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

ISSN 2176-5464

Maio 2014 Ano VI – Número 5

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sumário

................. editorial Prezada leitora, prezado leitor,

O mercado nacional, por Wagner Freire.........................02 O mercado internacional, por Luiz Guerra e Eraldo Porto....05 Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis no Brasil..10 Expediente..........................................................28

O grande evento do mês, no plano geopolítico-geoeconômico, foi o fechamento de um acordo entre a Rússia e a China pelo qual os russos se comprometem a fornecer, durante 30 anos, 38 bilhões de metros cúbicos anuais de gás natural - que correspondem a 25% da demanda chinesa. O valor total do contrato de comercialização de gás natural entre as estatais dos dois países — a russa Gazprom e a chinesa CNPC— é de US$ 400 bilhões. Se até então a Rússia vendia mil metros cúbicos de gás natural à Alemanha por US$ 365 em março de 2014, neste novo acordo com seu vizinho asiático este preço foi estipulado em torno de US$ 350. Com a assinatura do acordo, a Rússia visa diminuir a sua dependência das exportações à Europa. Lembrando que muitos dos grandes enxadristas procedem da Rússia, esta parece ser uma jogada de mestre dentro do contexto da crise na Ucrânia. No que concerne à indústria brasileira de petróleo e gás natural, damos destaque a algumas notícias que aparentam ter um impacto menor, mas que configuram indícios de que a indústria volta a se aquecer. Um exemplo é o anúncio feito pela Total de que investirá 400 milhões na exploração de Libra - do qual é concessionária - no ano de 2015. Por sua vez, a Sete Brasil - empresa que irá produzir sondas de exploração - pediu à CVM registro de companhia aberta. Neste contexto, vale recordar que a crise da OGX - atual OGPAR - diminuiu a confiança do mercado em empresas de menor porte atuantes na indústria petrolífera e para-petrolífera. Outra novidade importante foi o anúncio de que no final do ano a mistura do biodiesel no diesel passará dos atuais 5 para 7%. Desta forma, estima-se que os produtores deste combustível passarão a fornecer 4,2 bilhões de litros por ano (ao invés de 3 bilhões). O último destaque é um aumento em US$ 7 bi do plano de negócios 2014-2018 da Petrobras, em função da descoberta de uma grande jazida de óleo na Bacia de Sergipe-Alagoas. A edição de maio 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. Nesta edição apresentamos também uma análise de Wagner Freire sobre as instabilidades jurídicas nas declarações de comercialidade e os riscos exploratórios do pré-sal. Desejamos uma boa leitura!

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Maio 2014 Ano VI – Número 5

O MERCADO NACIONAL

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Instabilidades jurídicas nas declarações de comercialidade e riscos exploratórios do pré-sal Lula e Cernambi, um ou dois campos de petróleo? Em dezembro de 2010, a Petrobras, operadora, e associadas BG e Galp, com participação, respectivamente de 65, 25 e 10% no Bloco BM-S-11, decidiram fazer Declaração de Comercialidade (DC) de dois campos desse bloco, conhecidos como "Tupi" e "Iracema", que passaram formalmente a ser batizados de Lula e Cernambi. A ANP se manifestou contrariamente à existência de dois campos, entendendo que era um único campo (com o que a Participação Especial seria mais elevada!). O consórcio recorreu administrativamente à decisão da ANP, reiterando a posição pela existência de dois campos distintos. A ANP, recentemente, negou o recurso e o consórcio resolveu recorrer à arbitragem da Câmara de Comércio Internacional (CCI). Em 28 de abril, a ANP resolveu impetrar recurso junto à Justiça Federal, no Rio de Janeiro, pedindo anulação desse processo de arbitragem internacional. O Valor de 12 de maio informa que o juiz federal substituto da 1ª Vara Federal Cível determinou a suspensão da arbitragem e "o envio de carta à CCI informando a decisão". Segundo o juiz, "o contrato de concessão da área previa pedidos de arbitragem em questões relacionadas à execução do contrato e não incluía questionar decisões da atividade fiscalizadora, que cabem à ANP". Não houve tempo ainda de a Petrobras e associados se pronunciarem sobre a questão. Pelo que foi transcrito no jornal, parece que a questão entrou para a área de firulas jurídicas. Recorde-se, conforme dados publicados por ocasião da DC, que foram perfurados dois poços em Cernambi e nove em Lula, com os mapas alusivos mostrando dois campos distintos, com áreas separadas. A posição dos concessionários foi baseada, entre outros fatores, no contato óleo-água diferente desses campos e também em grau API diferentes, 28º em Lula e 30º em Cernambi. São fatores básicos para caracterizar campos distintos. Creio que, a médio ou longo prazo, a Petrobras e associados vão acabar levando a melhor na questão. E a atratividade do Brasil para investimentos exploratórios, que se cuide mais ainda. Um único campo ou diversos campos no Parque das Baleias? Recentemente, a ANP também questionou que os campos descobertos no Bloco BC-60, da Rodada Zero, integrantes do chamado Parque das Baleias, ao norte da Bacia de Campos, sejam campos distintos. Esse Bloco, originalmente com 2419 km² (nas primeiras rodadas os blocos tinham áreas expressivas), detido inteiramente pela Petrobras, originou a descoberta de nove campos, com DCs entre 2002 e 2006. Alguns desses campos já estão em produção: Jubarte (desde 2002), Baleia Azul, Cachalote, Pirambu e Baleia Franca; outros ainda não: Caxareu, Manguangá, Baleia Anã e Catuá (este, cerca de 45 km a sudeste de Pirambu, com reservatórios no pós-sal e, certamente, fora do Parque). A maioria tem reservatórios no pós- e/ou no pré-sal. Segundo clipping de Geofísica Brasil, de 8 de maio de 2014, a ANP alega justificativas de ordem técnica e contratual: "há apenas um único contrato de concessão para todas as sete (sic) áreas". Na verdade, se isto tiver sido efetivamente alegado, o aspecto contratual da tese da ANP não tem a menor sustentação: há inúmeros exemplos

de bloco com campos claramente distintos, com um único contrato. Por outro lado, decorrido tanto tempo das DCs e do início de produção de alguns campos, não deixa de ser preocupante, do ponto de vista de estabilidade jurídica, que somente agora tenha a ANP levantado a questão. Os dados publicados não permitem melhor avaliação do que está de fato ocorrendo. Não consta ainda que a Petrobras tenha recorrido da decisão mas, certamente, a questão é mais complexa que no caso de Lula/Cernambi. Dificuldades no polígono do Pré-sal O site da ANP relativo a Blocos Exploratórios Devolvidos registra que o Bloco BM-S-10, da Segunda Rodada, no cluster de Santos, onde foi perfurado o primeiro poço com descoberta no pré-sal, em agosto de 2005, 1-RJS-617, conhecido como "Parati", foi devolvido em 12 de março de 2014. Nesse bloco, detido pela Petrobras, operadora, com 65%, BG com 25% e Partex com 10%, foi perfurado ainda o poço 4-BRSA-818, em janeiro de 2011. Como o Plano de Avaliação aprovado pela ANP era válido até 12.03.2016, significa que os concessionários realmente entenderam que não valeria a pena reter o bloco. Recorde-se que foi o resultado do primeiro poço, cuja perfuração levou 650 dias, que desencadeou a suspensão da Oitava Rodada, embora isto não tenha sido formalmente alegado pelos impetrantes da ação judicial que motivou essa suspensão. Mas, o que é verdadeiramente estranho e inusitado é que o clipping da Agência Estado divulgado pela Geofísica Brasil destaca que "É a primeira vez que a companhia (Petrobras) devolve uma área do pré-sal". Ora, só na Bacia de Santos foram devolvidos inúmeros blocos no polígono do pré-sal. Na verdade, a área mais atraente de reservatórios pré-sal limita-se ao trend definido por Sapinhoá-Lapa-Lula-"Iara"Búzios-"Libra", com um ou outro "ponto fora da curva", como “Carcará” ou “Sagitário”, valendo acrescentar que os campos do Parque das Baleias no norte da Bacia de Campos têm um potencial muito menor nos reservatórios do présal e nenhuma outra descoberta significativa do pré-sal ocorreu nessa bacia, até o momento. Para que se possa melhor avaliar a situação, basta dar uma olhada nos mapas das bacias de Santos e Campos, com as concessões em fase de exploração ou desenvolvimento/ produção, vigentes em Outubro de 2011 e em Março de 2014: observe-se quantos blocos “sumiram”, nesse intervalo de tempo, no polígono do pré-sal! Há um bocado de risco no pré-sal! A propósito, houve várias descobertas em reservatórios pós-sal, em blocos no interior desse polígono, decorrentes de concessões obtidos até a 9ª Rodada (em novembro de 2007). Muitas dessas descobertas motivaram DCs, algumas com os campos já em produção e outras ainda em fase de avaliação. Mas a realidade é que a concessão de novos blocos nesse polígono, independentemente dos objetivos buscados, só será possível dentro do modelo de partilha da produção. O mau exemplo de atratividade do modelo brasileiro de partilha da produção foi observado na primeira rodada dessa natureza, para o Bloco de “Libra”, mesmo contendo reservas já descobertas. Está na hora de se começar a providenciar o retorno ao modelo de concessões da Lei do Petróleo!

