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

ISSN 2176-5464

Junho 2013 Ano V – Número 6

Sumário

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

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

O mercado internacional, por Eraldo Porto e Luiz Guerra...06 Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis.....12 Agenda.......................................................29

Cara leitora, caro leitor, Na última terça 25/6, pressionados pelas manifestações que tomaram as ruas das principais capitais do País, a Câmara dos Deputados aprovou que 75% dos royalties devam ser destinados à educação e 25% à saúde. Agora falta a aprovação do Senado Federal. Para que sejam crescentes esses recursos, e as expectativas sejam atendidas em termos de capacidade de investimento público nessas áreas essenciais, é fundamental que as rodadas de licitação continuem acontecencendo em um ritmo previsível - veja a análise de Wagner Freire sobre a 11ª rodada de licitações nesta edição - e que determinadas questões relacionadas à indústria, como as regras para o conteúdo local, sejam corrigidas de forma consensual. Com a resolução dessas questões e a continuidade das rodadas, o potencial de produção da indústria, e portanto o potencial de arrecadação de royalties, será intensamente potencializado. Neste contexto, a 12ª rodada de licitações sob o contrato de concessão e a 1ª sob a partilha são também fundamentais para que esse processo de contínua transferência de renda da indústria para a sociedade tenha continudade. Ambos estão previstos para o segundo semestre. Vale ressaltar principalmente o imenso potencial do bloco onde está situado o campo de Libra, o qual será licitado na primeira rodada de licitações sob a partilha. Estima-se um potencial entre 8 a 12 bilhões de barris e investimentos necessários entre U$$ 50 e 100 bilhões para viabilizar a sua produção. Uma vez posto em produção, o campo de Libra contribuirá muito nesse esforço arrecadatório, com amplos benefícios para o País. A edição de junho do Monitor IBP, além da tradicional análise do mercado internacional do petróleo por Eraldo Porto e Luiz Guerra, traz as estatísticas de petróleo, gás e biocombustíveis no Brasil. Desejamos uma agradável leitura!

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Junho 2013 Ano V – Número 6

O MERCADO NACIONAL A RETOMADA DE LICITAÇÕES DE E&P DA ANP

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POR WAGNER FREIRE

Depois de um longo período sem licitações para concessões de blocos para exploração/produção de petróleo – quase seis anos, se considerarmos a última que incluiu blocos marítimos – a ANP realizou, com pleno êxito, o leilão da 11ª Rodada. Nada menos de 30 empresas, das quais 18 estrangeiras, associadas ou não, sagraram-se vencedoras em propostas para 55 blocos offshore, cobrindo 87 mil km² de área e 87 blocos onshore, cobrindo 65 mil km² de área. Cabe registrar, que 64 empresas manifestaram interesse inicial em participar da Rodada, 30 classificadas pela ANP como Operadoras A, por sua experiência em águas profundas. Dessas empresas, 19 apresentaram propostas, mas apenas 13 saíram-se vencedoras. A competição foi boa!

A continuidade do processo exploratório, particularmente num país, com imensas áreas sedimentares com grande potencial de recursos petrolíferos, é fundamental para garantia, em tempo, de avaliação desse potencial e a monetização de reservas, de modo que essa retomada foi muito importante. Espera-se que o governo, doravante, passe a promover esse processo com a frequência anual que norteou os dez primeiros anos de atuação da ANP. Recordese que esse longo período sem licitações ocorreu após descobertas significativas em reservatórios Aptianos na Bacia de Santos, batizados de “pré-sal”, a partir de 2006. Essas descobertas motivaram o governo a introduzir um inusitado sistema de partilha da produção, de concessões em vigor. Seguiram-se ações no Congresso, ignorando

Tabela I – Bônus e Programa Exploratório Mínimo (PEM) das Empresas Vencedoras da 11ª Rodada (em US$ MM)

Empresas

OFFSHORE

ONSHORE

OFFSHORE & ONSHORE

BÔNUS

PEM

TOTAL

BÔNUS

PEM

TOTAL

BÔNUS

PEM

TOTAL

254,91 185,41 207,13 177,47 130,24 1,27 97,22 47,31 24,45 29,16 13,31 15,00 31,84 22,21 15,03 15,63 0,39 9,23 2,12

596,22 398,21 342,42 311,93 312,47 21,06 253,52 103,75 87,35 65,62 32,11 62,97 40,33 47,72 39,11 29,87 3,59 19,38 14,24

851,13 583,62 549,55 489,40 442,71 22,32 350,74 151,06 111,80 94,78 45,42 77,97 72,17 69,94 54,14 45,50 3,98 28,62 16,36

13,24 9,97 52,83 5,56 3,39 6,99 16,62 0,40 1,37 5,81 1,37 -

66,02 36,64 343,82 30,85 38,39 22,75 13,98 0,65 23,45 17,16 17,89 -

79,26 46,61 396,65 36,40 38,47 29,75 30,59 1,04 24,82 22,97 19,26 -

268,15 185,41 207,13 187,44 130,24 54,10 97,22 47,31 24,45 29,16 18,87 15,00 31,84 22,21 15,03 15,63 3,39 7,38 16,62 9,63 1,37 5,81 1,37 2,12

662,23 398,21 342,42 348,57 312,47 364,88 253,52 103,75 87,35 65,62 62,95 62,97 40,33 47,72 39,11 29,87 38,39 26,34 13,98 20,03 23,45 17,16 17,89 14,24

930,39 583,62 549,55 536,01 442,71 418,97 350,74 151,06 111,80 94,78 81,82 77,97 72,17 69,94 54,14 45,50 41,78 33,72 30,59 29,66 24,82 22,97 19,26 16,36

GEOPARK

5,08

10,19

15,27

5,08

10,19

15,27

COWAN

1,87

10,51

12,39

1,87

10,51

12,39

G3 ÓLEO E GÁS

1,15

8,08

9,23

1,15

8,08

9,23

ALVOPETRO

0,54

7,94

8,48

7,94

8,48

0,11 1.279,45

3,62 2.785,48

0,25 126,44

3,60 651,92

3,85 775,05

3,60 3,62 3.437,40

3,85 3,72 4.843,29

PETROBRAS TOTAL BG OGX BP PETRA ENERGIA STATOIL QUEIROZ GALVÃO PREMIER PACIFIC PETROGAL CEPSA EXXONMOBIL ECOPETROL BHP CHEVRON SABRE OURO PRETO GRAN TIERRA BRASOIL IMETAME NOVA PETRÓLEO UTC CHARIOT

IRATI NIKO RESOURCES TOTAL

3,72 4.064,93

Nota: Taxa de Câmbio Comercial do BC em 14.05.2013: 2,006 R$/US$.

0,54 0,25 0,11 1.405,89

Junho 2013 Ano V – Número 6

O MERCADO NACIONAL a natureza das alterações propostas, concentradas em questões relativas à distribuição das participações governamentais, não resolvidas até hoje, e que, nem por isso, impediram a realização desta 11ª Rodada.

Brasil, e a ausência de algumas companhias com longa presença no Brasil como Repsol, Sonangol, Maersk e Anadarko. O Brasil não estaria atraente para investimentos dessa natureza?

Na Tabela I acima, apresentamos o montante apresentado por cada empresa vencedora, segundo sua participação em bacias marítimas e/ou terrestres e segundo o montante assumido por cada uma em termos de Bônus de Assinatura e do Programa Exploratório Mínimo (PEM) do Período Inicial de Exploração, decorrentes do valor das Unidades de Trabalho aplicável aos Blocos em Águas Profundas, Águas Rasas ou Terrestres. Os valores são apresentados em dólares, expressos pela cotação do dia do leilão, 14 de maio, para melhor comparação com os valores propostas em rodadas anteriores e os que prevalecem no mercado. Entretanto, os valores aplicáveis são os equivalentes em reais desse dia.

Cabe ressaltar também a presença das estreantes internacionais Premier (UK), Pacific (Canadá), CEPSA (Espanha), Niko (Canadá), Chariot (Guernesei), Geopark (Bermudas) e das brasileiras: Ouro Preto, Nova Petróleo e G3 e o retorno da ExxonMobil e BHP. Petronas, importante companhia de controle estatal da Malásia, que recentemente adquiriu interesses da OGX num de seus campos na Bacia de Campos, também competiu por blocos na Rodada, mas não teve êxito.

