi - autônoma. Foi a segunda tentativa, fracassada, de reiniciar os fluxos de petróleio pelo oleoduto Kirkuk-Ceyhan, que partindo de Kirkuk chega ao terminal exportador turco no porto de Ceyhan, no mar Mediterrâneo. Esta nova tentativa ocorreu após uma interrupção de 22 dias. "É um pesadelo", disse um trader de petróleo baseado no Mediterrâneo, que teve a confirmação de agentes portuários que os fluxos de Kirkuk pararam novamente, sem que tenha havido nenhuma notificação oficial da SOMO do Iraque. Segundo se informa, "há intermináveis filas de navios no porto, e pelo menos oito embarcações de 80 mil toneladas cada uma estão na fila de espera. Também foi relatado que pelo menos 1,6 milhões de barris que não foram

despachados pelo duto de Kirkuk para Tupras (Ceyhan)". Os atrasos reduziram a competitividade do Kirkuk no Mediterrâneo, que enfrenta a forte presença do petróleo Ural, da Rússia. Sem considerar as despesas de sobrestadia pagas pelos navios que atrasam as cargas, o Kirkuk é cotado em Augusta, na Itália, a Brent datado menos US$2,00/b, enquanto o Ural é cotado a Brent datado menos de US$0,50/b. Segundo se informa, um dos dois oleodutos de Kirkuk foi fechado em 19 de junho, após um vazamento causado pela corrosão, embora os fluxos tenham sido mantidos na outra linha. Cerca de 300 mil b/d haviam sido originalmente programados para carregar em junho. Todo este volume parece ter sido adiado para julho (Platts -The Barrel 12/07/2013). 5. Segundo informa a publicação semanal This Week in Petroleum – TWIP, a Agência de Informações sobre Energia (EIA, na sigla em inglês) do governo americano publicou a série de dados anuais, referentes ao ano de 2012, com uma série que mostra como o petróleo produzido no país chega às refinarias. Os dados mostram “uma crescente depêndencia no transporte de petróleo via barcaças, caminhões e ferrovias”, o que não causou nenhum surpresa para os analistas da EIA. A publicação deixa transparecer que “tem havido muita discussão” a respeito do aumento de produção de petróleo no país e os problemas que o consequente aumento de volume trazem, especialmente. nos estoques na região de Cushing, Oklahoma (ponto de entrega do óleo negociado em bolsa quando há entrega física). Também há reflexos negativos no chamado Midcontinent americano, que é mercado semi isolado e que vem tendo enormes dificuldades na movimentação de petróleo por que os dutos disponíveis estão completamente cheios, de vez que a infraestrutura não tem acompanhado o crescimento da produção. De 2005 a 2010, as refinarias situadas no interior recebiam até 96% do petróleo a ser refinado via duto, que tinha à época a vantagem da grande capacidade de movimentação e baixos custos. A partir de 2011, a utilização de dutos começou a cair proporcionalmente. Em 2012, as entregas de petróleos de produção doméstica por duto foi de 93% do total. Os 7% restantes foram entregues via barcaças, caminhões e ferrovias. Por ser bem mais caro, o transporte por caminhões e trens representava, no passado, menos de 1% do todo o óleo entregues nas refinarias do interior. Em 2012, este volume triplicou e já é de 3%. Além disto, as entregas por barcaças, que é de utilização restrita, também aumentou e agora chega a 4%. A publicação conclui dizendo que, enquanto os óleos WTI e Bakken continuarem sendo negociados, nos Estados Unidos, abaixo das referências internacionais, este esquema de transporte de petróleo nos Estados Unidos deverá ser mantido, ou “até mesmo expandido”.

Julho 2013 Ano V – Número 7

O MERCADO INTERNACIONAL Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

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

WTI

76,05

85,1

93,54

102,23

89,72

94,01

102,88

93,42

92,18

87,94

94,34

94,10

Brent

76,82

86,46

104,96

117,36

113,34

109,4

118,49

108,42

109,61

110,09

112,49

102,58

Mercado de derivados

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O volume de petróleo processado no complexo refinador de Paraguana, cuja capacidade nominal é de 940 mil b/d, continua sendo recuperado pela companhia de petróleo estatal venezuelana PDVSA. Em junho a utilização da capacidade chegou a 75%.

A produção de óleo combustível, de ambas as refinarias, é de aproximadamente 14% (AGM, 28/06/2013).

O sistema Paraguana é formado pelas refinarias de Amuay, com capacidade de 635 mil b/d, e pela refinaria de Cardon com capacidade de 305 mil b/d, que, em conjunto, são responsáveis por 60% do abastecimento de derivados de petróleo para a Venezuela.

1.Depois de obras de modernização que duraram sete meses, a BP está recolocando em atividade uma das unidades de destilação, com capacidade de processar até 260 mil b/d, na sua refinaria de Whiting, perto de Chicago. A capacidade total de refino de Whiting está sendo aumentada para 410 mil b/d de carga fresca com a citada modernização.

No mês de agosto do ano passado, a refinaria de Amuay foi severamente atingida por uma explosão na sua unidade de produção de olefinas, obrigando a Venezuela importar uma grande quantidade de derivados de petróleo. Atualmente, a refinaria de Amuay está processando cerca de 500 mil b/d, 80% da sua capacidade nominal de projeto. Já a refinaria de Cardon estaria processando apenas 210 mil b/d, abaixo de 70% de sua capacidade. A PDVSA indica que “muito dificilmente o refino em Amuay e Cardon pode ultrapassar os 80% de suas capacidades”, a não ser com um vasto programa de modernização que inclua uma maior taxa de conversão e, além disso, sejam adicionadas unidades que permitam o processamento de óleos mais pesados. Segundo informa a PDVSA, atualmente Amuay processa uma cesta de petróleo com 73% de petróleos médios e leves e 27% de petróleos pesados (abaixo de 220 API) enquanto isto, Cardon se utiliza de 85% de leves e médios e, apenas, 15% de pesados. A informação é complementada com os rendimentos em produtos das refinarias que são: Amuay, 31% de gasolina e 46% de destilados médios, e Cardon, 38% de gasolina e 39% de destilados médios.

Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis:

Provisoriamente, a nova unidade de destilação deverá processar petróleo leve de baixo enxofre, até que uma nova unidade de coque de 100 mil b/d e outra de hidrotratamento de 105 mil b/d passem a funcionar, o que está previsto para o segundo semestre deste ano. Após o término das obras de ampliação e modernização, a refinaria de Whiting poderá aumentar para 85% a participação de óleos pesados na cesta de petróleos que processa. Atualmente, a participação de óleos pesados, na cesta de refino, é de apenas de 20% (AGM, 07/06/2013). 2. Refinarias indianas estão buscando cargas de gasolina e diesel no mercado internacional de derivados para complementar o abastecimento local. A BPCL procurava uma carga de 270 mil barris de diesel para embarque ainda em junho. Esta seria a primeira importação de derivados efetuada pela refinadora no período de um ano. Já a HPCL comprou uma carga de gasolina, que embarcou na faixa 8-12 junho, a primeira comprada no exterior desde 2011.

