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

ISSN 2176-5464

Março 2014 Ano VI – Número 3

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sumário

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O mercado internacional, por Luiz Guerra e Eraldo Porto.....02 Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis no Brasil...07 Expediente..........................................................24

Prezada leitora, prezado leitor, No dia 18/03 foi apresentado, na sede do IBP, o “Outlook for Energy - a view for 2040”, que trouxe as visões da ExxonMobil acerca da demanda e oferta mundiais de energia no ano 2040. No que diz respeito à demanda, a empresa prevê que esta crescerá 35% em comparação com 2010, sobretudo em função do maior crescimento dos países em desenvolvimento e do aumento da taxa de urbanização nestes países. A companhia estima que o petróleo e o gás natural suprirão 60% da demanda mundial em 2040, um percentual que supera em até cerca 15% o que foi estimado pela Agência Internacional de Energia para 2035 (cenário New policies). Por sua vez, o gás natural cresceria 65% no período, passando a suprir 25% das necessidades energéticas em 2040, e assim superando o carvão como principal fonte de eletricidade. A empresa estima ainda que em 2040 a oferta de líquidos chegará a 110 milhões de boed, ante aproximadamente 90 milhões em 2010. Boa parte dessa oferta incremental viria de óleos não convencionais, como o das águas ultra-profundas brasileiras. Contudo, a grande notícia do mês de março no mundo da energia foram as tensões na Ucrânia, que envolvem a União Europeia, os Estados Unidos e a Rússia, e que escalaram após a deposição do presidente Yanukovych e da anexação da Criméia por parte da Rússia. Nesta edição ilustramos este verdadeiro xadrez geopolíticoenergético com o cartum do mês, com a assinatura de Gabriel Brasil. Atualmente 54% das exportações russas de gás natural passam pela Ucrânia, que representam 16% do total do gás natural consumido pela União Europeia. O peso do gás exportado para aqueles países ainda é utilizado pela Rússia como fator de pressão geopolítica, principalmente em relação à Alemanha, que atualmente aposta pesadamente nas renováveis (a chamada Energiewende). Em função do baixo rendimento de fontes como a eólica e a solar no inverno, aquele país precisa de um backup seguro, que atualmente é fornecido pelo gás natural. Contudo, a estratégia russa de pressionar a Europa com base neste energético parece funcionar cada vez menos, uma vez que os países europeus apostam cada vez mais na diversificação de fontes de suprimento de gás natural e por que a Rússia ainda depende muito das divisas que recebe vendendo gás natural. Recomendamos a excelente postagem do Professor Marcelo Colomer no Blog Infopetro sobre a crise do gás na Europa, que relaciona estes fatos com a ascensão do shale gas norte-americano. Clique aqui para ler. A edição de março do Monitor IBP, além da tradicional análise do mercado internacional do petróleo por Eraldo Porto e Luiz Guerra, traz as estatísticas de pe¬tróleo, gás e biocombustíveis no Brasil. Desejamos uma boa leitura!

Leia mais! IBP Notícias, informativo trimestral com as últimas novidades do Instituto. Clique aqui para ler a última edição.