As empresas, em conjunto, assumiram Bônus de 1,41 bilhões de dólares e PEM de 3,43 bilhões de dólares, que totalizam 4,48 bilhões de dólares. Esse valor supera, em muito, os resultados da 3ª Rodada, de junho de 2001, a melhor observada até então: Bônus de 0,25, PEM de 1,96 e Total de 2,21 bilhões de dólares. Deve-se considerar, por outro lado, que nessa última rodada o Brent estava cotado em 108 US$/b enquanto na 3ª Rodada, em 28 US$/b. Em termos de distribuição pelos blocos em áreas marítimas e terrestres, preveem-se compromissos totais de 4,06 bilhões de dólares para as marítimas e 0,75 bilhões de dólares para as terrestres. Cerca de 90% desses compromissos serão assumidos por metade das vencedoras: Petrobras, Total, BG, OGX, BP, Petra, Statoil, Queiroz Galvão, Premier, Pacific, Petrogal, CEPSA, ExxonMobil, Ecopetrol e BHP. Cabe registrar a ausência das majors Shell (que disputou alguns blocos, sem êxito), ConocoPhilips e ENI, a presença discreta da ExxonMobil e Chevron, a ausência das empresas chinesas, indianas e russas, algumas delas presentes no

Na Fig. 1, ilustramos os investimentos previstos para as bacias marítimas, de 2,78 bilhões de dólares, em cinco anos, incluindo a de perfuração de 41 poços exploratórios, dos quais 39 em águas profundas, e os investimentos previstos para as bacias terrestres, de 0,65 bilhões de dólares, em três anos, incluindo a perfuração de 322 poços exploratórios. A área que atraiu mais investimentos foi o setor de águas profundas da Foz do Amazonas, no litoral do Amapá, com 0,76 bilhões de dólares, com extensão de 6.140 km², com blocos a cerca de 150 km da costa, em cota batimétrica de 1000 a 3000m, onde oito dos nove blocos oferecidos obtiveram proposta, prevendo-se a perfuração de nove poços exploratórios. A Total é operadora em cinco desses blocos. Presentes como operadores estão também a BP, Queiroz Galvão e OGX. A área também abrigou os dois blocos com maior proposta de Bônus e PEM da Rodada, o FZA-57 e FZA-88, com respectivamente 0,40 e 0,28 bilhões de dólares. A atratividade da área, certamente foi motivada pela descoberta de Zaedyus, pela Tullow (a mesma empresa que descobriu Jubilee em Ghana), em turbiditos do Terciário, na Guina Francesa.

Figura 1 – Distribuição do Programa Exploratório Mínimo pelas Diversas Bacias Marítimas e Terrestres PARÁ-MARANHÃO AP1-AP2 3,0%

OUTRAS 3,3%

ESPÍRITO SANTO 4,9%

SERGIPEALAGOAS 3,0%

BARREIREINHAS AR2 3,2% POTIGUAR AP1 3,9%

CEARÁ AP3 13,8%

POTIGUAR 5,9% F OZ AMAZONAS

AP1 (Norte Amapá) 27%

RECÔNCAVO 7,4% PARNAIBA 60,3% TUCANO SUL 18,5%

ESPÍRITO SANTO AP2 22,8%

BARREIRINHAS AP1-AP2 22,8%

BACIAS MARÍTIMAS US$ 2,78 BILHÕES EM 5 ANOS 41 POÇOS EXPLORATÓRIOS *OUTRAS: FOZ AMAZONAS-AR1/AR2, PERNAMBUCO-PARAÍBA-AP2/AP3, FOZ AMAZONAS-AP2

BACIAS TERRESTRES US$ 0,65 BILHÕES EM 3 ANOS 320 POÇOS EXPLORATÓRIOS

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O MERCADO NACIONAL Outras duas bacias atraíram investimentos de 0,64 bilhões de dólares cada uma: Espírito Santo e Barreirinhas, com previsão de 10 e 9 poços, respectivamente. No Espírito Santo, todos os seis blocos oferecidos obtiveram propostas. Os blocos, que totalizam 4330 km² estão de 150 a 220 km da costa e a profundidade de 2000 a 3000m e alguns apresentam espessa camada de sal, que migrou para formações superiores, situação semelhante a observada no Golfo do México (“sub-sal”), de alta prospectividade. Dos seis blocos oferecidos quatro foram tomados pela Statoil e dois pela Petrobras, como operadoras. Em Barreirinhas, dos 14 blocos oferecidos, 11 obtiveram propostas, cobrindo uma área de 8.460 km². A BG predomina como operadora em nove blocos e a BP e OGX nos outros dois blocos concedidos. A bacia do Ceará também obteve boa aceitação, com seis blocos concedidos, dois operados pela estreante Premier. Nas bacias terrestres cabe destacar a bacia de Parnaíba, onde a OGX, através de uma de suas controladas, e associada à Petra, possuem vários blocos obtidos na 9ª Rodada e produziu em abril, num dos campos já desenvolvidos, 4,11 MMm³/d de gás, utilizado para geração térmica. Todos os 20 blocos oferecidos na bacia, compreendendo uma área de 60.000 km², obtiveram proposta, nove deles pela Petra, atuando isoladamente, quatro pela OGX, e os demais distribuídos entre Petrobras, Petrogal, Sabre e Ouro Preto. Essas empresas deverão perfurar nos próximos três anos, 200 poços exploratórios na bacia. Surpreendentemente, a nosso ver, não houve maior interesse das companhias de maior porte pela bacia. Tucano Sul também apresentou algumas surpresas. A bacia foi reincluída na rodada após cancelamento da 8ª Rodada, quando, em 2006, foram leiloados e chegaram a receber propostas praticamente os mesmos blocos da rodada atual, mas para empresas, salvo a Petrobras, completamente diferentes, com elevada concentração, desta vez, da Petra que, isoladamente, arrematou 15 dos

21 blocos oferecidos. Prevê-se a perfuração de 57 poços exploratórios. Cabe destacar também, entre as bacias terrestres, o Recôncavo, com bom potencial para gás e óleo nãoconvencional em folhelhos, merecendo a atenção de diversas companhias. Gran Tierra, o maior produtor independente do Recôncavo atualmente (1000b/d no Bloco REC-129, em abril), Nova Petróleo, Imetame e Geopark assumiram o maior número de blocos oferecidos. A Fig. 2 ilustra a distribuição dos investimentos previstos pelas empresas vencedoras da Rodada, nas bacias marítimas e terrestres. Nas bacias marítimas a Petrobras predomina com o montante de investimentos em exploração (22%) e participação em 17 dos 55 blocos concedidos, mas é operadora em apenas três blocos, um em Potiguar, associada com BP e Petrogal e dois no Espírito Santo, associada com a Statoil e Total. O segundo maior investidor é a Total, seguindo-se a BG, BP, OGX e Statoil. Nas bacias terrestres, o grande player é a Petra – isoladamente – com 53% dos investimentos e participação em 9 blocos na Bacia de Parnaíba e 15 em Tucano Sul. Seguem-se a Petrobras, Sabre, OGC e Petrogal. Espera-se que as companhias vencedoras desta 11ª Rodada, sejam bem sucedidas nos seus investimentos e que cedo se encorajam a participar também novos investimentos com a próxima rodada, que já vem sendo anunciada para novembro deste ano. Essa rodada, para áreas onshore, bastante diversificadas, propensas para gás, deverá ser suficientemente atraente do ponto de vista geológico e, certamente, das condições contratuais a serem estipuladas pela ANP, para interesse dessas empresas e para os novos investidores.

Figura 2 - Distribuição do Programa Exploratório Mínimo Proposto pelas Empresas Vencedoras CEPSA 2,3%

EXXONMOBIL 1,4%

BHP 1,4% OUTRAS 4,4%

ECOPETROL 1,7%

PACIFIC 2,4%

NOVA 2,6%

OURO PRETO 3,5% UTC 2,7%

PREMIER 3,1% PETROBRAS 21,4%

QUEIROZ GALVÃO 3,7%

OUTRAS 8,3%

IMETAME 3,6%

PETROGAL 4,7%

STATOIL 9,1%

TOTAL 14,3%

PETRA 52,8%

OGX 5,6% SABRE 5,9%

OGX 11,2%

BP 11,2%

PETROBRAS 10,1%

BG 12,3%

BACIAS MARÍTIMAS US$ 2,78 BILHÕES EM 5 ANOS

BACIAS TERRESTRES US$ 0,65 BILHÕES EM 3 ANOS

*OUTRAS: PETROGAL, CHEVRON, PETRA, BRASOIL,CHARIOT, OURO PRETO, NIKO

**OUTRAS: GEOPARK, G3, ALVOPETRO, IRATI, BRASOIL

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O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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A trajetória dos preços de petróleo no mercado internacional, em 2013, tem sido pautada por fatores econômicos mundiais, por modificações nos níveis de produção de petróleo e gás natural de certos países e pelos deslocamentos regionais da demanda de derivados no sentido leste do globo.

É bem possível que, em conseqüência de novos desenvolvimentos, os EUA possam suplantar a Arábia Saudita como o maior produtor mundial de petróleo em 2020. A produção de petróleo também está com boas perspectives de aumento no Canadá, no Brasil e em outros países.