Julho 2013 Ano V – Número 7

O MERCADO INTERNACIONAL Uma explicação para estas inusitadas operações foi o acidente que ocorreu em uma unidade que processava 60 mil b/d de petróleo na refinaria Visakhapatnam da HPCL, cuja capacidade nominal total é de 190 mil b/d. A unidade continua fechada desde uma explosão ocorrida em meados de maio último (AGM, 07/06/2013). 3. O diferencial de preços entre o óleo combustível de alto teor de enxofre de 180 CST de viscosidade em Cingapura e o óleo combustível de alto teor de enxofre de 380 CST de viscosidade em Roterdã vem aumentando de forma moderada, afastando-se dos níveis atuais, que são os valores mínimos dos últimos dois anos. O primeiro óleo é muito utilizado no mercado asiático e o segundo no mercado europeu. No final de junho, o diferencial de preços entre o derivado de Cingapura e de Roterdã, chamado de diferencial leste/ oeste (em inglês east/west spread) chegou a US$10.00/tonelada, mas já retornou para a região dos US$3.50/tonelada, o menor nível desde maio de 2011. Em maio de 2011, produto de melhor qualidade de Cingapura era negociado com um pequeno desconto sobre o preço do derivado de Roterdã. O estreitamento do spread deve-se essencialmente à redução dos preços do óleo combustível em Cingapura, que caiu muito no mês de junho (Platts-The Barrel 12/06/2013).

4. Nos EUA, o preço médio da gasolina comum no varejo (preço de bomba) caiu US$0,08/galão, chegando a US$3,50/ galão no final de junho, véspera do feriado da independência, quando aumenta muito o consumo de gasolina no país. O preço médio do diesel também diminuiu, em todas as regiões do país, chegando a US$3,82/galão na média nacional. 5. Foi publicado que a refinadora chinesa Sinopec exportou uma carga de querosene de aviação para a costa oeste dos Estados Unidos, a primeira em três anos e meio. O carregamento de cerca de 250 mil barris deixou o porto chinês de Nanjing, na última seman de junho, com destino ao estado americano do Alasca. Por muitos anos, a China se apresentou como o grande comprador (importador) de querosene de aviação no mercado asiático. Mas a recente ampliação e modernização de inúmeras refinarias do país permitiram o aumento de produção e o início das exportações do derivado, primeiro para seus vizinhos mais próximos, e, agora, até mesmo para o outro lado do oceano Pacífico (AGM, 28/06/2013).

Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140

US$/b

130 120 110 100 90 80 70

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

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

Gasolina Reg.USG

81,93

90,94

108,64

125,29

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

118,89

113,13

Nr.2 Diesel LS USG

87,71

98,31

118,65

129,46

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

129,51

120,16

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo na primeira semana de junho foi de 393,8 milhões de barris e de 383,8 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 382,9 milhões de barris. Os estoques da última semana de junho foram, em volume, 0,2 % superiores aos níveis da mesma semana de 2012 e eram suficientes para 24,5 dias de consumo, contra também 24,5 dias de um ano atrás. Os estoques de destilados começaram o mês de junho com 122,1 milhões de barris e encerraram com 120,8 milhões

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

de barris ou 29,4 dias de consumo. Estes estoques se encontravam, em volume, um pouco acima dos estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques de destilados eram de 117,8 milhões de barris ou 31,7 dias de consumo; portanto, em volume, o estoque no final de junho estava 2,5 % acima do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 223,7 milhões de barris, 25,1 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 23,0 dias de consumo.

Julho 2013 Ano V – Número 7

O MERCADO INTERNACIONAL Oferta e demanda de petróleo

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

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

Variação %

Projeção

2009

2010

2011

2012

1trim13 2trim13 3trim13 4trim12

(a) Demanda Mundial

84,69

86,94

88,04

88,87

88,85

88,74

90,13

Oferta Não-OPEP

51,14

52,30

52,45

52,94

53,79

53,65

53,88

Condensado OPEP (LGN+Não convencionais)

4,35

4,98

5,37

5,66

5,83

5,85

(b) Oferta Mundial total (NãoOPEP+ Condensado OPEP)

55,49

57,28

57,82

58,6

59,62

Diferença (a) - (b)

29,20

29,66

30,22

30,27

29,23

Produção de Petróleo OPEP (1) (2)(3)

28,785

29,231

29,788 31,132 30,214 30,537

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

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

0,862

0,984

2013

2013/2012

90,83

89,64

0,87

54,36

53,92

1,85

5,88

5,92

5,87

3,71

59,50

59,76

60,28

59,79

2,03

29,24

30,37

30,55

29,85

-1,39

1,297

(1) Fonte: OPEP incluindo Iraque, baseado em fontes secundárias (2) Com exceção da linha condensados OPEP, as demais produções não incluem os condensados eventualmente produzidos. (3) A OPEP costuma ajustar os dados, mesmo os realizados. (4) A OPEP informou nova projeção para a oferta de condensados e óleos ditos não-convencionais para 2014, deverão ser produzidos 6,01 milhões de b/d. (5) Produçao mensal da OPEP: Abr13 = 30,538 milhões de b/d; Mai13 = 30,688 milhões de b/d; Jun13 = 30,379 milhões de b/d. Baseado em fontes secundárias.

A publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR de julho modificou ligeiramente a projeção de demanda mundial por petróleo para 2013, que agora é 89,64 milhões de b/d. O novo valor significa um aumento de 770 mil b/d, cerca de 0,90%, em relação à demanda de 2012, dos quais 29,85 milhões de b/d deverão ser fornecidos pela OPEP. No ano de 2012, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,27 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 31,13 milhões de b/d, ou seja, 860 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos esto-

Contagem de sondas

ques de petróleo, na mão dos refinadores/consumidores, de quase 300 milhões de barris no ano. Neste primeiro semestre de 2013, a tendência foi mantida. Para uma necessidade média de 29,24 milhões de b/d foram produzidos 30,38 milhões de b/d, um excedente de 1,14 milhões de b/d. Assim, neste primeiro semestre foram para estoque cerca de 200 milhões de barris.

Para 2014, a projeção para a demanda mundial de petróleo é de 90,68 milhões de b/d, um aumento de 1,16 milhões de b/d em relação à demanda de 2012.

.................................... Contagem do número de sondas

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

Número de sondas operando no mundo

2012 2011 2010 2009 2008 2007

3.518 3.466 2.985 2.304 3.336 3.116

Considerando a evolução mensal, o número de sondas operando no mundo aumentou em junho de 2013, passando para 3.277, enquanto em maio havia sido 3.178, ou seja, mais 99 sondas. Dentre os países e/ou regiões, mais uma vez o destaque, desta vez positivo, foi o Canadá, que aumentou o número de sondas operando em 55 unidades; o número de sondas foi de 128 sondas em maio para 183 em junho.