Maio 2014 Ano VI – Número 5

O MERCADO NACIONAL BACIA DE SANTOS – OUTUBRO DE 2011 – CAMPOS EM PRODUÇÃO OU EM DESENVOLVIMENTO E BLOCOS EM FASE DE EXPLORAÇÃO

BACIA DE SANTOS – MARÇO DE 2014 – CAMPOS EM PRODUÇÃO OU EM DESENVOLVIMENTO E BLOCOS EM FASE DE EXPLORAÇÃO

Maio 2014 Ano VI – Número 5

O MERCADO NACIONAL BACIA DE CAMPOS – OUTUBRO DE 2011– CAMPOS EM PRODUÇÃO OU DESENVOLVIMENTO E BLOCOS EM FASE DE EXPLORAÇÃO

BACIA DE CAMPOS – MARÇO DE 2014 – CAMPOS EM PRODUÇÃO OU EM DESENVOLVIMENTO E BLOCOS EM FASE DE EXPLORAÇÃO

Maio 2014 Ano VI – Número 5

O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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O suprimento de países com alto consumo de combustíveis é geralmente atendido de duas maneiras: pela produção própria – o chamado refino doméstico – e pelas importações de derivados e feedstocks de outros países. Mas, a demanda dos combustíveis não é constante. Ao longo do ano, são comuns oscilações no consumo de certos energéticos advindas, em grande parte, das variações climáticas, das oscilações da economia local e mundial e das crises de origem geopolíticas. Como é dispendioso manter uma alta capacidade de refino, capaz de cobrir quaisquer variações de demanda, companhias integradas e muitos países optam por importar constantemente uma parcela de suas necessidades. Naturalmente, a infraestrutura construída para satisfazer o abastecimento de petróleo e derivados por importações é também utilizada para as atividades de exportação, capturando as oportunidades que surgem da dinâmica dos mercados. Negócios internacionais de petróleo envolvem tanto a matéria-prima como os produtos refinados e feedstocks. Registram-se muitas transações com petróleos nos dois sentidos; países produtores exportam certos tipos de petróleo enquanto são importados – pelo mesmo país – óleos com características mais adequadas ao seu sistema de refino e ao perfil de consumo dos mercados regionais atendidos. Comercialmente, esta estratégia consiste em manter a capacidade de refino controlada, complementando o suprimento com operações permanentes no mercado internacional. A capacidade operacional atinge a melhor forma econômica, compatível com os níveis mínimos de segurança de abastecimento, o que geralmente se obtém rodando o refino na faixa dos 90 a 95%, mas os picos de consumo não são atendidos. A razão do sucesso desta estratégia é simples: com ela, obtém-se os menores custos de abastecimento, tanto na compra de petróleo como no balanço de derivados. Caso contrário, todos os produtos seriam gerados localmente embora a capacidade de refino excedente ficasse ociosa por vários períodos, com rentabilidade negativa. As trocas internacionais na área do abastecimento de petróleo e combustíveis vem crescendo ano a ano e novos fatos estão ocorrendo, trazendo estímulos para que esta tendência continue. Entre estes fatos, ressalte-se o seguinte: • Aumento da produção americana de petróleo: dados da EIA – detalhes mais adiante, neste Monitor – indicam que a produção total de petróleo foi, em média, de 8,3 milhões de b/d em abril/2014, a maior média mensal desde março/1988. Para 2014, prevê-se que média será de 8,5 milhões de b/d e, para 2015, de 9,2 milhões de b/d. Caso isto se concretize, será o mais alto valor médio de produção desde 1972. • Outros produtores de petróleo banhados pelo Oceano Atlântico – Brasil, Colômbia e Angola – aumentarão também suas produções de forma acentuada no período 2015-2020 e redirecionarão suas exportações para a Ásia.

• Refinadores americanos da costa leste e do Golfo do México continuarão tirando partido do acesso à matériaprima barata e da demanda regional por combustíveis leves e médios para dinamizar ainda mais suas exportações de derivados para os mercados latino americano e europeu. O Brasil está se movimentando neste sentido e suas ações devem crescer nos próximos anos. Dados do Ministério de Indústria e Comércio – MDIC mostram que as exportações de petróleo do Brasil têm três destinos preferenciais. Evolução das exportações brasileiras de petróleo, em mil barris/dia: Destinos

De jan a abril 2014

De jan a abril 2013

Estados Unidos

95,4

67,6

China

60,7

93,1

Índia

81,9

95,0

Soma

238,0

255,7

Como as exportações totais de óleo do Brasil giraram 350 mil barris/dia no mesmo período, os três destinos acima correspondem a aproximadamente a 70% do total. Note-se que há apenas cinco anos este valor era muito pequeno e a tendência é que cresça nos próximos cinco anos. Sobre o comércio com a China cabe destacar (fonte: MDIC): • No 1º trim/2014, o padrão das exportações brasileiras para a China se manteve igual ao verificado nos anos anteriores, com concentração das vendas em três produtos: soja, o minério de ferro e os óleos brutos de petróleo, responsáveis por 82% do total da pauta. Derivados de petróleo não se destacam. • Destaque deve ser dado à alavancagem do setor de mineração; por exemplo, o minério de ferro apresentou crescimento, em toneladas, de 8%. Quanto à Índia e Estados Unidos, a situação é diferente porque são os mais importantes exportadores de combustíveis para o Brasil. Com estes dois parceiros, as estatísticas mostram uma maior bilateralidade na área de petróleo e derivados. Os números falam por si. A tabela abaixo mostra a evolução das importações brasileiras recentes de diesel, em mil barris/dia: Origem

De jan a abril 2014

De jan a abril 2013

Estados Unidos

69,1

64,6

Índia

82,4

95,6

Soma

151,5

160,2

Como as importações líquidas de óleo diesel do Brasil giraram em torno de 170 mil barris/dia no mesmo período, as duas origens respondem por aproximadamente 90% do total do que é o nosso produto mais importado. Neste caso, como o Brasil manda petróleo bruto e traz de volta diesel da Índia e diesel mais componentes para gasolinas dos Estados Unidos, pode-se considerar que parte do refino para abastecer o País está sendo realizado no exterior.

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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 abril de 2014 foram, respectivamente, US$ 100,51/b e US$ 109,15/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte: Cotações em abril de 2014 (em US$/barril) Médias semanais

WTI

Brent

1a semana (31 março – 4 abril)

100,46

105,26

2a semana (7 – 11 abril)

102,72

106,51

3a semana (14 – 18 abril)

103,95

109,07

4a semana (21 – 25 abril)

102,11

109,21

5a semana (28 abril – 2 maio)

100,51

109,15

Média mensal de março 2014 (*)

100,80

107,48

Média mensal de abril 2014 (*)

102,07

107,76

(*) 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.