A noção de leste em um planeta arredondado decorre da tradição histórica, ligada a um passado onde os países hegemônicos ficavam na Europa, o Novo Mundo no Ocidente e o restante dos países no Oriente e Oceania.

Mas, o mercado interno do principal produto consumido nos EUA, a gasolina, caiu para 8,7 milhões de barris/dia em 2012, o menor volume dos últimos dez anos. E na Europa o quadro foi parecido. O que segurou os preços do petróleo, neste caso, foi a compensação trazida pelo aumento de demanda na Ásia e em outros países emergentes.

É consenso que o crescimento atual do consumo de petróleo e derivados na China, Índia e outros países asiáticos em desenvolvimentos vêm sendo e continuará ser o mais destacado, em termos globais. A Organização para a Cooperação Econômica e Desenvolvimento (em inglês, The Organisation for Economic Co-operation and Development – OECD) reúne 34 países, entre os quais se incluem muitos dos países industrialmente mais avançados do mundo. Mas, embora a OECD não inclua a Rússia e englobe ainda países emergentes, como o México, a Polônia, o Chile e a Turquia, suas estatísticas têm sido utilizadas como representativas do grupo de países desenvolvidos. Feita esta ressalva, deve-se destacar que o consumo estimado de derivados líquidos em países não membros da OECD atingiu 44,5 milhões de barris/dia, ultrapassando o consumo dos países membros da OECD (44,3 milhões de barris/dia), fato que ocorreu pela primeira vez na história agora, em abril de 2013. Para a EIA/DOE (a Agência de Informações sobre Energia do governo americano), os dados de abril indicam que o consumo nos países membros da OECD atingirá, em média, 45,5 milhões de barris/dia em 2013, em comparação com 44,6 milhões de barris/dia para os países não membros da OCDE. O EIA prevê que a média de consumo anual de derivados de países não membros da OCDE vai superar os níveis médios da OCDE em 2014. Este é um aspecto importante que tem sido usado para justificar o não enfraquecimento dos preços de petróleo no mercado internacional, em 2013, mesmo com a economia global rateando. O preço spot do petróleo Brent, hoje a principal referência neste mercado, andou abaixo dos US$100/barril em abril, mesmo tendo chegado perto dos US$120/barril apenas dois meses antes (fevereiro/2013). A maioria dos analistas projeta para 2013 um preço médio do Brent muito parecido com a cotação de fechamento do mês de maio, por volta dos US$102/barril. Em termos globais, campos maduros em declínio estão tendo sua queda compensada pelo aumento de produção em outros lugares. O quadro petrolífero é um dos melhores nos Estados Unidos. Por razões conhecidas (shale oil & tigh gas) a produção interna saltou dos 5,0 milhões de barris/ dia em 2008 para 6,5 milhões de barris/dia em 2012, com amplas perspectivas de seguir crescendo em ritmo expressivo: será que alcançará os nove milhões de barris/ dia em 2018, como prevê a International Energy Agency (IEA)?

De acordo com a IEA, a demanda global deve crescer 8% entre 2012 e 2018 e atingir 96,7 milhões de barris/dia no final do período. Mas, estes valores foram estimados com base em projeções do Internal Monetary Fund (IMF ou FMI, em português) de 3 a 4,5% para a expansão da economia global durante aquele período, o que é incerto. Entre os fatores que vem dando estabilidade aos preços de petróleo no mercado internacional, em 2013, deve ser citado o comportamento da OPEP. Os países membros têm declarado que estão prontos para reagir prontamente às ocorrências que possam trazer impactos negativos sobre o equilíbrio do mercado internacional de petróleo e derivados. Uma análise mais cuidadosa mostra que importantes exportadores, como a Arábia Saudita, União dos Emirados Árabes e Catar, ficaram mais dependentes das receitas de petróleo e gás natural pelo aumento de gastos em programas sociais, depois de movimentos reivindicatórios se espalharem por países da região e do Norte da África. Trata-se de importante aspecto geopolítico e seu peso não pode ser desprezado. O que aconteceu há poucos anos e que mudou a história no Egito, na Líbia, na Tunísia e agora ameaça mudar a da Síria, assusta os dirigentes de países de alta relevância para o balanço entre suprimento e demanda de petróleo. Um preço baixo de petróleo inviabiliza os orçamentos e traz riscos considerados insuportáveis por aqueles países que dependem quase exclusivamente das receitas de petróleo e gás natural para seu desenvolvimento. A eles se juntam as grandes companhias de petróleo, estatais ou internacionais, que concentram suas atividades na exploração e produção de petróleo e gás natural. Enfrentando elevação de custos constantes em materiais, equipamentos, mão de obra e tecnologia, principalmente quando operando em atividades de fronteira (shale, pré sal, areias betuminosas e óleo do Orenoco, por exemplo), todas têm interesse que o preço do óleo fique pelo menos onde está, mesmo com baixa atividade econômica mundial. Se houver uma baixa expressiva de preços de petróleo, pode-se prever uma reação imediata da OPEP no tocante às cotas de produção, mas outras reações aparecerão. Projetos serão retardados ou abandonados e um novo quadro se formará no suprimento mundial.

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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 maio de 2013 foram, respectivamente, US$ 93,32/b e US$ 102,03/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte: Cotações em maio de 2013 (em US$/barril): Médias semanais 1ª semana (29 abr -3 maio ) 2] semana (6 - 10 maio) 3ª semana (13 - 17)

WTI

Brent

93,40

101,53

95,84

103,77

94,65

102,91

4ª semana (20 - 24)

94,76

102,30

5ª semana (27 - 31)

93,32

102,03

Média mensal abril *

92,02

102,25

Média mensal maio *

94,45

102,53

(*) 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. (**) Calculada a partir das médias semanais.

Em abril deste ano, depois de cinco meses seguidos de retirar petróleo dos estoques para abastecer suas refinarias, a China registrou um excedente na oferta de petróleo bruto, o que implicou no aumento dos estoques de petróleo bruto do país. O aumento dos estoques foi em média de 446 mil b/d em abril, o maior nível desde junho de 2012, quando o crescimento foi de 521 mil b/d. O crescimento de abril é cinco vezes maior que o de março, que havia sido de 87 mil b/d. Deveu-se, principalmente, às reduzidas taxas de operação das refinarias, ao maior volume de importações e à redução das exportações de petróleo no mês. Em abril, as importações de petróleo bruto subiram para 5,64 milhões b/d, um crescimento de 2,5%, em relação a abril do ano passado, e de 3,5% em relação ao mês de março. Este aumento das importações significa uma reversão, após dois meses consecutivos, fevereiro e março, da situação de menores importações de óleo. Já as exportações de petróleo, no mesmo mês, foram de apenas 20 mil b/d, uma queda de 68,8%, quando comparadas com o mês de março. Com este valor, as importações líquidas de petróleo atingiram o volume de 5,62 milhões b/d, um aumento de 4,3% comparadas com as de março, o que é 3,5% maior do que as de abril de 2012. A produção de petróleo bruto na China foi de 4,19 milhões de b/d em abril, volume similar ao de março. Com isso, a demanda aparente – produção doméstica mais importações líquidas – de petróleo bruto na China subiu para 9,81

milhões b/d, 2,5% acima dos 9,57 milhões b/d do mês de março. Em contraste, a utilização da capacidade de refino do país, em abril, caiu para 9,36 milhões b/d, cerca de 3% de queda mês a mês, mas ainda um aumento de 2,5% em relação ao ano passado. Isso ocorreu principalmente devido à manutenção sazonal das refinarias, que é sempre programada para esta época do ano. Os estoques de petróleo devem estar armazenados em instalações comerciais e também na reserva estratégica de petróleo (SPR, na sigla em inglês) da China, ambas operados por empresas estatais de petróleo. A China planeja aumentar para 500 milhões de barris o volume total de sua SPR, em três fases. A mais recente estimativa para o volume da SPR foi de cerca de 300 milhões de barris em março, indicando que a fase 2 do projeto já foi iniciada. A primeira fase totalizava 103 milhões de barris e foi concluída em 2009, enquanto a segunda fase, que provavelmente objetiva 169 milhões de barris, encontra se atualmente em construção, embora pouco se saiba sobre o andamento das obras. A terceira fase de armazenamento da SPR terá uma capacidade de 178 milhões de barris (28,2 milhões de metros cúbicos). Para cumprir com o planejado, a China National Petroleum Corp começou, este ano, a construção de instalações em Rizhao, Shandong e Daqing (Platts, 17/05/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1. Foram estabelecidos, pela primeira vez, os “diferenciais de qualidade” estabelecidos nos contratos de compra e venda de petróleo do Mar do Norte, que foram modificados recentemente. Conhecidos como termos do contrato padrão Shell Suko-90, são utilizados nas transações nos mercados futuros a termo (forward contract). Os valores dos diferenciais (prêmios) foram de US$0,89/b para o petróleo Ekofisk e US$0,99/b para o Oseberg, e deverão ser aplicados aos carregamentos a serem efetuados no mês de junho. Desta forma, os compradores deverão pagar os prêmios estabelecidos aos vendedores que entregarem os petróleos Ekofisk e Oseberg no lugar do petróleo Forties, que tem cotação mais baixa que os dois mencionados e é o tipo mais comumente entregue nos contratos a termo (forward) de óleos do Mar do Norte (AGM, 03/05/2013). 2. No mês de fevereiro as exportações americanas de petróleo atingiram o maior volume dos últimos treze anos. As exportações para o Canadá, único destino fora dos Estados Unidos permitido pela legislação americana, chegaram a 124 mil b/d no mês de fevereiro, mais que