4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 África

Europa

Ásia 2009

Oriente Médio 2010

2011

Canadá

América Latina

2012

jun/13

EUA

Total Mundo

Entretanto, este valor é ainda quase a metade da média anual, que de janeiro a junho chegou a 346 sondas.

Em toda a América Latina estiveram em operação, em junho, 423 sondas.

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Reservas

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

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Reservas Brasil (B boe)

13,70

14,37

14,92

15,09

15,19

16,91

16,92

17,26

Petróleo (B bbl)

11,77

12,18

12,62

12,8

12,88

14,25

14,29

14,52

Gás Natural (B boe)

1,93

2,19

2,30

2,29

2,31

2,66

2,73

2,74

13,23

13,75

13,92

14,09

14,18

15,28

15,71

15,72

Petróleo (B bbl)

11,36

11,67

11,80

11,97

12,07

12,91

13,22

13,28

Gás Natural (B boe)

1,88

2,08

2,12

2,11

2,37

2,49

2,44

0,47

0,62

1,00

1,01

1,63

1,21

1,54

Petróleo (B bbl)

0,41

0,51

0,82

0,83

0,81

1,34

1,07

1,24

Gás Natural (B boe)

0,06

0,11

0,18

0,17

0,20

0,29

0,14

0,3

Produção Brasil (Bboe)

0,7

0,74

0,75

0,77

0,84

0,89

0,92

0,93

Petróleo (B bbl)

0,62

0,66

0,67

0,69

0,74

0,78

0,80

0,78

Gás Natural (B boe)

0,08

0,1

0,11

0,12

0,15

Reservas Petrobras (Bboe)

Reservas demais empresas (B boe)

R/P Petróleo e Gás (anos)

19,6

19,4

19,9

19,6

18,1

19,0

18,4

18,6

Petróleo (anos)

19,0

18,4

18,8

18,5

17,4

18,3

17,9

18,6

Gás Natural (anos)

24,1

27,4

28,7

28,6

23,1

24,2

22,7

18,3

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

0,9

0,8

Produção Petróleo (B bbl)

0,7 25

R/P Gás Natural (anos)

0,6

0,5 R/P Petróleo (anos)

0,4

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

0,1

0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Exploração

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

I. Declarações de comercialidade (Junho/2013) Bloco

Operadora

Campo

Bacia

Data

C-M-499

OGX

RÊMORA

Campos

07/06/2013

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

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Karoon

Santos

Espírito Santo

Petrobras

Campos

Santos

Repsol

Santos

Shell

Campos

Statoil

Campos

Total

*Fonte: ANP

TERRA Nº de Poços Concluídos Operador

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Gran Tierra

Recôncavo

Partex

Potiguar

Petra

São Francisco

Espírito Santo

Potiguar

Sergipe

Solimões

OGX

Parnaíba

UTC

Potiguar

Vipetro

Espírito Santo

Total

Petrobras

*Fonte: ANP

Julho 2013 Ano V – Número 7

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

Poços

2013

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais TOTAL

*Fonte: ANP

TERRA Evolução de Poços Concluídos 2012

Poços

Jun

2013

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL *Fonte: ANP

IV. Evolução de poços concluídos por bacia (Junho/2013) Evolução do Número de Poços Concluídos Bacia Alagoas

2013

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

Total

*Fonte: ANP

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Evolução de poços concluídos por bacia 30 20 10 0 Média Média Média Média jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 2010 2011 2012 2013 Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

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

Terra

Mar

0 0 1 1 0 2 1 0 3 19 0 0 0 1 1 29

1 1 0 0 1 0 0 1 0 39 1 2 2 0 0 48

Anadarko BP Gran Tierra Imetame Karoon OGX Partex Perenco Petra Petrobras Repsol Shell Statoil UTC Vipetro Total *Fonte: ANP

Total Sondas 1 1 1 1 1 2 1 1 3 58 1 2 2 1 1 77

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

Produção

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

2012

2013

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Offshore

1.845

1.865

1.850

1.842

1.823

1.742

1.831

1.864

1.920

1.875

1.836

1.673

1.743

Onshore

177

183

181

182

181

180

181

188

181

184

183

Total

2.022

2.048

2.033

2.023

2.004

1.924

2.011

2.045

2.108

2.056

2.020

1.856

1.926

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

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da produção total de óleo por concessionário em boe/d (Abril/2013) Evolução da Produção Total - Abril 2013 (boe/dia) Média 2009**

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013 Jan 2.244.212 31.774 14.984 10.186 11.375 26.206 800 47.374 8.103

Fev 2.193.062 38.027 19.539 14.256 11.946 31.527 3.529 45.413 8.027

Mar Abr Petrobras 2.158.807 2.195.348 2.250.237 2.226.692 2.187.173 2.121.238 2.190.178 BG 2.869 5.549 16.090 26.419 37.053 38.115 40.294 OGX 867 8.995 18.234 18.519 19.894 Repsol Sinopec 12.007 9.983 9.596 7.226 13.677 13.787 16.479 Petrogal 1.150 2.191 4.959 10.591 11.759 12.137 11.576 Shell Ltda 26.186 55.836 47.169 37.298 21.023 17.640 8.719 Petra 2 4.120 4.392 7.758 Statoil 24.974 37.170 26.096 4.301 7.295 BP 4.703 7.321 7.907 8.352 7.145 Queiroz Galvão/ 15.303 17.815 12.509 17.650 15.588 18.860 18.961 18.909 5.621 Manati El Paso 4.362 7.801 8.119 7.742 5.637 5.838 5.823 5.799 5.087 Sinochem 5.780 24.780 17.397 31.583 30.275 2.867 4.863 7.299 7.865 6.711 4.881 5.271 5.402 5.351 5.568 4.763 SK Brasoil 3.401 3.959 2.780 3.922 3.464 4.191 4.214 4.202 1.249 Panoro 3.401 3.959 2.780 3.922 3.464 4.191 4.214 4.202 1.249 Gran Tierra 0 0 120 357 972 739 1.028 1.065 1.055 ONGC 1.416 11.357 8.950 6.743 2.979 4.360 5.463 1.202 892 Petrosynergy 757 722 724 664 695 747 670 663 699 Sonangol 74 188 213 203 315 283 342 336 301 UP 8 6 22 53 97 8 15 176 189 W.Petróleo 125 129 142 202 186 204 193 173 175 Recôncavo E&P 140 147 163 155 145 130 129 160 163 Partex 44 72 164 162 122 128 131 121 107 ERG 6 6 82 123 113 127 108 129 88 Santana 0 0 2 26 50 36 51 53 61 UTC 0 15 68 50 53 23 64 66 58 61 217 373 101 39 42 29 44 42 Alpetro Panergy 3 2 35 53 49 55 46 55 38 Aurizônia 44 31 27 28 27 15 22 36 35 Silver Marlim 4 7 28 11 19 16 19 15 24 Potióleo 1 5 42 21 25 8 42 29 22 Chevron 3.725 27.475 38.004 6.939 5 21 TDC 6 36 146 6 11 1 2 20 21 Guanambi 0 0 5 19 18 16 15 20 20 Phoenix 1 3 6 13 13 5 10 19 19 Central Resources 0 0 3 16 20 21 21 20 17 Cheim 200 41 23 15 15 15 16 13 17 Frade Japão 1.215 9.725 13.444 2.449 2 7 Egesa 7 8 7 7 6 6 6 5 7 Severo Villares 72 50 44 31 12 14 15 15 3 Genesis 2000 2 3 3 2 2 2 2 2 2 Quantra 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Arclima 1 0 0 0 0 Ral 0 5 0 1 0 Vipetro 0 2 6 3 0 BrazAlta 113 118 83 0 0 Odebrecht 6 6 7 1 0 Nord 7 5 2 0 0 Mercury 4 3 1 0 0 Devon 11.261 11.877 0 Koch 14 14 0 Anadarko 48 0 Logos 1 0 Delp 1 0 Orteng 1 0 Total 2.254.152 2.372.582 2.460.210 2.389.690 2.383.851 2.472.083 2.442.602 2.284.466 2.336.253 *Notas: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX. ** Média mensal referente ao período março 2009 a dezembro 2009.