Março 2014 Ano VI – Número 3

O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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Expressar preços por meio de fórmulas é uma prática da indústria de petróleo que se iniciou nos anos 70 do século XX, depois da 1ª crise do petróleo. Cargas físicas de petróleo bruto passaram a ser negociadas, em sua grande maioria, através de fórmulas que usam como referência petróleos marcadores (marker crudes). Estes marcadores variam de acordo com o gosto dos operadores das principais regiões consumidoras e seus correspondentes centros de refino. Na verdade, o que compradores e vendedores procuram, ao escolher as referências, é uma proteção contra a indesejada manipulação de cotações e a volatilidade dos preços, mantendo as transações alinhadas com os preços do dia a dia. Por muitas décadas, desde então, alguns tipos de petróleo se sobressaíram nesta escolha do mercado. São eles: • O petróleo Brent na Europa e na África, principalmente no NWE (ou ARA). • O petróleo WTI no continente americano, principalmente no US Gulf. • Os petróleos Omã e Dubai na Ásia (Cingapura e Japão) e Oriente Médio. A proteção dada pelas fórmulas e suas referências é tão efetiva que poucas negociações de petróleo fogem dos óleos de referência acima. Uma opção é atrelar a fórmula de preço ao preço de contratos no mercado futuro; mas, mesmo nestes casos, as operações são feitas, majoritariamente, com papéis derivados do Brent ou do WTI. O petróleo Brent atual é cotado de correntes produzidas de alguns campos no Mar do Norte – Brent Ninian Blend (de onde vem o nome), Forties Blend, Oseberg e Ekofisk. Juntos, estes quatro crus representam um importante volume para o suprimento, feito com transparência, da ordem de um milhão de barris/dia. O tipo mais competitivo define o preço que vai ser publicado e orientará o mercado como a cotação do dia do Brent Datado. A história desta junção é contada mais adiante. O Brent Ninian Blend começou a ser produzido e tomado como referência desde a década de 80 do século passado. A metodologia inicial usada pela principal publicação para estimar diariamente o preço spot do Mar do Norte escolheu as cargas vendidas para entrega entre sete e 15 dias após a data em que a estimativa de preço era publicada. Surgiu desta forma o Brent Datado. Mas, o que é o Brent Datado? O termo "Brent Datado" refere-se às cargas físicas de petróleo do Mar do Norte que já estão programadas para entrega em datas específicas. Cada uma destas cargas datadas é frequentemente comercializada mais de uma vez antes que ela esteja a caminho da refinaria que será o seu destino final. Com a evolução do mercado e a percepção pelos

produtores de que suas receitas são muito dependentes dos preços publicados, tornou-se necessário adicionar outros parâmetros, envolvendo mais do que uma simples estimativa do Brent Datado. Surgiram combinações para representar as novas práticas de proteção de preços, como é o caso do Brent Complex, que inclui preços de óleos que são comercializados com entrega física, como o Brent Datado e o BFOE cash (BrentForties-Oseberg-Ekofisk), ao lado de papéis financeiros, como contratos futuros de Brent, Contracts for Differences (CfDs), Dated-to-Frontlines (DFLs) e uma variedade e outros derivativos. Em resumo, estes novos instrumentos ajudam as partes, envolvidas neste ativo mercado do Mar do Norte/Europa Ocidental, a gerenciar as correntes de óleo desde a área de produção até a refinaria, atenuando o risco da variação de preços desde o fechamento do negócio até a fase de industrialização do óleo. E os novos instrumentos não trazem apenas a correlação com petróleo: também podem se correlacionar com produtos refinados, gás natural, naftas, GLP e condensados. Na medida em que a produção do Brent foi caindo, foram incluídos, no processo de gerar a “estimativa” do preço spot do Brent Datado, outros tipos de petróleo da região. Também foram alterados alguns pontos do método de estimar o preço para acompanhar as mudanças do mercado, em termos do período de comercialização, que ficou mais amplo. Em 2002, dois novos crus foram adicionados ao processo de estimar os preços de cargas físicas do Brent: Forties e Oseberg. No mesmo ano foi ampliado o período dentro do qual as cargas vendidas seriam consideradas, passando para entre 10 e 21 dias após a data em que a estimativa de preço era publicada. Assim, ficaria mais bem refletido o que o mercado vinha praticando, negociando operações cujo período de entrega ficava mais à frente do que na época anterior. Em 2007, foi a vez de o petróleo Ekofisk passar a fazer parte do processo de estimativa dos preços de cargas físicas do Brent, completando o que agora é chamado de BFOE. Em 2012, mais uma vez os editores da principal publicação usada no mercado decidem ampliar o período de entrega no qual são colhidas as estimativas de preço. Agora, passou a ser entre 10 e 25 dias após a data em que a estimativa de preço é publicada, aumentando em 30% o volume que deve ser entregue na janela da estimativa. Esperam-se novas alterações para o futuro, que serão decididas em consulta aos players relevantes. Mudanças são constantemente planejadas como uma forma de manter as cotações publicadas alinhadas com o mercado real. Atualmente, causa preocupação ao mercado quem vai substituir os óleos do Mar do Norte, o Brent entre eles, como uma das principais referências internacionais, quando sua produção se tornar muito pequena.