Junho 2013 Ano V – Número 6

O MERCADO INTERNACIONAL dobrando o volume exportado em fevereiro de 2012. Ainda em fevereiro, as importações de derivados de petróleo foram de apenas 590 mil b/d, o menor valor desde 1981, ano que começaram a ser registradas pela EIA, a agência responsável pelas informações sobre energia do governo americano (AGM, 03/05/2013). 3. O campo de petróleo de Egina, na região offshore da Nigéria, deverá entrar em operação em 2017. De acordo com um dos participantes do consórcio proprietário do emprendimento, o parceiro nigeriano South Atlantic Petroleum (Sapetro), o campo deverá produzir 200 mil boe/d de petróleo, condensado e gás. A petroleira francesa Total, que será a operadora do empreendimento, estimou que o custo de desenvolvimento do campo, em águas profundas, deverá ser de mais de 15 bilhões de dólares. A produção de hidrocarbonetos em Egina será efetuada a partir de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO, na sigla em inglês) com capacidade de armazenamento de dois milhões de barris. Os contratos de desenvolvimento para o campo devem estar concluídos até o final deste ano. Egina é, atualmente, um dos maiores empreendimentos na região offshore da África ocidental. Neste ano de 2013, a Nigéria está produzindo

cerca de dois milhões de b/d de petróleo (The Barrel, 04/06/2013). 4. O Chile poderá passar a utilizar, em suas refinarias, mais petróleos do oeste da África, caso seja aprovado o projeto de lei que reduz as tarifas sobre as importações chilenas de produtos de 49 países. As tarifas deverão ser completamente eliminadas nas importações provenientes de Angola, Chade, Guiné-Bissau, Guiné Equatorial, Sudão, Sudão do Sul e Yemen. A petroleira estatal chilena ENAP importa, atualmente, 165 mil b/d de petróleo, 90% dos quais têm origem na América do Sul. Neste caso, as importações são isentas de tarifa de importação (AGM, 24/05/2013). 5. A BP, em associação com a chinesa CNPC, deverá aumentar a produção de petróleo no campo de Rumaila, no Iraque, em 100 mil b/d a cada ano, nos próximos três anos. As empresas estão prontas para dar partida nas instalações reformadas do empreendimento, que atualmente produz 1,4 milhões de b/d. Além do aumento de produção de petróleo previsto para os próximos três anos, já foi programado, para 2017, um acréscimo adicional de 450 mil b/d de capacidade de produção. Na ocasião, o campo de Rumaila passará a produzir 2,15 milhões de b/d (AGM, 24/05/2013).

Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60

jun/12

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

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

WTI

77,79

76,05

85,1

93,54

102,23

89,72

94,01

102,88

93,42

92,18

87,94

94,34

Brent

78,51

76,82

86,46

104,96

117,36

113,34

109,4

118,49

108,42

109,61

110,09

112,48

Mercado de derivados

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

No ano de 2013, o crescimento das exportações de díesel da China tem gerado especulações que o país poderá se tornar, no longo prazo, exportador líquido do derivado.

Nos primeiros quatro meses deste ano, as exportações chinesas de díesel chegaram a 1,39 milhões de toneladas (cerca de 90 mil b/d), em comparação com apenas 300 mil toneladas (aproximadamente 18 mil b/d) no mesmo período de 2012. As exportações de díesel da China aumentaram significativamente desde o final de 2012, principalmente devido à expansão da capacidade de refino que

levou ao aumento da produção interna e por causa da desaceleração da demanda doméstica.

Porém, o nível elevado de exportações de díesel não é inédito. Em 2010, as refinarias também haviam exportado elevados volumes de díesel o que, na ocasião, foi atribuído ao excesso de refino. Naquela época, as exportações totais de diesel foram 4,66 milhões de toneladas (quase 100 mil b/d). Em 2011, com o crescimento demanda interna, a China voltou a ser uma importadora líquida do derivado, impor

Junho 2013 Ano V – Número 6

O MERCADO INTERNACIONAL tando cerca de 400 mil toneladas no ano (quase 10 mil b/d). No ano passado, a China voltou a ser exportador no segundo semestre, uma vez que o consumo doméstico se enfraqueceu. As exportações líquidas de díesel em 2012 foram de 920 mil toneladas (cerca de 20 mil b/d). A desaceleração do crescimento econômico, desde o ano passado, tem afetado a demanda por óleo diesel, que é usado principalmente no transporte pesado e no setor industrial. Mas a capacidade de refino tem se expandido rapidamente. As estimativas mais recentes mostram que um volume de mais de um milhão de b/d será adicionado em 2013 e um aumento similar está previsto para o ano que vem. Isto deverá resultar em um excesso de produção de díesel que não poderá ser absorvido internamente (The Barrel 4/6/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis: 1. Na Índia, o ano fiscal termina em março. No último ano fiscal, o refino de petróleo aumentou 6,9% comparado com o ano fiscal anterior, atingindo 3,65 milhões de b/d. A produção de derivados (throughput) nas refinarias privadas cresceu 13,2% chegando a 1,12 milhões de b/d, essencialmente devido ao aumento de capacidade de processamento de petróleo na refinaria de Vadinar, que processa 400 mil b/d e pertence a empresa local Essar. Já a parcela de refino controlada por refinadoras estatais cresceu apenas 4,4%, tendo sido processado, no último ano fiscal, 2,53 milhões de b/d (AGM, 03/05/2013). 2. A petroleira estatal de Abu Dhabi, ADNOC, está prestes a entrar no ramo de distribuição e revenda em postos de derivados de petróleo no emirado de Dubai. Em Dubai, a ADNOC concorrerá com duas empresas que já atuam na região, a Emarat e a Enoc. Nos Emirados, a gasolina é subsidiada e são as empresas revendedoras que devem assumir o subsídio. Portanto, as “perdas” nas vendas de gasolina em Dubai deverão ser “rateadas” agora entre as três revendedoras de derivados locais – ADNOC, Emarat e Enoc (AGM, 17/05/2013). 3. A presidente da Petrobras Maria das Graças Foster denominou-se "uma defensora absoluta do etanol" e elogiou os atuais investimentos na indústria sucro-alcoleira, que teriam ajudado a atenuar, no Brasil, os choques econômicos causados pela volatilidade nos preços da gasolina no mercado internacional. Falando perante o Congresso, ela defendeu a política de não repassar prontamente, para os preços internos, as altas dos preços internacionais dos combustíveis, acrescentando que o etanol tem um papel importante nesta política. O setor sucro-alcoleiro do Brasil tradicionalmente atribui

muitas de suas dificuldades à política de preços dos combustíveis do governo. Desde 2010, o preço da gasolina tem sido mantido abaixo dos preços no mercado internacional, , o que torna a produção de etanol pouco competitiva e, ainda mais, reduz as margens das usinas. Como resultado, nas últimas safras, as usinas têm privilegiado a produção de açúcar, em detrimento à do etanol. No exercício 2013/14, a safra de cana na região centrosul deverá atingir a quantidade récorde de 590 milhões de toneladas. Serão produzidos 18% a mais de etanol do que no ano passado, sendo esperado que o etanol possa retomar a participação de mercado que havia sido perdida para a gasolina. Devido à redução da produção de etanol nas duas últimas safras, a gasolina recuperou uma grande fatia do mercado de combustíveis para veículos leves. Em 2009, o etanol dividiu este mercado em partes quase iguais com a gasolina (50/50%), mas sua participação, desde então, foi caindo para pouco mais de 34%. Agora, uma maior safra de cana e uma queda nos preços do açúcar no mercado internacional devem forçar as usinas a aumentar a produção de etanol. Por enquanto, o etanol só é competitivo com a gasolina, na bomba, no estado de São Paulo, onde os benefícios fiscais e fatores logísticos ajudam a conter seus preços. Por seu menor conteúdo energético, só vale a pena para os motoristas usarem o etanol quando seu preço é menor do que 70% do preço da gasolina. Como a colheita da região centro-sul se acelerará nos próximos meses, espera-se que os preços do etanol caiam também em alguns outros estados da região, como Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraná e Minas Gerais. O biocombustível tende a não ser competitivo com a gasolina na maioria dos estados que não produzem o combustível, por causa dos elevados impostos e, também, pelo custo do transporte para disponibilizar o combustível nesses mercados (Argus 23/05/2013). 4. Mesmo após um ano da entrada em vigor das novas especificações do bunker de baixo enxofre nos Estados Unidos, muitos armadores continuam enfrentando problemas com combustíveis fora de especificação. Segundos os armadores, muitos misturadores (blenders) estariam adicionando certos produtos químicos no combustível que, por isso, ultrapassam as especificações para materiais perigosos. Segunda a EPA (Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos), esta prática não é adotada por supridores americanos, mas é bastante comum e espalhada no resto do mundo. Embarcações navegando dentro do limite de 200 milhas náuticas na costa americana têm de utilizar combustível com teor de enxofre máximo de 1%. Este valor será reduzido ainda mais dentro de poucos anos. Está previsto um teor máximo de enxofre de 0,1 % em 2015, forçando os armadores, então, a usar marine gasoil, MGO,