Julho 2013 Ano V – Número 7

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

III. Produção de Petróleo e de Gás Natural por Bacia (Abril/2013) Produção Abril 2013 (Mil bbl/dia) Média Média Média Média Média Média 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Bacia

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Solimões

Ceará

Potiguar

Alagoas

Sergipe

Recôncavo

Espírito Santo

Campos

1.542

1.711

1.756

1.778

1.708

1.596

1.712

1.656

1.487

1.528

Santos

126

139

116

136

137

166

Tucano Sul

Camamu

Parnaíba

Total 1.812 1.950 2.055 2.105 2.061 1.962 2.054 2.017 1.853 1.923 Fonte: ANP *Nota: Inclui condensado.

Produção de óleo por bacia em barris/dia 2.500 2.000 1.500 Outras Santos

1.000

Campos 500 0

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13 mar/13 abr/13

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS IV. Produção de petróleo do pré-sal e evolução dos poços em produção (Maio/2013) (M boe/d) 400

350

SAPINHOÁ

300

BALEIA AZUL

250

200

150

LULA

100

POÇOS DE DIVERSOS OUTROS CAMPOS

0 J

2011

2012

2013

NÚMEROS DE POÇOS EM PRODUÇÃO

LULA

B.AZUL

SAPINHOÁ

OUTROS

TOTAL

*Fonte: ANP e Banco de Dados IBP ** Nota. A produção de Poços de Diversos Outros Campos, em Dezembro de 2012, foi proveniente de seis poços, dois no campo de Jubarte, um em Caratinga/Barracuda, dois em Marlim Leste e um em Marlim/Voador. A produção de Janeiro de 2013, além desses poços, incluiu outros sete, dos quais quatro no campo de Linguado, três em Pampo e um em Trilha. Em fevereiro, a produção inclui os poços de janeiro, porém Jubarte passou a contribuir com três poços e Sapinhoá com dois. Em março, o conjunto de 15 poços grupados em "Outros", teve exclusão de um poço de Linguado e o acréscimo de um poço do Campo de Pirambu, que entrou em produção nesse mês. Em maio, “Outros”, passou a incorporar mais um poço de Linguado, totalizando 27 poços. Nesse mês, a queda de produção no Campo de Lula foi decorrente de mantuenção do FPSO Cidade de Angra dos Reis.

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

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

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013

Petróleo

1.786.806

1.773.466

1.810.382

1.826.522

1.866.067

1.935.756

2.072.699

2.101.197

Derivados - TOTAL

1.822.064

1.811.990

1.835.948

1.841.116

1.896.160

2.022.493

2.140.333

2.144.872

Asfalto

28.971

36.604

36.014

47.687

42.470

48.103

32.960

39.000

Coque

44.172

48.316

53.145

52.679

64.730

76.515

83.423

85.334

Gasolina A

356.888

347.421

340.759

370.603

405.106

450.784

463.560

490.372

Petróleo / Derivado

Gasolina de Aviação GLP

1.071

1.168

909

1.553

991

1.334

1.310

1.448

146.801

142.853

135.391

131.891

136.351

142.988

141.886

149.229 11.412

Lubrificante

11.116

12.996

10.232

10.394

10.383

10.448

12.335

Nafta

159.307

139.936

144.969

126.757

109.370

110.675

109.550

92.970

Óleo Combustível

265.205

252.700

242.179

239.445

227.613

237.524

275.664

245.792

Óleo Diesel

862.554

682.078

706.900

739.245

713.924

732.938

781.999

847.122

Parafina

2.236

2.235

1.820

1.623

1.728

2.121

1.918

1.940

Querosene de Aviação

70.711

66.564

75.495

80.381

92.972

93.192

97.675

96.218

Querosene Iluminante Solvente

466

398

340

439

415

410

329

198

10.019

8.229

7.907

8.697

6.365

4.907

7.285

8.103

Outros Energéticos

3.660

6.008

3.003

4.521

7.463

6.639

8.106

8.985

Outros Não Energéticos

39.364

39.661

44.539

50.523

57.265

54.853

57.209

51.318

*Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Principais produtos refinados no Brasil em boe/d 2.500.000

2.000.000

Outros derivados 1.500.000

Querosene de Aviação Óleo Diesel Óleo Combustível Nafta

1.000.000

GLP Gasolina A

500.000

0 Média 2009Média 2010Média 2011Média 2012Média 2013

abr/13

Julho 2013 Ano V – Número 7

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

TOTAL

Abril

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013

1.786.809

1.773.469

1.810.386

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.072.699

2.101.197

13.252

7.836

13.704

14.146

15.121

16.058

15.602

15.206

Refinaria

Riograndense (RS) Pólo Guamaré (RN)

9.662

9.688

13.907

32.749

34.280

36.456

37.646

36.864

149.136

145.860

167.342

150.295

150.026

156.858

194.600

204.709

6.189

6.191

6.047

7.945

6.971

7.847

8.229

8.231

4.210

10.062

10.451

Reduc (RJ)

210.621

222.514

209.256

221.986

217.471

227.317

242.683

243.615

Regap (MG)

133.757

146.819

143.764

147.304

133.548

148.203

151.652

155.611

Reman (AM)

41.166

39.671

40.954

42.153

42.795

37.914

39.881

37.555

Repar (PR)

169.469

185.361

188.864

171.512

194.448

199.379

208.964

206.702

RLAM (BA)

259.115

254.810

221.137

263.185

239.096

241.537

272.206

288.741

119

464

1.070

1.572

1.031

1.377

153.701

168.464

165.965

160.529

151.751

156.724

180.744

184.218

41.617

45.149

41.701

36.493

42.937

53.267

52.607

53.091

353.735

329.485

346.097

322.252

379.309

395.434

416.768

415.048

240.311

209.598

244.647

242.720

241.965

246.914

250.087

250.229

5.079

2.024

6.881

8.583

5.220

789

Refap (RS) Lubnor (CE) Manguinhos (RJ)