Em abril, o preço spot médio do petróleo Brent foi de US$ 108,00/b. Este foi o décimo mês consecutivo em que a média do preço spot do Brent se situou na faixa de US$ 107,00/b a US$ 112,00/b. O aumento da capacidade de movimentação do duto que leva petróleo do Centro-Oeste para a Costa do Golfo Americano (US Gulf) ajudou a reduzir os estoques em Cushing, Oklahoma, um dos mais importantes centros de armazenamento dos Estados Unidos, em mais de 25 milhões de barris que, desta forma, atingiu o menor nível mensal desde outubro de 2009. Por isso, o desconto de preço do petróleo WTI em relação ao Brent, que havia sido de US$ 13,00/b na média entre novembro de 2013 e janeiro de 2014, caiu para menos de US$ 4,00/b no início de abril. No final do mês de abril, os estoques comerciais de petróleo dos EUA atingiram o volume recorde de quase 400 milhões de barris, o que pode trazer uma pressão baixista sobre os preços dos petróleos. A agência oficial americana de estatísticas em energia - EIA - projeta para 2014 a média de US$ 106,00/b para o preço do petróleo Brent, e US$ 102,00/b para 2015. O desconto do preço do WTI em relação ao Brent, segundo as mesmas projeções, deverá ser, em média, de US$ 10,00/b em 2014 e US$ 11,00/b em 2015. A EIA, também estimou que a produção total de petróleo dos EUA foi, em média, de 8,3 milhões de b/d no mês de abril de 2014, a maior produção média mensal desde março 1988. Em 2013, a produção de petróleo dos EUA foi, em média, de

7,4 milhões de b/d, devendo aumentar para 8,5 milhões de b/d em 2014, e 9,2 milhões de b/d em 2015. Se a previsão para 2015 se concretizar, será o valor médio anual da produção de petróleo mais alto dos EUA desde 1972 (EIA/STEO, maio de 2014). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1. Na Líbia, as conversações entre o governo estabelecido e a oposição rebelde estão avançando aparentemente de forma satisfatória. Assim, pode-se esperar para breve o retorno da oferta de óleo líbio ao mercado europeu, especialmente o do Mediterrâneo. A produção de petróleo nos campos de Zueitina, Ras Lanuf e Es Sider tem se mantida desde março em apenas 140 mil b/d , uma vez que os terminais exportadores que escoam estes óleos encontram-se bloqueados por grupos rebeldes armados, desde julho de 2013. As notícias indicam que as partes estão muito próximas de um acordo e, por isso mesmo, comenta-se no mercado que uma empresa com forte presença na Líbia já estaria contratando transporte para uma carga de óleo a partir no porto de Es Sider onde estão armazenados entre 6 e 7 milhões de barris de óleo leve (mais de 10 cargas típicas) (AGM, 04/04/2014). 2. O Irã pretende aumentar suas exportações de petróleo antes mesmo que os Estados Unidos cancelem as atuais sanções econômicas. Segundo fonte do Ministério do Petróleo, “as sanções econômicas não representam obstáculos ao aumento da produção iraniana de petróleo e o país tem um amplo programa para aumento da produção nacional”. Ainda segundo a mesma fonte, o Irã aumentará sua produção de petróleo ainda este ano, mantendo inalterada sua participação no rateio de produção estabelecido para os membros da OPEP. O Irã e a Rússia estão finalizando negociações para um acordo de troca de óleo por produtos (oil-for-goods agreement) no valor total de 20 bilhões de dólares. Entretanto, os Estados Unidos já se posionaram contra o avanço deste acordo, alertando que as empresas que participarem dele poderão sofrer novas sanções (AGM, 11/04/2014). 3. A empresa colombiana Ecopetrol teve de reduzir sua produção de petróleo em 160 mil b/d, devido à prolongada interrupção do oleoduto Cano Limon-Covenas, provocada por sabotagens promovidas pelas guerrilhas armadas, no mês de março. Até o momento, a empresa não pode reparar o duto, cuja capacidade é de 220 mil b/d, porque grupos locais estão bloqueando o acesso à província de Santander do Norte. A perda de produção representa quase 15% da produção colombiana de petróleo e era colocada, majoritariamente, na área do Golfo Americano – USGulf que, em decorrência, poderia ter seu suprimento afetado.

Maio 2014 Ano VI – Número 5

O MERCADO INTERNACIONAL Entretanto isto não vem ocorrendo. O cru colombiano está sendo substituido por óleo canadense pesado, que está sendo oferecido no USGulf, transportado através do duto Seaway 2, recentemente melhorado e ampliado (AGM, 25/04/2014).

Preços FOB dos petróleos - Spot

150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60 mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

nov/13

dez/13

jan/14

fev/14

mar/14

abr/14

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS PETRÓLEOS - US$/b 2TRIM11 3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13 2TRIM13 3TRIM13 4TRIM13 1TRIM14

WTI

102,23

89,72

94,01

102,88

93,42

92,18

87,96

94,34

94,10

105,84

97,34

98,75

Brent

117,36

113,34

109,4

118,49

108,42

109,61

110,09

112,49

102,58

110,27

109,21

108,17

Mercado de Derivados

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Nas últimas semanas de abril, o preço médio da gasolina comum, no varejo dos EUA, foi de US$ 3,68 por galão (aproximadamente R$2,14/litro), um aumento de 39 centavos de dólares/galão, quando comparados com os valores que eram praticados no início de fevereiro, um mês de preços fracos. Este aumento de preço no varejo é o resultado, principalmente, do aumento do crack spread entre a gasolina e o petróleo (entenda-se como a diferença entre o preço de atacado da gasolina e do preço do petróleo) para o refinador. O aumento pode ser ainda imputado a fatores sazonais, como a manutenção generalizada das refinarias, que costumam se concentrar no período próximo do verão (nos Estados Unidos) e, mais acentuadamente, à maior demanda por gasolina na temporada de viagens que começa agora – a driving season. As alterações no preço da gasolina no varejo resultaram de mudanças, tanto no preço do petróleo quanto do preço da gasolina no atacado. Os preços do petróleo não exibem um padrão sazonal, mas o crack spread da gasolina tem acentuada variação devido à proximidade do verão. Ao longo dos últimos cinco anos, os crack spreads da gasolina (medido, por exemplo, como a diferença entre o contrato da Nymex para o RBOB e o preço spot do petróleo Brent do Mar do Norte) nos meses de janeiro e fevereiro, foram em média de 17 centavos de dólares/galão. Mas, eles

geralmente aumentam no verão, atingindo no mês de maio a média de 35 centavos de dólares/galão. Nos últimos três anos, o aumento dos preços da gasolina varejo durante o primeiro semestre do ano foi, em grande parte, relacionada ao aumento dos preços do petróleo bruto no primeiro trimestre. No ano passado, em fevereiro, o ponto mais alto para o preço do petróleo Brent, a média mensal foi de US$ 109,00/b, contribuindo bastante para o pico preço da gasolina no varejo dos EUA que chegou a US$ 3.78/galão (aproximadamente R$2,19/litro). Enquanto as exportações de gasolina da Costa do Golfo Americano têm aumentado nos últimos anos, os Estados Unidos ainda importam quantidades significativas de gasolina, principalmente para a Costa Leste do país. Como decorrência dos Estados Unidos estarem ligados ao mercado global de gasolina, tanto como importador como exportador, o preço da gasolina EUA costuma influir nos preços do petróleo de referência, como o Brent, pois acentuam as oportunidades de arbitragem do petróleo bruto no mercado internacional, (This Week in Petroleum –TWIP, abril 2014). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis: 1. Acaba de ser proposta uma nova rota para um gasoduto no sul do Arizona, para levar o gás natural para o México. O projeto está sendo criticado “como prejudicial ao meio