Junho 2013 Ano V – Número 6

O MERCADO INTERNACIONAL que é bem mais caro, em motores projetados para utilizar bunker, à base de óleo combustível, que é bem mais viscoso e também mais barato.

reduzindo as importações de díesel do país, que é o maior importador do derivado do Sudeste da Ásia. A petroleira estatal Pertamina deverá importar cerca de 75 mil b/d de díesel de alto enxofre em junho, a mesma quantidade que importou em abril.

Por isso, quando o novo teor de enxofre for obrigatório, acredita-se que a demanda por MGO deverá crescer em até 20%, provocando considerável aumento de preços, o que poderá afetar até mesmo os mercados americanos de diesel e heating oil e suas exportações inclusive para o Brasil (AGM, 24/05/2013).

No segundo semestre do ano passado, o país importou 130 mil b/d (AGM, 31/05/2013).

5. A redução das atividades de mineração na Indonésia está Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140 130

US$/b

120 110 100 90 80 70 jun/12

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS DERIVADOS - US$/b

2TRIM10 3TRIM10 4TRIM10 1TRIM11 2TRIM11 3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13

Gasolina Reg.USG

86,09

81,93

90,94

108,64

125,29

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

118,89

Nr.2 Diesel LS USG

89,96

87,71

98,31

118,65

129,46

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

129,51

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo na primeira semana de maio foi de 395,5 milhões de barris e de 391,3 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 384,6 milhões de barris. O estoque da última semana de maio foi, em volume, 1,7 % superior ao nível da mesma semana de 2012, e era suficiente para 25,7 dias de consumo, contra 25,4 dias de um ano atrás. Os estoques de destilados começaram o mês de maio com 117,6 milhões de barris e encerraram com 123,3 milhões

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

de barris ou 32,1 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 120,0 milhões de barris ou 33,1 dias de consumo, portanto, em volume, o estoque no final de maio estava 2,7 % acima do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 218,8 milhões de barris, 25,1 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 23,1 dias de consumo.

Estoques nos Estados Unidos 450

milhões de barris

400 350 300 250 200 150 100 50 0

Petróleos sem SPR Gasolinas Destilados

jun/12

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12 dez/12

jan/13

fev/13 mar/13 abr/13 mai/13

jun-12 386 208 120

jul-12 370 210 127

ago-12 363 201 127

set-12 369 201 127

out-12 375 204 119

nov-12 378 215 118

jan-13 378 234 131

fev-13 385 227 122

dez-12 365 231 135

mar-13 392 225 119

abr-13 390 219 115

mai-13 395 218 120

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

2013

2013/2012

(a) Demanda Mundial

84,69

86,94

88,04

88,87

88,81

88,71

90,16

90,90

89,65

0,88

Oferta Não-OPEP

51,14

52,30

52,45

52,98

53,82

53,69

53,89

54,41

53,96

1,85

4,35

4,98

5,37

5,66

5,87

3,71

55,49

57,28

57,82

58,64

59,69

59,56

59,76

60,28

59,83

2,03

Diferença (a) - (b)

29,20

29,66

30,22

30,23

29,12

29,15

30,40

30,62

29,82

-1,36

Produção de Petróleo OPEP (1) (2)(3)

28,79

29,23

29,78

31,132 30,229

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

-0,415

-0,429

-0,438

0,902

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

1trim13 2trim13 3trim13 4trim12

1,109

(1) Fonte: OPEP incluindo Iraque, baseado em fontes secundárias (2) Com exceção da linha condensados OPEP, as demais produções não incluem condensados. (3) A OPEP costuma ajustar os dados, mesmo os realizados. (4) A OPEP informou a oferta de condensado de 5,98 milhões de b/d para todo o ano de 2013, nesta tabela foi considerado como se o volume fosse igualmente disponibilizados pelos trimestres do ano. (5) Produçao OPEP: Mar13 = 30,202 milhões de b/d; Abr13 = 30,462 milhões de b/d; Mai13 = 30,567 milhões de b/d. Baseado em fontes secundárias.

Os dados apresentados na publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR, de maio, indicam que a demanda mundial por petróleo, para o primeiro trimestre deste ano, foi, em média, de 88,81 milhões de b/d, dos quais 29,12 milhões de b/d foram fornecidos pelos países produtores membros da OPEP. No ano de 2012, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,23 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 31,13 milhões de b/d, ou seja, 900 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/consumidores, de quase 400 milhões de barris no ano.

Contagem de sondas

Neste primeiro trimestre de 2013, a tendência foi mantida. Para uma necessidade média de 29,12 milhões de b/d foram produzidos 30,23 milhões de b/d, um excedente de 1,11 milhões de b/d. Assim, neste primeiro trimestre foram para estoque quase 100 milhões de barris. Para 2013, a projeção para a demanda mundial de petróleo é de 89,65 milhões de b/d, um acréscimo de 790 mil b/d, em relação à demanda de 2012 que foi de 88,81 milhões de b/d, ou seja, mais 0,88%. No ano, a necessidade de óleo da OPEP deverá ser de 29,82 milhões de b/d, quase o volume das cotas (30 milhões de b/d).

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

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

Contagem do número de sondas 4000 3500

ANO

Número de sondas operando no mundo

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 diminuiu em maio de 2013, passando para 3.178, enquanto em abril havia sido 3.279, ou seja, menos 31 sondas. Dentre os países e/ou regiões, mais uma vez o destaque negativo foi o Canadá, que reduziu o número de sondas operando em mais 25 unidades; o número de sondas caiu de 153 sondas em abril para 128 em maio.

3000 2500 2000 1500 1000 500 0 África

Europa

Ásia 2009

Oriente Médio 2010

2011

Canadá 2012

América Latina

EUA

Total Mundo

mai/13

Este valor é quase 1/3 da média anual, que de janeiro a maio chegou a 378 sondas

Em toda a América Latina estiveram em operação, em maio, 424 sondas.

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

Junho 2013 Ano V – Número 6

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Exploração

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

I. Declarações de comercialidade (Maio/2013) Bloco

Operadora

Campo

Bacia

Data

Não houve declaração de comercialidade divulgada pela ANP no mês de maio

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

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Campos

Chevron

Campos Espírito Santo Campos

Santos

Sergipe

Operador

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Gran Tierra

Recôncavo

HRT

Solimões

Petra

São Francisco Espírito Santo Potiguar

Recôncavo

Sergipe

Solimões

Petrobras

Total *Fonte: ANP

TERRA Nº de Poços Concluídos

Petrobras

Petrosynergy

Potiguar

OGX

Parnaíba

Total

*Fonte: ANP

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

Poços

2013

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL *Fonte: ANP

TERRA Evolução de Poços Concluídos 2012

Poços

2013

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais TOTAL

*Fonte: ANP

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

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Bacia

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

Total

*Fonte: ANP

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

Alagoas

Sergipe Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo Solimões

Campos 5

Santos Pará-Maranhão

0 Média Média Média Média jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 2010 2011 2012 2013

Jequitinhonha

V. Sondas por empresa operadora (Maio/2013) Nome Operador BP Chevron Gran Tierra HRT Imetame Karoon OGX Perenco Petra Petrobras Petrosynergy Repsol Statoil UTC Vipetro Total *Fonte: ANP