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

Replan (SP) Revap (SP)

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

Volume refinado por refinaria em boe/d

2.500.000 Univen (SP) Revap (SP) Replan (SP)

2.000.000

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

1.500.000

RLAM (BA) Repar (PR) Reman (AM)

1.000.000

Regap (MG) Reduc (RJ) Manguinhos (RJ)

500.000

Lubnor (CE) Refap (RS) Pólo Guamaré (RN)

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

abr/13

Riograndense (RS)

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Balança Comercial

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

Período

Derivados (bep/dia)

GN (bep/dia)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

Saldo

2010 (média)

336.142

664.728

328.586

435.860

249.840

-186.020

219.506

2011 (média)

390.145

636.341

246.196

482.684

245.831

-236.853

181.914

2012 (média)

309.090

576.819

267.729

431.179

271.938

-159.241

226.547

2013 (média)

350.690

316.932

-33.758

534.030

228.073

-305.957

304.980

jan/13

341.884

174.854

-167.030

621.854

197.709

-424.145

Total (bep/dia) Imp

Exp

Saldo

-219.506

991.508

914.568

-76.940

-181.914

1.054.743

882.172

-172.571

-226.547

966.816

848.756

-118.060

-304.980

1.189.700

545.005

-644.695

306.123

-306.123

1.269.862

372.563

-897.298

fev/13

338.886

406.180

67.293

420.251

162.908

-257.343

319.176

-319.176

1.078.313

569.088

-509.226

mar/13

341.580

436.523

94.943

450.862

260.963

-189.899

309.395

-309.395

1.101.838

697.487

-404.351

abr/13

380.409

250.171

-130.238

643.153

290.712

-352.441

285.227

-285.227

1.308.789

540.883

-767.906

mai/13

479.329

415.186

-64.144

613.548

268.812

-344.736

343.425

-343.425

1.436.302

683.998

-752.304

*Fonte: ANP Petróleo

Total

Gás Natural

Derivados

1.100.000

600.000

100.000

100.000 2010 2011 2012 2013 mai/13 mai/13 2010 2011 2012 2013 -400.000 -400.000 2010 2011 2012 2013 mai/13 -400.000 2010 2011 2012 2013 mai/13 (média)(média)(média)(média) (média)(média)(média)(média) (média)(média)(média)(média) (média)(média)(média)(média) -900.000 -900.000 -900.000 -900.000

100.000

-400.000

II. Importação e Exportação em milhares de US$ fob (Maio/2013) Período 2010 (média) 2011 (média) 2012 (média) 2013 (média) jan/13

Petróleo (103 US$ FOB)

Derivados (103 US$ FOB)

GN (103 US$ FOB)

Total (103 US$ FOB)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

841.378

1.357.770

516.392

1.081.678

587.952

-493.726

262.961

-262.961

2.186.018

1.945.722

-240.296

1.177.921

1.815.454

637.533

1.616.918

789.991

-826.927

269.213

-269.213

3.064.052

2.605.445

-458.607

1.119.470

1.693.251

573.782

1.504.692

900.719

-603.972

437.396

-437.396

3.061.557

2.593.971

-467.586

1.291.304

913.735

-377.570

1.929.163

46.256

-1.882.907

665.482

-665.482

3.885.949

959.991

-2.925.958

526.624

-3.650.672

1.220.020

473.625

-746.395

2.316.231

52.999

-2.263.232

641.045

-641.045

4.177.296

fev/13

1.122.988

1.032.218

-90.770

1.372.803

19.217

-1.353.586

645.329

-645.329

3.141.120

1.051.435 -2.089.685

mar/13

1.267.772

1.290.210

22.437

1.489.093

57.845

-1.431.248

662.715

-662.715

3.419.580

1.348.055 -2.071.525

abr/13

1.406.354

675.674

-730.679

2.287.864

49.138

-2.238.726

592.996

-592.996

4.287.213

mai/13

1.439.387

1.096.946

-342.442

2.179.825

52.082

-2.127.743

785.324

-785.324

4.404.536

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

Imp

Exp

-1.000.000 -2.000.000 -3.000.000 -4.000.000 -5.000.000

2010 2011 2012 2013 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 (média) (média) (média) (média)

Saldo

724.812

-3.562.401

1.149.028 -3.255.509

Julho 2013 Ano V – Número 7

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

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Estados Unidos

363

199

321

493

465

237

249

216

160

158

401

China

142

112

338

449

403

264

267

656

194

202

Santa Lúcia

298

203

228

250

104

Chile

125

153

109

179

Demais Países

196

206

367

515

631

287

472

366

284

315

1.692

812

249

1.032

1.290

676

1.097

País

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

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

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

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Nigéria

548

392

467

679

630

653

763

333

618

771

777

Arábia Saudita

210

125

158

224

241

295

451

230

356

440

Argélia

139

120

164

Iraque

104

107

Guiné Equatorial

108

355

108

País

Estados Unidos

Demais Países

341

103

110

131

475

109

1.117

1.249

1.214

1.115

1.268

1.399

1.432

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

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

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Arrecadações e tributos

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

I. Participações Especiais (2º Trimestre/2013) Participações Especiais Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$) Beneficiário

Média Trimestral 2008

Média Trimestral 2009

MMA MME FUNDO SOCIAL

292.770 1.171.079 0

211.320 845.281 0

AM BA ES RJ RN SE

7.865 318 40.315 1.113.588 5.325 3.668

5.608 59 42.179 793.863 2.292 1.280

AM BA ES RJ RN SE TOTAL GERAL Fonte: ANP

1.966 79 10.079 278.397 1.331 917 2.927.697

1.402 15 8.045 198.466 573 320 2.110.703

Média Trimestral 2010

Média Trimestral 2011

UNIÃO 291.750 316.228 1.167.001 1.264.911 0 0 ESTADOS 7.508 11.927 1.266 425 58.984 127.310 1.095.084 1.120.059 2.173 2.662 1.986 2.528 MUNICÍPIOS 1.877 2.982 317 106 14.746 31.828 273.771 278.119 543 665 496 632 2.917.503 3.160.381

Média Trimestral 2012

1º Trimestre 2013

2º Trimestre 2013

388.497 1.551.398 42.002

393.274 1.573.096 90.482

330.272 1.321.087 189.489

15.751 1.817 243.542 1.317.113 4.021 3.272

17.354 2.294 202.067 1.443.005 5.029 3.164

16.846 2.888 206.440 1.238.774 4.990 2.740

3.938 454 60.886 329.278 1.005 818 3.963.793

4.338 573 50.517 360.751 1.257 791 4.147.992

4.211 722 51.610 309.694 1.248 685 3.681.697

Participação Especial distribuída em R$

5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0

Municípios Estados Fundo Social MME

Média Média Média Média Média 1º 2º TrimestralTrimestralTrimestralTrimestralTrimestral Trimestre Trimestre 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2013