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O MERCADO INTERNACIONAL ambiente e, também, como a abertura de uma nova rota para contrabandistas e imigrantes que entram ilegalmente no país”. Com 60 quilômetros de comprimento, o gasoduto partiria de uma linha já existente da Kinder Morgan Inc. perto de Tucson e se estenderia para o sul até a fronteira com o México, perto da cidade de Sasabe. Autoridades do Condado de Pima, por onde passará a maior parte do duto, estão considerarando emitir uma resolução contra o gasoduto, orientando o gestor do município a cobrar pelo menos 16 milhões de dólares como ressarcimento pelos impactos negativos. Com sede em Houston, a Kinder Morgan Inc. diz que pagará pelas remediações necessárias. Segundo a empresa “tudo será feito para se chegar a uma solução amigável com o município” (The Associated Press – AP/ abril 2014). 2. A empresa americana Murphy Oil está se preparando para sair do mercado de refino britânico e, por isso, está colocando a venda a refinaria de Milford Haven e outros ativos relacionados ao varejo de combustíveis. O potencial interessado é o fundo de private equity Greybull Capital, sendo o valor da transação estimado em mais de 500 milhões de dólares. A Murco, uma subsidiária Murphy Oil, espera vender: a refinaria, que processa 135 mil b/d no País de Gales, os estoques de petróleo, as instalações de armazenamento e, por último, as centenas de postos de gasolina na GrãBretanha. Vários refinadores europeus têm lutado, nos últimos anos, com a diminuição da demanda interna e com o aumento da concorrência no exterior, o que têm forçado um grande número de encerramentos dolorosos. O acordo poderá garantir a sobrevivência da refinaria de Milford Haven, apesar de sua margem de lucro ser atualmente muito baixa. A Murphy Oil, baseada no Arkansas - EUA, adquiriu parte da refinaria de Milford Haven, em 1981. Os estoques de petróleo bruto e de derivaos de petróleo da Murco representam mais de metade do preço de US$ 500 milhões, enquanto os 400 postos de serviço representam a maior parte do restante do valor. A Greybull planeja manter a refinaria em operação, apesar das fracas margens de refino, que são muitas vezes negativas. No ano passado, a margem de refino foi, em média, 75 centavos de dólares por barril de cru processado. Com sede em Londres, a Greybull Capital é especializada em investimentos de longo prazo em empresas e tem investido nos setores de varejo, biotecnologia, e energia na Europa, em Israel e nos Estados Unidos (Reuters, abril 2014). 3. O Departamento de Energia dos EUA (DOE) vai criar uma reserva estratégica de gasolina com capacidade para um milhão de barris, que deverá abastecer os estados do nordeste do país, em caso de perturbações atmosféricas, como por exemplo, o furacão Sandy, que provocou graves carências de derivados de petróleo, em 2012.

A agência vai alugar 500 mil barris de espaço de armazenamento de gasolina existentes em dois locais, um perto do porto de Nova York e outro perto do porto de Boston, em tempo para a temporada mais intensa de furacões. Esta reserva deverá custar cerca de 200 milhões de dólares e o DOE irá assinar contratos para fornecimento de gasolina por cinco anos para abastecer a reserva. Ao contrário da tradicional reserva estratégica - SPR, que são instalações próprias do DOE, o aluguel (leasing) das instalações de armazenagem privada vai evitar que a agência tenha que administrar as reservas, além de permitir que se atenda às especificações da gasolina com formulações regionais. Segundo o Departamento, “não se pode armazenar as mesmas moléculas por cinco anos". Por outro lado, as refinarias norte-americanas disseram que não foram consultados sobre os planos para estabelecer a reserva e levantaram um grande número de questões sobre como isto poderá afetar as fontes de abastecimento de gasolina já existentes (Argus, 02/05/2014). 4. Na Índia, a demanda por derivados de petróleo apresentou este ano a menor taxa de crescimento da década. A baixa demanda deveu-se, principalmente, ao aumento generalizado de preços que ocorreu após a liberação e também ao fraco crescimento da economia. O consumo cresceu apenas 0,7%, chegando a 158,2 milhões de toneladas (aproximadamente três milhões de b/d), no período abril de 2013 a março de 2014.

A demanda por diesel encolheu pela primeira vez em dez anos. Caiu cerca de 1%, totalizando 1,38 milhões de b/d (Argus, 25/04/2014).

Maio 2014 Ano VI – Número 5

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

US$/b

130 120 110 100 90 80 70 mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

nov/13

dez/13

jan/14

fev/14

mar/14

abr/14

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS DERIVADOS - US$/b 2TRIM11 3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13 2TRIM13 3TRIM13 4TRIM13 1TRIM14

Gasolina Reg.USG

125,29

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

118,89

113,13

116,45

104,45

111,40

Nr.2 Diesel LS USG

129,46

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

129,51

120,16

126,49

122,43

123,24

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo, na primeira semana de abril, foi de 384,1 milhões de barris e de 397,6 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 395,5 milhões de barris. Os estoques da última semana de abril foram, em volume, 0,5 % superiores aos níveis da mesma semana de 2013 e eram suficientes para 25,1 dias de consumo, contra 26,6 dias de um ano atrás.

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

de destilados eram de 117,6 milhões de barris ou 32,3 dias de consumo; portanto, em volume, o estoque no final de abril estava 3% abaixo do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 213,2 milhões de barris, 24,7 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 25,3 dias de consumo.

Os estoques de destilados começaram o mês de abril com 113,2 milhões de barris e encerraram com 114,0 milhões de barris ou 28,1 dias de consumo. Os estoques no fim do mês se encontravam, em volume, abaixo dos estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques

Estoques nos Estados Unidos 450

milhões de barris

400 350 300 250 200 150 100 50 0

Petróleos sem SPR Gasolinas Destilados

mai/13 mai-13 392 222 122

jun/13 jun-13 376 225 122

jul/13 jul-13 367 223 126

ago/13 ago-13 363 217 129

set/13 set-13 371 219 129

out/13 out-13 384 214 117

nov/13 nov-13 377 217 121

dez/13 dez-13 358 228 127

jan/14 jan-14 364 236 115

fev/14 fev-14 373 228 113

mar/14 mar-14 377 220 113

abr/14 abr-14 395 212 113

Maio 2014 Ano VI – Número 5

O MERCADO INTERNACIONAL Demanda e Oferta de Petróleo

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

Balanço Oferta x Demanda Mundial de Petróleo – em milhões de bpd Variação % 2013 1trim14 2trim14 3trim14 4trim14 2014 2014/2013

Realizado

Projeção

2010

2011

2012

(a) Demanda Mundial

86,94

88,04

88,96 90,01

90,19

90,21

91,92

92,25

91,15

1,27

Oferta Não-OPEP

52,30

52,45

52,86 54,20

55,54

55,07

55,39

56,34

55,58

2,55

Condensado OPEP (LGN+Não convencionais)

4,98

5,37

5,57

5,66

5,81

2,65

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

57,28

57,82

58,43 59,86

61,35

60,88

61,2

62,15

61,39

2,56

Diferença (a) - (b)

29,66

30,22

30,53 30,15

28,84

29,33

30,72

30,10

29,76

-1,29

Produção de Petróleo OPEP (1)(2)(3)

29,23

29,79

31,13 30,22

29,83

0,99

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

-0,429 -0,432 0,602

0,06

(1) Fonte: OPEP (MOMR) incluindo Iraque e baseado em fontes secundárias. (2) Com exceção da linha Condensado OPEP, as demais produções não incluem condensados. (3) A OPEP costuma ajustar os dados, mesmo os realizados. (4) Produçao OPEP: Fev14=30,210 milhões de b/d; Mar14=29,462 milhões de b/d; Abr14=29,593 milhões de b/d. (5) nd = não disponível

A publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR de maio apresentou a projeção para demanda mundial por petróleo em 2014 no valor de 91,15 milhões de b/d. No ano de 2013, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,15 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 30,22 milhões de b/d, ou seja, cerca de 70 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/ consumidores, de cerca de 25 milhões de barris no ano.

não OPEP é de 61,39 milhões de b/d, um aumento de 1,53 milhões de b/d em relação à oferta de 2013, aproximadamente 2,6 %. Assim, a necessidade de óleo produzido pelos países membros da OPEP deverá ser da ordem de 29,8 milhões de b/d. No primeiro trimestre de 2014, a OPEP já produziu 29,83 milhões de b/d, um excedente de 990 mil b/d em relação ao que se dependia da OPEP, que eram 28,84 milhões de b/d.