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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 fevereiro de 2014 foram, respectivamente, US$ 102,77/b e US$ 109,17/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte: Cotações em fevereiro de 2014 (em US$/barril) Médias semanais

WTI

Brent

1a semana (3 – 7 fevereiro)

97,78

107,73

2a semana (10 – 14 fevereiro)

100,21

109,12

3a semana (17 – 21 fevereiro)

102,93

109,74

4a semana (24 – 28 fevereiro)

102,77

109,17

Média mensal de janeiro 2013 (*)

94,62

108,12

Média mensal de fevereiro 2014 (*)

100,82

108,90

(*) 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.

é o óleo de maior produção do Mar do Norte e é aquele cuja infraestrutura de carregamento suporta a atracação de VLCCs. A retirada de algumas cargas de petróleo do Mar do Norte de sua principal área de influência, que é o mercado europeu, não é novidade. Em um passado não muito distante, cargas de petróleo Brent atravessavam o Oceano Atlântico na direção das refinarias dos Estados Unidos e do Canadá. O que tem mais preocupado o mercado é que os exportadores de Forties combinam o equivalente a três cargas, para completar um VLCC, antes de oferecê-las ao mercado, provocando uma redução das cargas negociadas no mercado spot. A extensão do problema de liquidez, que vem de longe, pode ser avaliada considerando-se que, no ano de 2006, foram negociadas mensalmente 23 cargas spot de óleos BFOE enquanto que no ano passado foram transacionadas apenas 13 cargas por mês. Parte da redução do número de cargas deve-se também à queda de produção dos campos do Mar do Norte, onde muitos deles já estão na fase de declínio.

O acordo comercial bilateral assinado entre a União Europeia - UE e a Coréia do Sul, em meados de 2012, começa a trazer preocupações, tanto quanto à liquidez como quanto às suas consequencias. O acordo estaria afetando o mercado de petróleo do Mar do Norte, um dos três mais importantes mercados mundiais, que tem seus óleos largamente usados como referência de preços para grande parte do mercado internacional.

Mas, o desvio de um grande volume de cargas para Ásia traz preocupações adicionais ao mercado. Os preços spot, refletindo aquela menor liquidez, podem não mais representar os preços em um “mercado competitivo” (AGM 21/02/2014).

Cada vez mais cargas de petróleo do Mar do Norte tem como destino a região conhecida como Ásia do Pacífico, onde se encontra a Coréia. Nestes carregamentos são utilizados, por razões de economicidade, navios VLCCs. Este tipo de navio pode transportar mais de dois milhões de barris de cada vez. Assim, cada embarque para a Ásia em VLCC retira o equivalente a três carregamentos de óleos do Mar do Norte, prejudicando o tradicional mercado deste petróleo, a Europa, que transaciona cargas típicas de 600 mil barris.

1. Em 2013, a produção total de petróleo nos EUA foi, em média, de 7,5 de milhões de b/d, 967 mil b/d a mais do que 2012, o mais alto nível de produção desde o ano de 1989.

Desde outubro passado, quando a Coréia suspendeu a cobrança de uma tarifa de US$3,00/b sobre a importação de petróleo, começou efetivamente a execução do acordo comercial. Estima-se que, com isso, 40% da produção de petróleo Forties, um dos óleos mais negociados no mercado do Mar do Norte, tenham sido direcionados para a Ásia. Além disso, a partir do fim do ano, a demanda pelo óleo Forties aumentou na Ásia, devido principalmente ao aumento substancial da demanda por nafta petroquímica no leste da Ásia. A preferência dos asiáticos pelo petróleo Forties, dentre os óleos produzidos no Mar do Norte – os principais grades ali transacionados são Brent, Forties, Oseberg e Ekofisk – BFOE – deve-se às características do óleo, que é o mais leve deles e tem o maior rendimento de nafta. A logística também dá sua contribuição nesta preferência: o Forties