MMA

II. Royalties (Maio/2013)

Beneficiários

Média 2008

Média 2009

Royalties (R$) Média 2010 Média 2011

Média 2012

Média 2013

Estados

274.421.418

198.854.023

275.404.553

319.973.601

408.065.749

385.103.071

Junho 2013 343.533.999

Municípios

311.054.745

227.106.851

317.515.455

370.057.700

471.720.697

444.350.796

391.916.367

Fundo Especial Comando da Marinha MCT

71.273.124

52.436.123

74.342.158

86.131.635

109.668.657

102.840.353

90.235.026

142.550.133

104.872.697

148.684.317

172.263.270

200.496.454

177.543.833

148.155.181

112.188.716

82.039.570

115.295.999

133.902.931

151.394.993

138.296.270

118.594.434

FUNDO SOCIAL

37.812.007

49.980.507

55.267.110

Total

911.488.136

665.309.265

931.242.483 1.082.329.137 1.379.158.557 1.298.114.831 1.147.702.118

*Fonte: ANP

Julho 2013 Ano V – Número 7

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

FUNDO SOCIAL

1.000.000.000

MCT

800.000.000

Comando da Marinha

600.000.000

Fundo Especial Municípios

400.000.000

Estados

200.000.000 0 Média Média Média Média Média Média jun/13 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gás natural

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

I. Preços do gás natural (Março/2013) Preços do Gás Natural (Março 2013) Preço Petrobras para Distribuidoras - Preço US$/MMBTU (Preços isentos de tributos e encargos) Média 2008

Média 2009

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13

mar/13

Nordeste (Nacional)

7,6996

8,1840

10,2178

12,1433

12,8214

13,4859

13,2637

13,6300

13,5641

Sudeste (Importado)

7,8226

6,4704

7,3704

8,9354

10,0552

10,2048

Sudeste (Nacional)

8,4682

8,1839

9,9461

11,5509

12,3605

13,2171

12,9965

13,3597

13,2951

Sul (Importado)

7,8178

6,4582

7,3667

8,9278

9,6544

10,2263

7,8568

6,7776

8,3339

10,1258

11,4063

11,5147

Região Nordeste (Importado)

Sul (Nacional) Centro Oeste (Importado) Centro Oeste (Nacional)

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

II. Preços internacionais do gás natural (Março/2013) Preços Internacionais (Março 2013) Preços Internacionais (US$/MMBtu) Gás russo na fronteira da Alemanha NBP *

Média 2008

Média 2009

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13

mar/13

12,68

8,55

7,94

10,23

11,56

10,97

10,99

10,96

11,41

4,96

6,39

9,35

8,91

9,24

7,18

10,24

10,29

Henry Hub

8,86

3,95

4,38

4,00

2,72

3,41

3,21

3,81

Petróleo Brent

17,28

10,96

14,16

19,82

19,83

20,11

20,13

20,75

19,46

Petróleo WTI

17,74

10,99

14,14

16,93

16,77

16,82

16,88

16,98

16,59

Petróleo Brent (US$/Bbl)

97,01

61,50

79,48

111,25

111,31

112,89

112,96

116,46

109,24

Petróleo WTI (US$/Bbl)

99,58

61,68

79,37

95,04

94,12

94,39

94,76

95,30

93,12

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Março de 2013 * Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Balanço do gás natural (Março/2013) Balanço do Gás Natural no Brasil (boe/dia) Ano PRODUÇÃO NACIONAL

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013 Mar

312.792 372.105 364.243 395.252 414.687 443.935 481.485 485.888

Reinjeção

60.193

66.924

74.975

75.226

69.628

60.885

57.363

55.476

Queima e Perda

33.525

37.550

58.998

41.764

30.254

24.845

25.537

23.524

Consumo nas Unidades de E&P

49.627

49.689

53.149

61.137

63.842

66.483

66.609

66.169

Consumo nas Unidades de Transporte e Armazenamento / Ajustes

9.875

13.460

17.045

18.429

16.605

20.253

30.631

32.896

Absorção em UPGNs (GLP, C5+)

22.266

21.889

21.071

22.392

21.574

22.140

22.014

22.203

Oferta de Gás Nacional ao Mercado IMPORTAÇÃO Bolívia

137.244 182.593 139.005 176.366 212.784 249.328 279.393 285.683 178.002 194.481 144.162 217.313 179.260 226.685 294.112 284.865 175.108 192.091 139.634 169.259 168.944 173.221 200.645 201.463

Argentina Gás Natural Liquefeito - GNL Consumo em Transporte na Importação Oferta de Gás Importado ao Mercado

2.893

2.327

4.151

6.290

4.529

48.054

10.315

53.463

89.378

77.113

5.975

7.736

3.648

5.598

5.850

6.856

6.982

172.026 186.744 140.577 211.715 173.410 220.835 287.256 277.884

OFERTA TOTAL AO MERCADO

309.270 369.149 279.582 388.081 386.194 470.163 566.712 563.567

Vendas nas Distribuidoras de Gás Natural

260.964 312.100 230.836 312.792 299.835 358.708 438.588 436.764

Consumo Instalações Industriais Produtor (Refinarias/ FAFENS)

43.337

47.174

44.595

57.363

70.949

79.818

71.955

70.383

Consumo Termoelétrico Direto do Produtor (Fafen/ Termobahia/ Canoas/ Termoceará/ TermoaçúTermoaçú/Euzébio Rocha)

4.969

9.938

4.151

17.863

15.473

31.638

56.168

56.482

Participação do Gás Nacional na Oferta Total ao Mercado

44,4%

49,4%

49,7%

45,4%

55,1%

53,8%

49,3%

50,7%

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR

308.641 369.275 279.519 388.018 386.194 470.729 566.397 563.378

Industrial

202.783 210.080 182.153 222.722 256.939 263.040 244.045 245.365

Automotivo

44.092

41.701

36.292

34.594

33.965

33.462

31.764

32.644

Residencial

4.151

4.529

4.654

4.969

5.472

5.787

4.780

4.654

4.529

4.277

Comercial

3.648

3.837

3.711

3.963

4.277

Geração de Energia Elétrica

40.443

93.970

33.399

99.190

65.540

144.854 265.304 260.272

Co-geração

12.076

14.215

15.284

18.240

18.932

18.366

15.536

15.473

Outros (Inclui GNC)

1.447

943

4.025

4.277

1.069

692

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

Evolução da oferta de gás ao mercado e consumo de gás natural por setor

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS IV. Evolução da produção de gás por concessionário em boe/d (Abril/2013) Evolução da Produção de Gás (boe/dia) Média Concessionários 2009 Petrobras 264.395 OGX 0 Petra BG 575 Queiroz Galvão/ 15.049 El Paso 2.493 Petrogal 230 Repsol Sinopec 1.082 Brasoil 3.344 Panoro/Norse 3.344 Shell 2.244 BP 0 Gran Tierra Petrosynergy 95 ERG 6 Maersk Energia/SK 98 Statoil 0 Sinochem 0 ONGC 72 Panergy 3 UP Petróleo 1 UTC Aurizônia 10 Sonangol Starfish 8 Potióleo Phoenix Santana Chevron 284 Alvorada/Alvopetro 1 Recôncavo E&P 4 Cheim 2 W. Petroleo 5 Guanambi Silver Marlim 1 TDC 1 Frade Japão 95 Partex Central Resources Severo & Villares 0 Egesa Genesis 2000 Quantra Anadarko 5 Devon 459 Allpetro ArClima BrazAlta 4 Koch Mercury Nord Odebrecht Orteng 0 Ral Repsol YPF Vipetro Total 293.909 *Nota: Não Inclui Reinjeção