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

Para 2014, a projeção para a oferta mundial de petróleo

Contagem de sondas

Em 2013, o número médio do total das sondas de petróleo em uso no mundo foi de 3.412, um recuo de cerca de 3% em relação ao ano anterior. Para comparação, ver o quadro abaixo: Ano 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007

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

No mês de abril de 2014, diminuiu em 209 o número de sondas operando no mundo, passou de 3.597 em março para 3388. O destaque negativo foi, mais uma vez, o Canadá, que apresentou uma redução substancial, passou de 449 para 204, uma diminuição de 245 sondas. Nos dois últimos meses deixaram de operar no país mais de 420 sondas, restando operando apenas 204 sondas.

Contagem do número de sondas 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 África

Europa

Ásia 2010

Oriente Médio 2011

2012

Canadá

América Latina

2013

abr/14

EUA

Total Mundo

Um dos pouco locais onde houve aumento do número de sondas operando foram os Estados Unidos, onde operaram 1.835 sondas operando no mês de abril, um acréscimo de 32 em relação ao mês anterior.

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Reservas

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

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Reservas Brasil (B boe)

13,7

14,37

14,92

15,09

15,2

16,91

16,92

17,26

11,77

12,18

12,62

12,8

12,88

14,25

14,29

14,52

Petróleo Gás Natural

1,93

2,19

2,3

2,29

2,31

2,66

2,73

2,74

13,23

13,75

13,92

14,09

14,18

15,28

15,71

15,72

Petróleo

11,36

11,67

11,8

11,97

12,07

12,91

13,22

13,28

Gás Natural

1,88

2,08

2,12

2,11

2,37

2,49

2,44

Reservas Petrobras (B boe)

Reservas demais empresas (B boe)*

0,47

0,62

1,0

1,01

1,63

1,21

1,54

Petróleo

0,41

0,51

0,82

0,83

0,81

1,34

1,07

1,24

Gás Natural

0,06

0,11

0,18

0,17

0,2

0,29

0,14

0,3

0,7

0,74

0,75

0,77

0,84

0,89

0,92

0,93

Petróleo

0,62

0,66

0,67

0,69

0,74

0,78

0,8

0,78

Gás Natural

0,08

0,1

0,11

0,12

0,15

19,6

19,4

19,9

19,6

18,1

19,0

18,4

18,6

Petróleo

19,0

18,4

18,8

18,5

17,4

18,3

17,9

18,6

Gás Natural

24,1

27,4

28,7

28,6

23,1

24,2

22,7

18,3

Produção Brasil (B boe)

R/P Petróleo e Gás (anos)

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

0,9 0,8

0,7 25 0,6 20

0,5 0,4

0,3 10 0,2 5

0,1

0 2005

2006 Petróleo

2007

2008 Gás Natural

2009

2010 Petróleo

2011 Gás Natural

2012

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Exploração

I. Declarações de comercialidade (MAbril/2014) Bloco

Operadora

Campo

Bacia

Data

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

Petrobras

SUL DE LULA

Santos

19/12/2013

FRANCO

Petrobras

Búzios

Santos

19/12/2013

BM-S-9

Petrobras

LAPA

Santos

19/12/2013

Statoil

PITANGOLA

Campos

06/12/2013

C-M-529 Fonte: ANP

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

Petrobras

Total Total Fonte: ANP

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Campos

Santos

Potiguar

Sergipe

Campos

TERRA Nº de Poços Concluídos Operador

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Alvopetro

Recôncavo

Parnaíba Gás

Parnaíba

Partex

Potiguar

Alagoas Espírito Santo Potiguar

Recôncavo

Sergipe

Solimões

Potiguar

Petrobras

UTC Total Fonte: ANP

Maio 2014 Ano VI – Número 5

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

2013

2014

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Produção

Injeção

Especiais

Exploratórios Pioneiros Extensão/Avaliação

TOTAL *Fonte: ANP

TERRA Evolução de Poços Concluídos Poços

2013

2014

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL *Fonte: ANP

IV. Evolução do Número de Poços Concluídos por Bacia Evolução do Número de Poços Concluídos Bacia Alagoas

2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Mar

Abr

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará Total Fonte: ANP

Maio 2014 Ano VI – Número 5

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

Média 2011

Sergipe

Média 2012

Potiguar

Média 2013

Recôncavo

Média 2014 Espírito Santo

jan/14 Solimões

fev/14 Campos

mar/14 Santos

abr/14 Outras

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

Terra

Mar

Total de Sondas

Alvopetro

Parnaíba Gás

Partex

Petrobras

Queiroz Galvão

Repsol Sinopec

Shell

Statoil

Total

UTC

Total

Fonte: ANP

Produção

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

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

Petróleo

2014

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Offshore

1.836

1.673

1.743

1.817

1.926

1.804

1.839

1.921

1.908

1.910

1.939

1.886

1.918

Onshore

184

183

176

174

175

176

174

175

173

170

175

Total

2.020

1.856

1.926

1.994

2.103

1.978

2.014

2.097

2.082

2.084

2.112

2.055

2.093

Fonte: ANP Nota: Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX. 2.500

Evolução da produção em milhares de b/d

2.000 1.500 1.000 500 0 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 Offshore

Onshore

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da Produção por Concessionário em boe/d Concessionários

Média 2010 1.916.233 4.395 0 0 53.410 1.735 0 9.138 25.729 11.155 7.737 9.107 0 1.313 652 290 125 183 72 143 13 64 64 0 5 0 202 39 25 44 5 3 0 5 8 32 5 0 3 2 114 6 5 4 14 11.694 2.053.772

Evolução da Produção de Óleo (boe/dia) Média Média Média Média 2011 2012 2013 2014 1.930.763 1.889.150 1.839.638 1.836.597 12.253 21.564 35.532 51.763 22.037 36.801 43.093 38.389 3.958 24.534 28.729 25.593 45.366 35.119 21.473 24.773 3.667 8.606 10.948 16.712 0 8.682 5.186 14.055 8.724 6.630 12.432 13.803 36.961 6.421 6.206 15.017 8.787 6.515 4.612 10.411 1.290 8.869 1.058 6.647 6.259 4.803 4.635 4.431 13.077 2.266 2.062 3.298 104 321 827 792 1.297 1.183 807 745 664 575 590 564 184 292 272 260 131 196 212 269 272 204 298 242 167 161 148 137 162 152 146 164 69 40 51 75 41 65 60 58 41 65 60 58 0 0 24 43 46 17 23 44 0 24 54 64 376 93 35 38 22 12 14 15 10 26 23 22 28 30 34 63 37 26 18 24 8 50 112 50 4 10 13 15 2 16 18 11 23 10 18 12 7 7 5 6 153 6 16 13 0 0 0 0 1 0 0 5.798 7.204 5.894 0 3 2 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 7 3 0 88 0 0 0 0 7 1 0 2 0 0 2 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 2.101.606 2.061.846 2.012.402 2.074.175

Petrobras BG Statoil Sinochem Shell Petrogal OGX/Parnaíba Repsol Sinopec Chevron ONGC BC-10 HRT Maersk/SK Frade Japão Gran Tierra El Paso Petrosynergy Queiroz Galvão Nova Petróleo Sonangol Partex Recôncavo E&P UTC Brasoil Panoro Petra/BPMB Potióleo Santana Alvopetro Cheim EPG Aurizônia Petro Vista Severo Villares UP Petróleo Phoenix Central Silver Marlin Egesa TDC Guto & Cacal Quantra Ral BP Genesis 2000 ERG Panergy ArClima Vipetro BrazAlta Allpetro Odebrecht Nord Mercury Koch Orteng Delp Logos Devon TOTAL *Fonte: ANP Nota: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.