Produção

Terra

Mar

0 0 1 1 1 0 2 0 3 27 1 0 0 1 1 38

1 1 0 0 0 1 0 1 0 43 0 1 2 0 0 50

Total Sondas 1 1 1 1 1 1 2 1 3 70 1 1 2 1 1 88

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

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

2012

2013

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

1.909

1.845

1.865

1.850

1.842

1.823

1.742

1.831

1.864

1.920

1.875

1.836

1.673

Onshore

179

177

183

181

182

181

180

181

188

181

184

183

Total

2.087

2.022

2.048

2.033

2.023

2.004

1.924

2.011

2.045

2.108

2.056

2.020

1.856

Fonte: ANP

Produção de óleo offshore e onshore em milhares de barris/dia

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

Média 2009**

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013

Fev Mar Petrobras 2.158.807 2.195.348 2.250.237 2.226.692 2.186.171 2.193.062 2.121.238 BG 2.869 5.549 16.090 26.419 35.972 38.027 38.115 Queiroz Galvão/ 15.303 17.815 12.509 17.650 18.910 18.860 18.961 18.909 Manati OGX 867 8.995 17.681 14.984 19.539 18.519 Shell Ltda 26.186 55.836 47.169 37.298 25.125 26.206 31.527 17.640 Repsol Sinopec 12.007 9.983 9.596 7.226 12.743 10.186 14.256 13.787 Petrogal 1.150 2.191 4.959 10.591 11.819 11.375 11.946 12.137 BP 4.703 7.321 8.161 8.103 8.027 8.352 El Paso 4.362 7.801 8.119 7.742 5.820 5.838 5.823 5.799 Maersk Energia/SK 7.299 7.865 6.711 4.881 5.440 5.402 5.351 5.568 Petra 2 2.907 800 3.529 4.392 Statoil 24.974 37.170 32.363 47.374 45.413 4.301 Brasoil 3.401 3.959 2.780 3.922 4.202 4.191 4.214 4.202 Rio Panoro/Norse/ 3.401 3.959 2.780 3.922 4.202 4.191 4.214 4.202 Rio das Contas Sinochem 5.780 24.780 21.575 31.583 30.275 2.867 ONGC 1.416 11.357 8.950 6.743 3.675 4.360 5.463 1.202 Gran Tierra 0 0 120 357 944 739 1.028 1.065 Petrosynergy 757 722 724 664 693 747 670 663 Sonangol Starfish 74 188 213 203 320 283 342 336 UP 8 6 22 53 66 8 15 176 W.Petróleo 125 129 142 202 190 204 193 173 Recôncavo E&P 140 147 163 155 140 130 129 160 ERG 6 6 82 123 122 127 108 129 Partex 44 72 164 162 127 128 131 121 UTC 0 15 68 50 51 23 64 66 Panergy 3 2 35 53 52 55 46 55 Santana 0 0 2 26 46 36 51 53 Alvorada/Alvopetro 61 217 373 101 39 42 29 44 Aurizônia 44 31 27 28 24 15 22 36 Potióleo 1 5 42 21 26 8 42 29 Central Resources 0 0 3 16 21 21 21 20 Guanambi 0 0 5 19 17 16 15 20 TDC 6 36 146 6 7 1 2 20 Phoenix 1 3 6 13 11 5 10 19 Silver Marlim 4 7 28 11 17 16 19 15 Severo Villares 72 50 44 31 15 14 15 15 Cheim 200 41 23 15 15 15 16 13 Egesa 7 8 7 7 6 6 6 5 Genesis 2000 2 3 3 2 2 2 2 2 Arclima 1 0 0 0 0 Quantra 0 0 0 0 0 0 0 0 Chevron 3.725 27.475 38.004 6.939 Frade Japão 1.215 9.725 13.444 2.449 Ral 0 5 0 1 Vipetro 0 2 6 3 BrazAlta 113 118 83 0 Odebrecht 6 6 7 1 Nord 7 5 2 0 Mercury 4 3 1 0 Devon 11.261 11.877 Koch 14 14 Anadarko 48 Logos 1 Delp 1 Orteng 1 Total 2.254.152 2.372.582 2.460.210 2.403.488 2.399.717 2.472.083 2.442.602 2.284.466 *Notas: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX. ** Média mensal referente ao período março 2009 a dezembro 2009.

Jan 2.244.212 31.774

Junho 2013 Ano V – Número 6

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 (Março/2013) Produção Março 2013 (Mil bbl/dia) 2013

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Solimões

Ceará

Potiguar

Bacia

Alagoas

Sergipe

Recôncavo

Espírito Santo

Campos

1.542

1.711

1.756

1.778

1.708

1.618

1.712

1.656

1.487

Santos

126

130

116

136

137

Tucano Sul

Camamu

Parnaíba Total Fonte: ANP

1.812

1.950

2.055

2.105

2.061

1.975

2.054 2.017

0 1.853

*Nota: Inclui condensado. Produção de óleo por bacia em barris/dia 2500 2000 1500 1000 500

Parnaíba Camamu Tucano Sul Santos Campos Espírito Santo Recôncavo Sergipe Alagoas

0 Média Média Média Média Média Média jan/13 fev/13 mar/13 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Potiguar Ceará

Junho 2013 Ano V – Número 6

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

I. Volume de Petróleo e Derivados Processados (Março/2013) Volume de Petróleo e Derivados Processados (boe/dia) Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Março

Petróleo

1.810.382

1.826.522

1.866.067

1.935.756

2.210.567

2.296.305

Derivados - TOTAL

1.835.948

1.841.116

1.896.160

2.022.493

2.106.470

2.391.980

Asfalto

36.014

47.687

42.470

48.103

33.157

34.514

Coque

53.145

52.679

64.730

76.515

81.429

94.552

Gasolina A

340.759

370.603

405.106

450.784

447.169

498.260

Petróleo / Derivado

Gasolina de Aviação GLP

2013

909

1.553

991

1.334

1.244

1.582

135.391

131.891

136.351

142.988

137.152

156.703

Lubrificante

10.232

10.394

10.383

10.448

12.435

14.195

Nafta

144.969

126.757

109.370

110.675

113.191

131.582

Óleo Combustível

242.179

239.445

227.613

237.524

280.938

306.070

Óleo Diesel

739.245

713.924

732.938

781.999

828.174

957.793

Parafina

1.820

1.623

1.728

2.121

1.880

2.355

Querosene de Aviação

75.495

80.381

92.972

93.192

96.551

116.036

Querosene Iluminante Solvente

340

439

415

410

366

385

7.907

8.697

6.365

4.907

6.897

8.160

Outros Energéticos

3.003

4.521

7.463

6.639

7.686

6.677

Outros Não Energéticos

44.539

50.523

57.265

54.853

58.203

63.119

*Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Principais produtos refinados no Brasil em boe/d 3.000.000

2.500.000

Outros produtos

2.000.000

Outros Não Energéticos Querosene de Aviação

1.500.000

Óleo Diesel Óleo Combustível Nafta

1.000.000

GLP Gasolina A

500.000

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

mar/13

Junho 2013 Ano V – Número 6

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Volume de Óleo Refinado por Refinaria (Março/2013) Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Março

1.810.386

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.063.200

2.074.086

Riograndense (RS)

13.704

14.146

15.121

16.058

15.734

14.407

Pólo Guamaré (RN)

13.907

32.749

34.280

36.456

37.907

37.976

Refap (RS)

167.342

150.295

150.026

156.858

191.230

183.203

6.047

7.945

6.971

7.847

8.228

8.348

4.210

10.062

10.451

Reduc (RJ)

209.256

221.986

217.471

227.317

242.372

242.614

Regap (MG)

143.764

147.304

133.548

148.203

150.332

156.010

Refinaria TOTAL

Lubnor (CE) Manguinhos (RJ)

2013

Reman (AM)

40.954

42.153

42.795

37.914

40.656

39.869

Repar (PR)

188.864

171.512

194.448

199.379

209.718

208.555

RLAM (BA)

221.137

263.185

239.096

241.537

266.695

270.754

119

464

1.070

1.572

916

892

165.965

160.529

151.751

156.724

179.586

182.846

41.701

36.493

42.937

53.267

52.445

53.675

346.097

322.252

379.309

395.434

417.341

422.550

244.647

242.720

241.965

246.914

250.040

252.386

6.881

8.583

5.220

789

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

Replan (SP) Revap (SP)

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

Volume refinado por refinaria em boe/d 2.500.000 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)

0 Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

mar/13

Riograndense (RS)

Junho 2013 Ano V – Número 6

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Balança Comercial

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

I. Importação e Exportação em boe/dia (Abril/2013) Período

Petróleo (bep/dia)

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

*Fonte: ANP Petróleo

1.100.000

Total

Gás Natural

Derivados

1.100.000

100.000

-900.000

2010 2011 2012 2013 abr/13 (média) (média) (média) (média) -900.000

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

II. Importação e Exportação em milhares de US$ fob (Abril/2013) Petróleo (103 US$ FOB)

Derivados (103 US$ FOB)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

2010 (média)

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

2011 (média)

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

2012 (média)

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

2013 (média)