Média 2010 278.540 0 1.153 17.525 6.488 456 845 3.894 3.894 2.427 0 71 6 128 0 0 203 2 1 2 5 5 0 0 1.746 16 4 2 4 2 4 618 6 0 0 184 3 0 0 0 0 0 318.235

Média 2011 310.259 0 0 2.317 11.634 6.774 690 982 2.585 2.585 2.378 136 7 69 70 91 271 44 233 30 0 12 3 9 10 0 0 2.765 38 4 2 4 0 5 12 978 0 0 6 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 345.005

Média 2012 337.542 313 2 4.856 17.357 6.559 1.985 595 3.857 3.857 2.179 117 39 90 123 78 370 247 228 53 2 10 6 16 4 3 2 519 8 3 2 5 2 1 0 183 1 0 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 381.223

Média 2013 365.156 9.863 4.120 6.738 15.341 4.793 2.334 1.897 3.409 3.409 1.333 141 98 106 113 94 201 134 114 49 8 12 6 8 5 4 4 1 3 3 3 4 2 2 0 0 1 0 2 0 0 0 0 0 0 419.510

Jan 368.841 2.251 800 5.924 18.592 4.972 2.273 1.315 4.131 4.131 1.481 154 74 119 127 103 334 223 151 55 0 5 3 8 2 2 3 0 3 3 3 5 2 1 0 0 1 0 2 0 0 0 0 0 0 416.095

2013 Fev Mar 363.884 368.271 8.561 10.492 3.529 4.392 7.100 7.102 18.677 18.590 4.952 4.930 2.365 2.394 2.119 2.092 4.151 4.131 4.151 4.131 1.859 1.345 147 149 103 107 108 100 108 129 98 99 338 59 226 39 213 48 46 55 0 16 12 13 4 8 9 9 8 5 3 5 4 4 0 0 2 3 3 3 3 2 5 3 2 2 2 1 0 0 0 0 1 1 0 0 2 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 422.794 428.734

Abr 359.628 18.148 7.758 6.828 5.504 4.319 2.305 2.062 1.223 1.223 647 113 106 98 88 75 72 48 41 38 16 16 9 8 6 6 5 4 3 3 3 3 2 2 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 410.415

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Produção de gás em boe/d

Biodiesel I. Evolução da produção de biodiesel (Abril/2013) 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

53.904

Mai

5.276

15.420

21.033

41.133

44.736

43.221

Jun

5.694

21.546

29.591

42.968

48.552

45.056

Jul

5.421

21.870

31.359

42.088

50.703

46.735

Ago

8.919

22.224

33.901

46.902

50.305

51.622

Set

9.647

27.729

33.658

46.123

49.055

52.885

Out

10.877

25.731

31.816

40.558

48.266

51.234

Nov

11.825

24.743

34.844

43.582

49.729

51.735

Dez

9.945

22.735

30.523

38.115

44.002

49.486

Média Mensal Fonte: ANP

6.951

20.059

27.664

41.133

46.021

46.728

48.224

1m3 = 6,28981 boe Evolução da produção de Biodiesel em boe/d 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000

jan/13

abr/13

jul/12

out/12

jan/12

abr/12

jul/11

out/11

jan/11

abr/11

jul/10

out/10

jan/10

abr/10

jul/09

out/09

jan/09

abr/09

jul/08

out/08

jan/08

abr/08

jul/07

out/07

jan/07

abr/07

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Produção de Biodiesel por Estado (Abril/2013) Produção de Biodiesel B100 (boe/dia) 2013

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Bahia 1.134 Ceará 330 Goiás 4.148 Mato Grosso 4.896 Minas Gerais Pará 45 Paraná 125 Piauí 78 São Paulo 3.189 Tocantins 226 Rio Grande 5.260 do Sul Rondônia 4 Maranhão 622 Mato Grosso do Sul Rio de Janeiro Brasil 20.057 Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

1.378 847 4.630 6.324 694 60 408 62 4.072 578

1.585 1.143 7.622 9.791 1.253 40 1.201 5.643 1.492

2.273 767 8.712 8.615 1.320 1.979 5.085 1.744

3.973 1.072 10.327 8.153 1.377 2.064 2.725 1.207

4.198 1.631 10.918 7.549 1.634 2.287 3.677 -

Jan 4.224 1.703 9.787 5.936 1.622 2.359 3.474 -

Fev 4.270 1.559 10.778 5.433 1.560 2.489 3.606 -

Mar 4.102 1.569 10.794 8.364 1.687 2.385 3.541 -

Abr 4.197 1.691 12.313 10.462 1.666 1.914 4.086

7.827

10.443

14.856

13.860

13.027

13.510

12.569

11.852

14.178

82 538

107 322

39 -

144 -

217 -

206 -

203 -

213 -

246

135

535

1.530

2.926

2.868

3.467

2.280

3.088

Estado

141

348

133

293

161

268

281

27.717

41.123

46.058

46.726

48.224

45.957

46.216

46.819

53.904

Evolução da produção de Biodiesel por Estado em boe/d

Etanol

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

I. Evolução da produção mensal (Maio/2013) 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(*)

86.067

241.973

328.040

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

27.185

125.451

152.635

01-mai-13

86.067

241.973

328.040

* Posição em 01/05/2013

Julho 2013 Ano V – Número 7

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

II. Produção de Etanol por Estado (Abril/2013) Produção de Etanol por Estado (boe/dia) Produção Acumulada: 01/04/2013 - safra 2012/2013 UF/Regiões

Anidro

Hidratado

Total

5.821

3.501

9.322

1.357

1.318

2.675

2.352

404

2.756

381

185

566

2.599

2.663

5.262

2.933

1.762

4.695

540

566

702

531

1.233

151

610

1.072

1.682

1.876

830

2.706

19.172

12.651

31.823

1.792

1.176

2.968

14.152

39.795

53.947

14.591

20.051

34.642

8.357

24.683

33.040

8.199

8.766

16.964

6.784

15.724

22.507

1.175

93.987

113.113

207.100

147.862

224.510

372.372

N/NE

C/SUL Fonte: MAPA

1m3 = 6,28981 boe

Julho 2013 Ano V – Número 7

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução da Exportação (Abril/2013) Evolução da Exportação de Etanol Ano

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Volume 60,8 88,0 56,6 (Mil boe/dia) US$ FOB 123,1 199,2 111,5 (Milhões US$) Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boeEqueris; num orum

2013

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

32,7

33,8

52,2

38,7

71,4

46,8

15,0

21,7

84,5

119,7

182,2

122,4

230,3

136,8

50,8

71,9

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

Média Média Média Média Média Média 2013 Média Média Média Média Média Média Estados 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Abr