2014 Jan Fev 1.835.578 1.837.615 47.012 56.514 30.799 45.979 20.533 30.653 23.655 25.891 15.468 17.956 12.190 15.921 12.223 15.383 15.095 14.940 12.757 8.065 10.867 6.870 6.980 6.313 4.654 4.208 3.633 2.964 822 763 757 733 577 551 237 284 273 266 248 237 138 136 206 123 80 69 53 63 53 63 43 43 46 41 88 40 36 39 31 25 27 33 27 100 26 26 21 80 21 17 14 8 13 12 13 5 6 20 5 0 0 2.055.425 2.092.925

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Evolução da produção por concessionário em boe/d 2.500.000 2.000.000 1.500.000 1.000.000 500.000 0 Média 2010 Petrobras

Média 2011

Statoil

Média 2012

Sinochem

Shell

Média 2013

Média 2014

Petrogal

OGX/Parnaíba

jan/14 Repsol Sinopec

Chevron

fev/14 Outras

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Campos

1.756

1.778

1.708

1.614

1.556

1.560

1.552

Santos

126

187

290

272

307

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

2.105

2.061

2.024

2.071

2.053

2.090

Bacia

Total 2.055 Fonte: ANP *Nota: Inclui condensado.

Evolução da produção por bacia em mil bbl/dia 2.500

2.000

1.500

1.000

500

0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

jan/14

Campos

Santos

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

fev/14

Maio 2014 Ano VI – Número 5

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

300

BALEIA AZUL

250 200

LULA

150 100 50

POÇOS DE DIVERSOS OUTROS CAMPOS

J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M 2011

2012

2013

2014

NÚMEROS DE POÇOS EM PRODUÇÃO LULA

B.AZUL

SAPINHOÁ

OUTROS TOTAL

Nota. São destacados no gráfico os três campos que produzem somente dos reservatórios do Pré-sal: Lula e Sapinhoá, na Bacia de Santos, e Baleia Azul, na Bacia de Campos. No grupamento ""Outros"" são incluídos poços que produzem de reservatórios do Pré-sal em campos que produzem regularmente de poços em reservatórios pós-sal, listados, a seguir, com o número de poços do Pré-sal , em novembro de 2013, num total de 15, todos localizados na Bacia de Campos: Jubarte (3), Linguado (3), Marlim Leste (3), Pampo (2), Trilha (1), Marlim/Voador (1), Pirambu (1) e Caratinga/Barracuda (1). O Campo de Lula produz para o FPSO Cidade Angra dos Reis, desde setembro de 2009 e para o FPSO Cidade de S. Vicente desde junho de 2013; em novembro, produziu para essas plataformas com respectivamente 4 e 3 poços. Sapinhoá produziu para o FPSO Cidade de S. Paulo com um único poço e Baleia Azul com 4 poços para o FPSO Cidade de Anchieta. Fonte: ANP e Banco de Dados IBP

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

I. Evolução do Volume de Petróleo e Derivados Processados Petróleo e Derivados Processados (boe/dia) Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Fevereiro

Petróleo

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.055.343

2.034.991

2.028.801

Derivados - TOTAL

Petróleo / Derivado

2014

1.841.116

1.896.160

2.022.493

2.134.965

2.082.577

2.101.449

Asfalto

47.687

42.470

48.103

45.724

49.927

58.770

Coque

52.679

64.730

76.515

82.897

78.844

81.990

Gasolina A

370.603

405.106

450.784

493.077

482.574

494.449

Gasolina de Aviação GLP

1.553

991

1.334

1.614

2.074

1.544

131.891

136.351

142.988

136.931

121.205

115.531 10.919

Lubrificante

10.394

10.383

10.448

11.877

11.123

Nafta

126.757

109.370

110.675

92.262

93.987

86.640

Óleo Combustível

239.445

227.613

237.524

254.372

272.878

278.053

Óleo Diesel

805.887

713.924

732.938

781.999

853.679

800.185

Parafina

1.623

1.728

2.121

2.113

2.259

2.139

Querosene de Aviação

80.381

92.972

93.192

95.715

101.974

99.567

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

439

415

410

265

253

223

8.697

6.365

4.907

7.739

7.114

7.299

4.521

7.463

6.639

4.055

6.915

8.001

50.523

57.265

54.853

52.645

51.265

50.437

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Fevereiro

Riograndense (RS)

14.146

15.121

16.058

15.706

13.283

13.906

Pólo Guamaré (RN)

32.749

34.280

36.456

37.272

37.313

37.816

Refap (RS)

150.295

150.026

156.858

198.513

194.088

192.944 8.593

2014

Lubnor (CE)

7.945

6.971

7.847

8.412

8.762

Manguinhos (RJ)

4.210

10.062

10.451

277

1.246

1.496

Reduc (RJ)

221.986

217.471

227.317

243.720

259.101

236.104

Regap (MG)

147.304

133.548

148.203

149.602

155.611

156.400

Reman (AM)

42.153

42.795

37.914

38.895

41.991

41.708

Repar (PR)

171.512

194.448

199.379

195.089

205.225

208.478

RLAM (BA)

263.185

239.096

241.537

280.192

308.835

299.746

464

1.070

1.572

1.233

1.307

1.107

160.529

151.751

156.724

175.769

176.227

177.659

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

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

36.493

42.937

53.267

53.456

53.473

54.283

322.252

379.309

395.434

426.329

314.189

337.292

242.720

241.965

246.914

230.815

264.302

261.269

8.583

5.220

789

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.055.343

2.034.991

2.028.801

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Importações e Exportações

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

Petróleo (bep/dia)

Derivados (bep/dia)

GN (bep/dia)

Total (bep/dia)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

336.142

664.728

328.586

435.860

249.840

-186.020

219.506

-219.506

991.508

914.568

-76.940

390.145

636.341

246.196

482.684

245.831

-236.853

181.914

-181.914 1.054.743

882.172

-172.571

309.090

576.819

267.729

431.179

271.938

-159.241

226.547

-226.547

848.756

-118.060

400.319

401.096

777

485.479

258.554

-226.925

286.794

-286.794 1.172.593

659.650

-512.942

400.901

376.078

-24.823

544.961

267.812

-277.149

243.624

-243.624 1.189.486

643.891

-545.596

316.368

405.168

88.801

532.398

231.808

-300.590

243.045

-243.045 1.091.810

636.977

-454.834

485.434

346.988

-138.446

557.525

303.816

-253.708

244.204

-244.204 1.287.162

650.804

-636.358

mar/14 223.056 Fonte: ANP

360.519

137.463

385.145

184.086

-201.059

236.834

-236.834

544.605

-300.431

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

966.816

845.036

Importações e exportações em boe/dia Total 1.200.000

1.000.000

800.000

Petróleo

Derivados

600.000

400.000

Gás Natural 200.000

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

-200.000

-400.000

-600.000

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

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução das Exportações de Petróleo por País Evolução das Exportações por País (Milhões US$ F.O.B) 2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Mar

Estados Unidos

321

493

465

290

241

392

149

183

China

338

449

403

336

220

192

403

Chile

153

105

157

Demais Países

595

765

735

341

413

422

583

233

1.346

1.860

1.692

1.061

961

1.111

796

976

País

Total

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

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Estados Unidos

Média 2014

China

jan/14

Chile

fev/14

mar/14

Demais Países

IV. Evolução das Importações de Petróleo por País Evolução das Importações por País (Milhões US$ F.O.B) 2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Mar

Nigéria

467

679

630

747

677

662

765

603

Arábia Saudita

158

224

241

228

232

454

Argélia

117

Iraque

183

Guiné Equatorial

201

Estados Unidos

Demais Países

110

117

106

841

1.173

1.117

1.360

1.164

1.087

1.616

789

País

Total

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

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Nigéria

Arábia Saudita

Argélia

Guiné Equatorial

Estados Unidos

Demais Países

jan/14 Iraque

fev/14

mar/14

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Arrecadações e tributos

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

Beneficiário

Média Trimestral 2010

Média Trimestral 2011

Média Trimestral 2012

Média Trimestral 2013

1º Trimestre 2013

2º Trimestre 2013

3º Trimestre 2013

4º Trimestre 2013

MMA MME FUNDO SOCIAL

291.750 1.167.001 0

316.228 1.264.911 0

UNIÃO 388.497 1.551.398 42.002

257.729 1.030.918 112.795 ESTADOS 15.751 16.791 1.817 2.244 243.542 206.417 1.317.113 1.310.040 4.021 5.310 3.272 2.842 0 6.074 MUNICÍPIOS 3.938 4.198 454 561 60.886 51.604 329.278 327.510 1.005 1.328 818 711 0 1.519 3.963.793 3.338.590