1.254.283

867.932

-386.352

1.866.498

765.369

-1.101.128

635.521

-635.521

3.756.302

1.633.301 -2.123.001

jan/13

1.220.020

473.625

-746.395

2.316.231

706.643

-1.609.587

641.045

-641.045

4.177.296

1.180.269 -2.997.027

fev/13

1.122.988

1.032.218

-90.770

1.372.803

502.257

-870.547

645.329

-645.329

3.141.120

1.534.475 -1.606.645

mar/13

1.267.772

1.290.210

22.437

1.489.093

908.519

-580.575

662.715

-662.715

3.419.580

2.198.728 -1.220.852

abr/13

1.406.354

675.674

-730.679

2.287.864

944.059

-1.343.805

592.996

-592.996

4.287.213

1.619.733 -2.667.480

Período

GN (103 US$ FOB)

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

Imp Exp

0 2010 2011 2012 2013 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 -1.000.000 (média)(média)(média)(média) -2.000.000 -3.000.000 -4.000.000

Saldo

Total (103 US$ FOB)

Junho 2013 Ano V – Número 6

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Destino das Exportações de Petróleo (Abril/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

Estados Unidos

363

199

321

493

465

196

249

216

160

158

China

142

112

338

449

403

279

267

656

194

Santa Lúcia

298

203

228

250

104

Chile

125

153

109

Demais Países

196

206

367

515

631

280

472

366

284

1.123

763

1.346

1.860

1.692

812

249

1.032

1.290

676

País

Total

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 (Abril/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

Nigéria

548

392

467

679

630

622

763

333

618

771

Arábia Saudita

210

125

158

224

241

259

451

230

356

Argélia

139

120

164

Iraque

104

Guiné Equatorial

108

355

Estados Unidos

Demais Países

341

103

110

163

475

109

1.117

1.249

1.214

1.115

1.268

1.399

País

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

Junho 2013 Ano V – Número 6

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Arrecadações e tributos

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

I. Participações Especiais (1º Trimestre/2013) Participações Especiais Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$) Beneficiário

Média Trimestral 2008

MMA MME FUNDO SOCIAL

292.770 1.171.079 0

AM BA ES RJ RN SE

7.865 318 40.315 1.113.588 5.325 3.668

AM BA ES RJ RN SE TOTAL GERAL

1.966 79 10.079 278.397 1.331 917 2.927.697

Média Trimestral 2009

Média Trimestral 2010

UNIÃO 291.750 1.167.001 0 ESTADOS 5.608 7.508 59 1.266 42.179 58.984 793.863 1.095.084 2.292 2.173 1.280 1.986 MUNICÍPIOS 1.402 1.877 15 317 8.045 14.746 198.466 273.771 573 543 320 496 2.110.703 2.917.503 211.320 845.281 0

Média Trimestral 2011

Média Trimestral 2012

1º Trimestre 2013

316.228 1.264.911 0

388.497 1.551.398 42.002

393.274 1.573.096 90.482

11.927 425 127.310 1.120.059 2.662 2.528

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

2.982 106 31.828 278.119 665 632 3.160.381

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

Fonte: ANP Participação Especial distribuída em R$ 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 Média Média Média Média Média 1º Trimestre Trimestral Trimestral Trimestral Trimestral Trimestral 2013 2008 2009 2010 2011 2012 MMA

MME

FUNDO SOCIAL

Estados

Municípios

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

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Estados

198.854.023

275.404.553

319.973.601

408.065.749

393.416.886

Maio 2013 368.445.920

Municípios

227.106.851

317.515.455

370.057.700

471.720.697

454.837.682

422.018.372

Fundo Especial Comando da Marinha MCT

52.436.123

74.342.158

86.131.635

109.668.657

105.361.418

97.362.582

104.872.697

148.684.317

172.263.270

200.496.454

183.421.563

160.424.019

82.039.570

115.295.999

133.902.931

151.394.993

142.236.637

127.806.874

FUNDO SOCIAL

37.812.007

48.923.187

58.664.207

Total

665.309.265

931.242.483

1.082.329.137

1.379.158.557

1.351.566.223

1.234.721.974

*Fonte: ANP

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

FUNDO SOCIAL

1.000.000.000

MCT

800.000.000

Comando da Marinha

600.000.000

Fundo Especial

400.000.000

Municípios Estados

200.000.000 0 Média 2009

Gás natural

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

mai/13

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

I. Preços do gás natural (Fevereiro/2013) Preços do Gás Natural (Fevereiro 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

Nordeste (Nacional)

7,6996

8,1840

10,2178

12,1433

12,8214

13,4469

13,2637

13,6300

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

13,1781

12,9965

13,3597

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 (Fevereiro/2013) Preços Internacionais (Fevereiro 2013) Preços Internacionais (US$/MMBtu)

Média 2008

Média 2009

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13

Gás russo na fronteira da Alemanha

12,68

8,55

7,94

10,23

11,56

10,98

10,99

10,96

NBP *

11,41

4,96

6,39

9,35

8,91

8,71

7,18

10,24

Henry Hub

8,86

3,95

4,38

4,00

2,72

3,21

Petróleo Brent

17,28

10,96

14,16

19,82

19,83

20,44

20,13

20,75

Petróleo WTI

17,74

10,99

14,14

16,93

16,77

16,93

16,88

16,98

Petróleo Brent (US$/Bbl)

97,01

61,50

79,48

111,25

111,31

114,71

112,96

116,46

Petróleo WTI (US$/Bbl) 99,58 61,68 Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Março de 2013 * Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

79,37

95,04

94,12

95,03

94,76

95,30

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

2012 Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

2013 Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Petrobras 250.279 250.346 261.815 277.686 279.139 278.916 278.327 293.146 298.163 305.825 304.842 298.549 302.249 Queiroz Galvão/ 14.788 17.998 18.715 18.920 18.542 19.049 18.958 16.095 17.920 17.783 18.592 18.677 18.590 Manati BG 4.182 4.434 4.607 5.933 6.086 5.745 5.615 4.287 4.997 5.098 5.924 7.100 7.102 El Paso 7.034 6.857 6.841 6.716 6.035 5.800 6.544 6.458 6.056 6.285 4.972 4.952 4.930 Brasoil 3.286 4.000 4.159 4.205 4.120 4.233 4.213 3.577 3.982 3.952 4.131 4.151 4.131 Panoro 3.286 4.000 4.159 4.205 4.120 4.233 4.213 3.577 3.982 3.952 4.131 4.151 4.131 Petrogal 1.673 1.773 1.843 2.373 2.434 2.298 2.246 1.715 1.999 2.039 2.050 2.147 2.175 Repsol Sinopec 543 517 543 558 471 557 544 531 589 608 1.315 2.119 2.092 Shell 2.325 1.342 1.599 2.195 2.393 2.307 2.226 2.155 2.120 1.858 1.481 1.859 1.345 OGX 338 293 300 341 243 337 323 332 321 308 384 327 243 BP 118 106 144 150 151 136 141 133 147 137 154 147 149 Maersk Energia/ 78 70 96 100 101 91 94 89 98 91 103 98 99 SK Statoil 353 353 334 383 423 339 405 315 356 363 334 338 59 ONGC 227 230 227 232 241 302 217 220 203 190 151 213 48 Sinochem 236 236 223 255 282 226 270 210 237 242 223 226 39 UP Petróleo 11 9 0 0 0 0 0 4 1 0 0 0 16 TDC 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Chevron 1.159 0 2 Frade Japão 409 0 1 Total 290.325 292.565 305.604 324.251 324.780 324.570 324.335 332.843 341.173 348.736 348.788 345.054 347.398 *Nota: Não Inclui Reinjeção

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

2012 Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

2013 Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Petrobras 56.730 59.254 59.177 61.449 59.194 59.983 65.958 67.041 68.973 69.892 63.999 65.335 66.021 OGX 43 9 1.867 8.234 10.249 Petra 19 4 800 3.529 4.392 Petrogal 1 5 7 6 7 51 109 204 205 220 223 218 219 ERG 142 118 98 80 101 124 137 140 135 126 127 108 129 Gran Tierra 5 12 19 16 14 11 95 107 107 74 103 107 Petrosynergy 77 58 70 94 85 102 96 103 101 112 119 108 100 Panergy 61 51 42 34 43 53 59 60 58 54 55 46 55 UTC 10 18 10 8 13 8 8 8 10 10 5 12 13 Sonangol Starfish 3 15 36 19 13 8 14 12 14 12 8 9 9 Aurizônia 9 8 5 4 7 3 4 3 5 8 3 4 8 Phoenix 5 4 2 2 4 1 2 1 3 5 2 3 5 Potióleo 0 10 5 4 6 5 4 5 4 2 2 8 5 Santana 1 1 2 1 2 2 3 3 3 2 3 4 4 Alvorada/ 6 9 11 12 10 3 8 4 4 3 3 2 3 Recôncavo E&P 3 4 4 4 4 4 5 5 3 3 3 3 W. Petroleo 4 6 6 5 5 5 3 5 7 8 5 5 3 Guanambi 2 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 Cheim 3 5 5 3 0 2 3 2 2 2 3 3 2 Severo & Villares 5 6 5 4 5 4 4 3 3 3 2 2 2 Silver Marlim 1 1 0 0 1 1 2 2 1 2 1 Partex 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Central 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Egesa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Genesis 2000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Quantra 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ArClima 0 0 0 0 0 0 0 Ral 0 0 0 0 0 Vipetro 0 0 0 0 BrazAlta 0 0 BG 10 Repsol YPF 8 Odebrecht Total 57.087 59.589 59.508 61.749 59.519 60.361 66.429 67.697 69.707 70.587 67.307 77.740 81.336 *Nota: Não Inclui Reinjeção