2013 Abr

2,08

2,12

2,40

2,48

2,52

2,62

2,64

1,76

1,70

1,83

2,09

2,17

2,21

2,24

1,80

1,77

1,98

2,27

2,37

2,42

1,66

1,84

2,10

2,12

2,23

2,28

1,77

1,83

2,02

2,29

2,32

2,39

2,46

1,89

1,86

1,97

2,28

2,25

2,37

2,41

2,14

2,03

2,18

2,28

2,30

2,31

2,42

1,41

1,47

1,58

1,96

1,99

2,03

2,06

1,68

1,73

1,86

2,10

2,11

2,25

2,29

1,65

1,70

1,84

2,24

2,23

2,29

2,33

1,78

1,76

1,87

2,12

2,16

2,30

2,35

1,81

1,84

1,95

2,22

2,23

2,37

2,43

1,83

1,86

2,00

2,20

2,26

2,27

1,84

1,86

2,08

2,38

2,41

2,46

1,76

1,86

2,02

2,38

2,46

2,50

2,55

2,14

2,16

2,29

2,45

2,54

2,59

2,62

1,51

1,56

1,52

1,97

1,90

1,98

2,01

1,76

1,81

1,97

2,37

2,43

2,49

1,72

1,73

1,85

2,17

2,19

2,36

2,40

1,69

1,75

1,94

2,35

2,38

2,44

2,49

1,59

1,64

1,80

2,15

2,13

2,14

2,19

1,84

1,77

1,93

2,22

2,42

2,48

1,71

1,78

2,07

2,13

2,18

2,24

1,28

1,36

1,51

1,87

1,90

1,95

1,37

1,41

1,68

1,95

1,98

2,01

1,99

1,75

1,76

1,89

2,11

2,17

2,21

2,28

2,12

2,07

2,08

2,33

2,34

2,48

2,55

Brasil

1,75

1,77

1,91

2,20

2,23

2,30

2,34

Fonte: ANP

Evolução dos preços do Etanol 2,6 2,4 2,2 2 1,8 1,6 1,4 1,2 Média 2008 Média 2009 Média 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013 BA

Brasil

abr/13

Julho 2013 Ano V – Número 7

AGENDA

eventos de agosto

....

cursos de agosto

Carga Horária

Local

Dias

INTEGRIDADE ESTRUTURAL API RP 579/ASME FFS-1 (FITNESS FOR SERVICE)

Rio de Janeiro, RJ

5a9

BIOCOMBUSTÍVEIS: MERCADO, REGULAÇÃO, TECNOLOGIAS E INVESTIMENTOS

Rio de Janeiro, RJ

5a7

NORMA BRASILEIRA ABNT NBR 17505 - ARMAZENAMENTO DE LÍQUIDOS INFLAMÁVEIS E COMBUSTÍVEIS

Rio de Janeiro, RJ

5a8

AUDITORIA INTERNA EM LABORATÓRIOS

Rio de Janeiro, RJ

7a9

CATÁLISE E CATALISADORES: FUNDAMENTOS E APLICAÇÃO

Rio de Janeiro, RJ

12 a 16

PERFORMANCE DE GRANDES MÁQUINAS

Rio de Janeiro, RJ

12 a 16

AUDITORES INTERNOS DE SERVIÇOS PRÓPRIOS DE INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS - ASPIE

Petrópolis, RJ

12 a 18

CARACTERÍSTICAS E ASPECTOS ECONÔMICOS DO REFINO DE PETRÓLEO

Rio de Janeiro, RJ

14 a 16

PROJETO DE INSTRUMENTAÇÃO

Recife, PE

19 a 21

COMISSIONAMENTO E PARTIDA DE PLANTAS INDUSTRIAIS

Rio de Janeiro, RJ

19 a 23

GERENCIAMENTO DE NEGÓCIOS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

Rio de Janeiro, RJ

19 a 21

INSPEÇÃO E MANUTENÇÃO DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO CATÓDICA EM DUTOS TERRESTRES

Rio de Janeiro, RJ

19 a 22

CORROSÃO E INIBIDORES

São Paulo, SP

26 a 30

CONFIABILIDADE HUMANA METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DA COOPERAÇÃO HUMANA NOS AMBIENTES DINÂMICOS

Rio de Janeiro, RJ

28 a 30

Curso

IV INTERNATIONAL SEMINAR ON OILFIELD WATER MANAGEMENT Data de Início: 28/8/2013 Data de Fim: 30/8/2013 Local: Hotel Sofitel - RJ

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

Julho 2013 Ano V – Número 7

AGENDA

Livros disponíveis para venda

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

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

Aldo Cordeiro Dutra; Laerce de Paula Nunes (autores)

Luiz Cezar P. Quintans (coordenador)

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

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

Vitória Oil & Gas

Data de Início: 1/12/2009

MATERIAIS: APLICAÇÕES DE ENGENHARIA, SELEÇÃO E INTEGRIDADE - 2012

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

Laerce de Paula Nunes (autor)

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

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

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

MAIS INFORMAÇÕES: TEL.: (21) 2112-9038 - E-MAIL: CID@IBP.ORG.BR - WWW.IBP.ORG.BR/LOJA

Expediente

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

Presidente..................João Carlos de Luca Conselho Editorial.........Milton Costa Filho

Felipe Dias

Tatiana Campos Francisco Ebeling

................................................ Edição.......................Francisco Ebeling

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

FONTE DE DADOS - Os dados numéricos utilizados neste boletim têm como fonte a página na internet do Departamento de Energia do Governo dos Estados Unidos da América: www.eia.doe.gov. Foram considerados os petróleos de referência utilizados nos maiores mercados ocidentais, Estados Unidos e Europa, e os derivados de maior relevância em volumes negociados e desses derivados aqueles de qualidade mais próxima aos utilizados no Brasil, a gasolina regular (Conventional Regular Gasoline no Golfo Americano - USG e no Noroeste da Europa - ARA) e o diesel (No.2 Heating Oil - USG e Gasoil - ARA). Para a obtenção de outros dados relevantes relacionados ao mercado de petróleo e seus derivados recomendamos, dentre outras, as seguintes páginas na internet: sobre mercados internacionais: www.bp.com; www.opec.org; www.iea.org. Sobre mercados futuros de en-

ergia: www.nymex.com; www.theice.com; www.gptc.com. Sobre mercado doméstico: www.anp.gov.br e www.petrobras.com.br. Sobre álcool: www. cepea.esalq.usp.br/indicador/alcool. O IBP se exime de qualquer responsabilidade pelo uso ou interpretação que terceiros possam fazer das informações contidas nesse Monitor. Edição de conteúdo (parte internacional): Eraldo Porto e Luiz Guerra Edição de conteúdo (parte nacional): Wagner Freire Edição de conteúdo (estatísticas): IEPUC Arte: Gabriel Brasil Estagiário: Ricardo Capone Layout: Multimedia Design Studio