393.274 1.573.096 90.482

330.272 1.321.087 189.489

307.372 1.229.488 171.208

0 0 0

AM BA ES RJ RN SE SP

7.508 1.266 58.984 1.095.084 2.173 1.986 0

11.927 425 127.310 1.120.059 2.662 2.528 0

17.354 2.294 202.067 1.443.005 5.029 3.164 0

16.846 2.888 206.440 1.238.774 4.990 2.740 0

15.317 1.002 196.253 1.140.584 4.831 2.518 5.949

17.646 2.790 220.908 1.417.798 6.392 2.948 18.349

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

1.877 317 14.746 273.771 543 496 0 2.917.503

2.982 106 31.828 278.119 665 632 0 3.160.381

4.338 573 50.517 360.751 1.257 791 0 4.147.992

4.211 722 51.610 309.694 1.248 685 0 3.681.697

3.829 251 49.063 285.146 1.208 630 1.487 3.416.135

4.412 697 55.227 354.449 1.598 737 4.587 2.108.537

Participações Especiais

II. Royalties Royalties (R$) Beneficiários

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Estados

275.404.553

319.973.601

408.065.749

402.761.808

454.208.039

Abril 2014 437.639.077

Municípios

317.515.455

370.057.700

471.720.697

465.229.093

524.750.586

507.344.108

Fundo Especial Comando da Marinha MCT

74.342.158

86.131.635

109.668.657

107.819.280

121.649.902

116.358.070

148.684.317

172.263.270

200.496.454

195.771.340

196.727.099

184.458.038

115.295.999

133.902.931

151.394.993

146.058.290

139.165.331

130.369.718

37.812.007

40.307.033

96.703.489

99.390.499

10.956

61.195

185.466

931.242.483

1.082.329.137

1.379.158.557

1.349.269.630

1.533.265.641

1.475.744.976

FUNDO SOCIAL EDUCAÇÃO E SAÚDE Total Fonte: ANP

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Royalties

Gás Natural

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

I. Preços do Gás Natural Preços do Gás Natural (Janeiro 2014) Preço Petrobras para Distribuidoras - Preço US$/MMBTU (Preços isentos de tributos e encargos) Região

Media 2010

Nordeste (Importado)

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/14

Nordeste (Nacional)

10,2178

12,1433

12,8214

12,7210

11,9170

Sudeste (Importado)

7,3704

8,9354

10,0552

10,1109

9,9527

Sudeste (Nacional)

9,9461

11,5509

12,3605

12,4490

11,9171

Sul (Importado)

7,3667

8,9278

9,6544

10,1287

9,9272

Sul (Nacional) Centro Oeste (Importado) Centro Oeste (Nacional) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Fevereiro de 2014 *Preços do Gás nacional sem o desconto dado para as distribuidoras das regiões Nordeste e Sudeste, a exceção da GASMIG

8,3339

10,1258

11,4063

11,4053

11,1812

II. Preços internacionais do Gás Natural Preços do Petróleo e Gás Natural (Janeiro 2014) Preços Internacionais (US$/MMBtu)

Media 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013

jan/14

Gás russo na fronteira da Alemanha

7,94

10,23

11,56

11,19

10,9

NBP *

6,39

9,35

8,91

10,48

11,09

Henry Hub

4,38

4,00

2,72

3,73

4,71

Petróleo Brent

14,16

19,82

19,83

19,39

19,26

Petróleo WTI

14,14

16,93

16,77

17,45

16,86

Petróleo Brent (US$/Bbl)

79,48

111,25

111,31

108,81

108,12

Petróleo WTI (US$/Bbl) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Fevereiro de 2014 * Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

79,37

95,04

94,12

97,92

94,62

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Balanço do Gás Natural (Janeiro/2014) Balanço do Gás Natural no Brasil (boe/dia) 2014

Ano

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

PRODUÇÃO NACIONAL

395.252

414.687

443.935

485.510

505.449

Reinjeção

78.811

69.628

60.885

66.924

86.359

Queima e Perda

41.764

30.254

24.845

22.455

30.128

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

61.137

63.842

66.483

68.244

68.182

14.781

16.605

19.750

26.732

27.298

22.392

21.574

22.140

22.392

20.379

Oferta de Gás Nacional ao Mercado

176.366

212.784

249.894

278.827

273.041

217.313

179.260

226.685

292.287

274.739

169.259

168.944

173.221

199.701

201.714

1.006

48.054

10.315

53.463

91.580

73.025

Jan

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Fevereiro de 2014 IMPORTAÇÃO Bolívia Argentina Gás Natural Liquefeito - GNL Consumo em Transporte na Importação Oferta de Gás Importado ao Mercado

5.598

5.850

7.359

7.862

211.715

173.410

220.835

284.991

266.877

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Fevereiro de 2014 OFERTA TOTAL AO MERCADO

388.081

386.194

470.729

563.756

534.823

Vendas nas Distribuidoras de Gás Natural Consumo Instalações Industriais Produtor (Refinarias/ FAFENS) Consumo Termoelétrico Direto do Produtor (Fafen/ Termobahia/ Canoas/ Termoceará/ TermoaçúTermoaçú/ Euzébio Rocha) Participação do Gás Nacional na Oferta Total ao Mercado Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Fevereiro de 2014

312.792

299.835

359.274

420.725

394.560

57.363

70.949

79.818

78.497

78.686

17.863

15.473

31.638

64.533

61.577

45,4%

55,1%

53,9%

49,5%

51,1%

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR

388.018

386.194

470.729

563.756

534.823

Industrial

222.722

256.939

263.040

259.580

258.134

Automotivo

34.594

33.965

33.462

32.267

30.191

Residencial

4.969

5.472

5.787

6.290

4.277

Comercial

3.963

4.277

4.529

4.717

4.214

Geração de Energia Elétrica

99.190

65.540

144.854

244.737

222.785

Co-geração

18.240

18.932

18.366

15.473

14.844

Outros (Inclui GNC)

4.277

1.069

692

629

377

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Fevereiro de 2014 Balanço do gás natural em boe/dia 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/14

Industrial

Automotivo

Residencial

Comercial

Geração de Energia Elétrica

Co-geração

Outros (Inclui GNC)

Oferta de Gás Nacional ao Mercado

Oferta de Gás Importado ao Mercado

Oferta total ao mercado

Maio 2014 Ano VI – Número 5

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

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

Petrobras OGX/Parnaíba Queiroz Galvão Petra/BPMB El Paso Brasoil Panoro BG Shell Petrogal Repsol Sinopec Chevron Statoil ONGC Sinochem BC-10 Frade Japão HRT Petrosynergy Maersk Gran Tierra UTC Potióleo Recôncavo E&P Petro Vista Nova Petróleo UP Petróleo Aurizônia Sonangol Cheim EPG Phoenix Severo Villares Alvopetro Santana TDC Partex Silver Marlin Central Resources Egesa Ral ERG Genesis 2000 BP Quantra Panergy Anadarko Devon Allpetro ArClima BrazAlta Koch Mercury Odebrecht Orteng Vipetro Total Fonte: ANP *Nota: Não Inclui Reinjeção

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

Média 2012 337.542 313 17.357 2 6.559 3.857 3.857 4.856 2.179 1.985 595 519 370 228 247 183 90 78 39 10 4 3 5 2 6 18 2 3 5 8 2 0 1 1 0 0 0 123 0 117 0 53 0 0 0 0 0 0 0 381.222

Média 2013 351.831 17.220 16.911 7.319 4.657 3.758 3.758 5.165 1.351 1.932 1.360 394 331 186 221 51 136 19 86 80 90 15 6 5 4 5 10 9 11 3 2 5 3 3 4 1 1 1 0 0 0 53 0 100 0 23 0 0 0 0 417.120