Junho 2013 Ano V – Número 6

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Produção de gás em boe/d 500.000 450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 Petrobras

Biodiesel

Queiroz Galvão/Manati

OGX

El Paso

Petra

Brasoil

Panoro

Outras empresas

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

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

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Jan

3.471

15.579

18.332

29.914

37.805

39.161

45.957

Fev

3.804

16.719

18.021

39.996

39.712

46.546

46.216

Mar

4.593

12.920

26.781

43.450

47.369

44.814

48.617

Abr

3.936

13.492

22.110

38.766

42.012

38.236

Mai

5.276

15.420

21.033

41.133

44.736

43.221

Jun

5.694

21.546

29.591

42.968

48.552

45.056

Jul

5.421

21.870

31.359

42.088

50.703

46.735

Ago

8.919

22.224

33.901

46.902

50.305

51.622

Set

9.647

27.729

33.658

46.123

49.055

52.885

Out

10.877

25.731

31.816

40.558

48.266

51.234

Nov

11.825

24.743

34.844

43.582

49.729

51.735

Dez

9.945

22.735

30.523

38.115

44.002

49.486

Média Mensal

6.951

20.059

27.664

41.133

46.021

46.728

46.930

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

jan/13

jul/12

out/12

jan/12

abr/12

jul/11

out/11

jan/11

abr/11

jul/10

out/10

jan/10

abr/10

jul/09

out/09

jan/09

abr/09

jul/08

out/08

jan/08

abr/08

jul/07

out/07

0 jan/07

Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

abr/07

Biodiesel

Junho 2013 Ano V – Número 6

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Produção de Biodiesel por Estado (Março/2013)

Estado Bahia Ceará Goiás Mato Grosso Minas Gerais Pará Paraná Piauí São Paulo Tocantins Rio Grande do Sul Rondônia Maranhão Mato Grosso do Sul Rio de Janeiro Brasil

Média 2008 1.134 330 4.148 4.896 45 125 78 3.189 226

Média 2009 1.378 847 4.630 6.324 694 60 408 62 4.072 578

Produção Média 2010 1.585 1.143 7.622 9.791 1.253 40 1.201 5.643 1.492

5.260

7.827

10.443

4 622

82 538

107 322

135

de Biodiesel Média 2011 2.273 767 8.712 8.615 1.320 1.979 5.085 1.744

B100 (boe/dia) Média Média 2012 2013 3.973 4.199 1.072 1.610 10.327 10.453 8.153 6.578 1.377 1.584 2.064 3.050 2.725 3.541 1.207 -

Jan 4.224 1.703 9.787 5.936 1.622 2.359 3.474 -

2013 Fev 4.270 1.559 10.778 5.433 1.560 2.489 3.606 -

Mar 4.102 1.569 10.794 8.364 1.569 4.302 3.541 -

14.856

13.860

12.644

13.510

12.569

11.852

39 -

144 -

207 -

206 -

203 -

213 -

535

1.530

2.872

2.868

3.467

2.280

141

348

133

293

194

268

281

20.057

27.717

41.123

46.058

46.726

46.930

45.957

46.216

48.617

Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Evolução da produção de Biodiesel por Estado em boe/d

Etanol

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

I. Evolução da produção mensal (Abril/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(*)

27.185

125.451

152.635

Safra 2013/2014 - Posição Acumulada 15-abr-13 * Posição em 15/04/2013 ** Fonte: MAPA

27.185

125.451

152.635

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

II. Produção de Etanol por Estado (Março/2013) Produção de Etanol por Estado (boe/dia) Produção Acumulada: 28/02/2013 - safra 2012/2013 UF/Regiões

Anidro

Hidratado

Total

6.356

3.911

10.266

1.618

1.572

3.190

2.795

482

3.277

455

221

675

3.061

3.097

6.158

3.335

1.880

5.215

645

675

838

633

1.471

180

727

1.166

1.893

2.238

990

3.228

22.068

14.410

36.478

2.138

1.403

3.541

16.881

47.468

64.349

17.405

24.099

41.503

9.969

29.402

39.371

9.779

10.430

20.210

8.092

18.709

26.801

1.400

111.901

134.351

246.252

C/SUL

176.165

267.295

443.461

N/NE

Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe

Junho 2013 Ano V – Número 6

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

2013

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

60,8

88,0

56,6

32,7

33,8

52,2

44,5

71,4

46,8

15,3

123,1

199,2

111,5

84,5

119,7

182,2

139,3

230,3

136,8

50,8

1m3 = 6,28981 boe

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

Média Média Média Média Média Média 2013 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mar

Estados

Média Média Média Média Média Média 2008 2009 2010 2011 2012 2013

2013 Mar

2,08

2,12

2,40

2,48

2,52

2,61

2,64

1,76

1,70

1,83

2,09

2,17

2,20

2,21

1,80

1,77

1,98

2,27

2,35

2,40

1,66

1,84

2,10

2,12

2,22

2,26

1,77

1,83

2,02

2,29

2,32

2,37

2,41

1,89

1,86

1,97

2,28

2,25

2,35

2,38

2,14

2,03

2,18

2,28

2,30

2,28

1,41

1,47

1,58

1,96

1,99

2,02

2,07

1,68

1,73

1,86

2,10

2,11

2,24

2,27

1,65

1,70

1,84

2,24

2,23

2,27

2,31

1,78

1,76

1,87

2,12

2,16

2,28

2,33

1,81

1,84

1,95

2,22

2,23

2,35

2,41

1,83

1,86

2,00

2,20

2,26

2,27

1,84

1,86

2,08

2,38

2,41

2,39

2,42

1,76

1,86

2,02

2,38

2,46

2,48

2,50

2,14

2,16

2,29

2,45

2,54

2,58

2,59

1,51

1,56

1,52

1,97

1,90

1,97

1,99

1,76

1,81

1,97

2,37

2,43

2,42

2,46

1,72

1,73

1,85

2,17

2,19

2,34

2,38

1,69

1,75

1,94

2,35

2,38

2,42

2,48

1,59

1,64

1,80

2,15

2,13

2,17

1,84

1,77

1,93

2,22

2,40

2,45

1,71

1,78

2,07

2,13

2,16

2,22

1,28

1,36

1,51

1,87

1,88

1,95

1,37

1,41

1,68

1,95

1,98

2,01

2,06

1,75

1,76

1,89

2,11

2,17

2,19

2,23

2,12

2,07

2,08

2,33

2,34

2,46

2,49

Brasil

1,75

1,77

1,91

2,20

2,23

2,28

2,32

Fonte: ANP

Evolução dos preços do Etanol 2,40 2,20 2,00 1,80 1,60 1,40 1,20 Média 2008 Média 2009 Média 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013 BA

mar/13

Junho 2013 Ano V – Número 6

AGENDA

eventos de agosto

....

cursos de julho

Carga Horária

Local

Dias

TUBULAÇÕES INDUSTRIAIS

São Paulo, SP

1a5

VÁLVULAS DE SEGURANÇA E ALÍVIO DE PRESSÃO

Rio de Janeiro, RJ

1a3

BIODIESEL - ANÁLISE POR CROMATOGRAFIA EM FASE GASOSA

Rio de Janeiro, RJ

4a5

COLUNAS DE PERFURAÇÃO E BROCAS

Rio de Janeiro, RJ

8 a 12

INSPEÇÃO E APLICAÇÃO DE REVESTIMENTOS REFRATÁRIOS

Rio de Janeiro, RJ

8 a 10

DIREITO TRIBUTÁRIO NA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL

Rio de Janeiro, RJ

8 a 11

GEOPROCESSAMENTO

Rio de Janeiro, RJ

9 a 12

COMPRESSÃO DE GASES E BOMBEIO DE PRODUTOS EM SISTEMAS INDUSTRIAIS

São Paulo, SP

15 a 18

CHINA: ECONOMIA, GEOPOLÍTICA E ENERGIA

São Paulo, SP

22 a 24

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS EM ATMOSFERAS EXPLOSIVAS

Rio de Janeiro, RJ

29 a 31

Curso

Brasil Offshore - Feira e Conferência da Indústria de Petróleo e Gás Data de Início: 27/8/2013 Data de Fim: 30/8/2013 Local: Hotel Sofitel - RJ Site: http://www.4isowm.com.br

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

Junho 2013 Ano V – Número 6

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