Média 2014 343.963 26.497 17.202 11.242 4.437 3.823 3.823 5.310 1.157 2.246 897 922 297 364 198 310 214 128 87 85 77 16 6 9 5 6 4 10 17 3 5 6 3 3 5 1 1 6 0 0 423.385

2014 Jan 338.428 26.236 17.130 11.147 4.452 3.807 3.807 5.038 740 2.146 858 934 235 400 156 340 238 137 100 91 91 17 7 11 9 5 7 10 17 5 6 3 3 7 2 1 11 0 0 416.632

Fev 349.498 26.758 17.274 11.336 4.422 3.839 3.839 5.582 1.573 2.346 937 910 359 328 240 279 191 120 74 80 64 16 6 6 1 6 1 9 17 6 5 6 2 3 3 0 1 0 0 0 430.138

Maio 2014 Ano VI – Número 5

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

500.000 450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 Média 2010 Média 2011 Média 2012

Média 2014

jan/14

fev/14

.......................................... Petrobras

Biodiesel

Média 2013

OGX/Parnaíba

Queiroz Galvão

Petra/BPMB

Outras

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

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Jan

3.471

15.579

18.332

29.914

37.805

39.161

45.957

49.641

Fev

3.804

16.719

18.021

39.996

39.712

46.546

46.216

54.052

Mar

4.593

12.920

26.781

43.450

47.369

44.814

46.819

52.648

Abr

3.936

13.492

22.110

38.766

42.012

38.236

53.168

Mai

5.276

15.420

21.033

41.133

44.736

43.221

49.899

Jun

5.694

21.546

29.591

42.968

48.552

45.056

49.572

Jul

5.421

21.870

31.359

42.088

50.703

46.735

52.889

Ago

8.919

22.224

33.901

46.902

50.305

51.622

50.240

Set

9.647

27.729

33.659

46.123

49.055

52.885

52.984

Out

10.877

25.731

31.816

40.558

48.266

51.012

56.404

Nov

11.825

24.743

34.844

43.582

49.729

51.434

55.597

Dez

9.945

22.735

30.523

38.116

44.002

49.702

43.494

20.059

27.664

41.133

46.021

46.702

50.270

52.114

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

Evolução da produção de biodiesel em boe/dia

Maio 2014 Ano VI – Número 5

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Mar

Bahia

1.592

2.271

3.972

3.353

1.731

1.251

1.385

2.558

Ceará

1.143

770

1.071

1.451

1.024

874

968

1.230

Goiás

7.608

8.708

10.331

9.928

9.263

8.463

9.286

10.040

Estado

Maranhão Mato Grosso Mato Grosso do Sul Minas Gerais Pará Paraná Piauí

327

9.805

8.615

8.206

7.202

10.531

9.424

11.206

10.963

135

535

1.445

3.261

3.453

3.624

3.263

3.471

1.255

1.319

1.377

1.518

1.239

1.010

1.119

1.587

1.198

1.979

2.066

3.623

5.296

5.416

5.149

5.324

348

134

293

154

224

245

228

199

10.436

14.835

13.861

15.211

14.143

13.625

15.903

12.900

108

144

233

182

201

196

150

657

1.116

1.616

1.405

326

São Paulo

5.646

5.073

2.729

2.840

2.911

2.863

2.902

2.969

Tocantins

1.494

1.743

1.207

839

1.000

1.029

1.042

930

41.133

46.021

46.702

50.270

52.114

49.641

54.052

52.648

Rio de Janeiro Rio Grande do Sul Rondônia Santa Catarina

Brasil Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Etanol

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

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

Etanol Anidro

Etanol Hidratado

Etanol Total

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

132.045 139.200 145.864 165.502 119.554 138.329 148.605 167.034 220.385

140.346 169.805 240.933 310.207 323.984 337.355 242.667 237.161 301.567

272.391 309.005 386.797 475.710 443.538 475.684 391.273 404.195 521.952

Safra 2013/2014 - Posição Acumulada 15-abr-13 01-mai-13 01-jun-13 01-jul-13 01-ago-13 01-set-13 01-out-13 01-nov-13 01-dez-13 01-jan-14 01-fev-14 01-mar-14 * Posição em 01/03/2014 Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe

27.185 89.427 183.546 208.091 244.757 270.937 282.303 285.996 281.991 262.833 237.697 220.385

125.451 253.874 319.387 330.135 354.197 376.591 385.695 383.737 379.048 358.783 324.806 301.567

152.635 343.302 502.933 538.226 598.954 647.528 667.997 669.733 661.039 621.615 562.502 521.952

Maio 2014 Ano VI – Número 5

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da exportação de etanol Evolução da Exportação de Etanol 2014

Ano

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Volume (Mil boe/dia)

32,7

33,8

52,2

50,2

26,9

39,2

14,6

84,5

119,7

182,2

155,7

81,3

122,8

39,8

US$ FOB (Milhões US$) Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe

Evolução da exportação de etanol

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014

Estados

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014

2,40

2,48

2,52

2,64

2,66

1,98

2,27

2,43

2,48

2,66

1,83

2,09

2,17

2,26

2,61

2,49

1,84

2,10

2,12

2,24

2,30

2,26

2,02

2,29

2,32

2,44

2,46

2,18

2,28

2,30

2,42

2,60

2,47

1,97

2,28

2,25

2,40

2,44

2,30

2,63

1,58

1,96

1,99

2,00

2,06

2,44

Fev

1,86

2,10

2,11

2,25

2,28

1,84

2,24

2,23

2,29

2,37

2,07

1,87

2,12

2,16

2,33

2,36

1,95

2,22

2,23

2,42

2,50

2,38

2,00

2,20

2,26

2,29

2,36

2,08

2,38

2,41

2,45

2,49

2,51

2,02

2,38

2,46

2,49

2,53

2,55

2,29

2,45

2,54

2,67

2,74

1,52

1,97

1,90

1,97

2,16

2,15

1,97

2,37

2,43

2,46

2,45

2,50

1,85

2,17

2,19

2,35

2,33

2,34

1,94

2,35

2,38

2,41

2,47

2,46

1,80

2,15

2,13

2,10

2,14

2,15

1,93

2,22

2,41

2,48

1,78

2,07

2,13

2,16

2,20

1,51

1,87

1,90

1,93

1,95

1,68

1,95

1,98

2,00

2,11

2,14

1,89

2,11

2,17

2,26

2,31

2,48

PA 2,08 Fonte: ANP

2,33

2,34

2,53

2,58

2,61

Brasil

1,91

2,20

2,23

2,32

2,37

2,39

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

Média 2011

Média 2012 RR

Média 2013 SP

Brasil

Média 2014

fev/14

Maio 2014 Ano VI – Número 5

EXPEDIENTE Presidente.................................................João Carlos de Luca Secretário Executivo.....................................Milton Costa Filho Conselho Editorial.......................................Milton Costa Filho Felipe Dias Tatiana Campos

Francisco Ebeling

Edição.......................................................Francisco Ebeling e Ricardo Capone Edição de conteúdo (parte internacional)........... Eraldo Porto e Luiz Guerra Edição de conteúdo (parte nacional)..................Wagner Freire Edição de conteúdo (estatísticas)......................IEPUC Cartuns e Ilustrações......................................Gabriel Brasil Layout........................................................Multimedia Design Studio

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

Para a obtenção de outros dados relevantes relacionados ao mercado de petróleo e seus derivados recomendamos, dentre outras, as seguintes páginas na internet: sobre mercados internacionais: www. bp.com; www.opec.org; www.iea.org. Sobre mercados futuros de energia: www.nymex.com; www.theice. com; www.gptc.com. Sobre mercado doméstico: www.anp.gov.br e www.petrobras.com.br. Sobre álcool: www.cepea.esalq.usp.br/indicador/alcool. As notícias, em geral, têm como fontes publicações especializadas sobre a indústria do petróleo tais como o Platts, Copyright 2012 The McGraw-Hill Companies (www.platts.com), o Argus Global Market – AGM, Copyright 2012 Argus Media Ltd. (www.argusmedia.com) e o ICIS e são interpretadas pelos editores.

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