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

Em dezembro de 2013, a produção de petróleo atingiu 7,9 milhões de b/d, um aumento de 785 mil b/d, 11% a mais do que dezembro de 2012. Os maiores ganhos de produção foram concentrados nos estados do Texas e da Dakota do Norte, que, juntos, responderam por 83% do crescimento da produção dos EUA. Na formação de Eagle Ford – no sul do Texas – a produção chegou a 1,2 milhões de b/d em dezembro de 2013. A produção na formação de Bakken, no estado de Dakota do Norte, foi de 900 mil b/d. Em sete estados e no Golfo do México a produção de petróleo foi menor em 2013 do que em 2012. O Golfo do México e o Alaska foram os responsáveis pela maior parte do declínio, cada um com uma queda produção de cerca de 2% (EIA/DOE, Fev 2014). 2. O Governo estabelecido da Líbia ameaçou bombardear um navio-tanque de bandeira norte-coreana que tentou carregar petróleo em um porto controlado pelos rebeldes, uma escalada no impasse sobre a divisão da riqueza petrolífera do país.

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O MERCADO INTERNACIONAL Desde agosto de 2013, rebeldes tomaram três dos principais terminais petrolíferos líbios, para pressionar por mais autonomia. Eles ameaçaram o governo estabelecido com um ataque militar, caso tentem impedir o carregamento do petroleiro que atracou no terminal de Es Sider, um dos maiores do país. O primeiro-ministro Ali Zeidan apareceu na televisão para avisar à tripulação do petroleiro que “o petroleiro seria bombardeado, se não seguisse as ordens de abandonar o porto”. Este confronto poderá até causar um “desastre ambiental”, adicionou Zeidan. O primeiro-ministro ainda disse que ''eles agora estariam tentando carregar petróleo'', denunciando isto como “um ato criminoso” (The Oil.com, Fev 2014). 3. O banco americano JPMorgan está negociando com a trading independente Mercuria a venda de seus negócios envolvendo as operações com commodities (físicas). Em comunicado ao mercado, as empresas informaram que “esperavam” estabelecer um acordo preliminar ainda no mês de fevereiro e concluir todas as negociações em meados de 2014.

4. O estreitamento do diferencial entre os petróleos WTI e Brent, aliado a alguns problemas logísticos que têm provocado atrasos sistemáticos no transporte de petróleos produzidos nos EUA, voltou a despertar o interesse de refinarias norte-americanas para os petróleos que têm preços relacionados com o Brent Datado (Brent Dated). Por isso, na segunda metade de fevereiro, aumentou bastante a demanda americana por petróleos da Nigéria e de outros produtores do Oeste Africano. Como consequência, os preços dos petróleos da Nigéria tiveram forte pressão de alta. Segundo se comenta, "os EUA voltaram a comprar petróleos africanos e isso está empurrando os preços para cima" e o mercado, destes óleos tem estado mais fortalecido. Os estoques de petróleo nos EUA têm se reduzido em Cushing, no Oklahoma, e, por isso, os americanos precisam de mais petróleo. Neste caso, as características dos crus que eles estão à procura são de baixa densidade (mais leves) e de baixo enxofre, como são os do Oeste da África (Platts 07/03/2014).

O JPMorgan havia anunciado em julho passado que poderia passar adiante seus negócios de commodities que abrangiam uma ampla instalação para trading (trading desk), ativos na área de geração de eletricidade e também instalações para armazenagem de metais. Anteriormente, o Deutsche Bank e o Morgan Stanley haviam se desfeito dos seus negócios com commodities, logo após autoridades americanas revisarem as regras que autorizavam a atuação dos bancos no comércio de mercadorias (AGM 07/02/2014).

Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60 mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

nov/13

dez/13

jan/14

fev/14

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

WTI

85,1

93,54

102,23

89,72

94,01

102,88

93,42

92,18

87,94

94,34

94,10

105,95

Brent

86,46

104,96

117,36

113,34

109,4

118,49

108,42

109,61

110,09

112,49

102,58

110,41

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O MERCADO INTERNACIONAL Mercado de Derivados

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O refino total mundial recuou no final do ano passado, após uma subida acentuada no primeiro semestre do ano. Em 2013, foram processados mais de 500 mil barris por dia (b/d) de carga fresca do que no ano de 2012. Mas, grande parte do aumento ocorreu na primeira metade do ano. No quarto trimestre de 2013, a produção de derivados foi 700 mil b/d, menor do que no mesmo período de 2012. As principais razões são a baixa demanda por produtos, as baixas margens de refino e, por último, muitas paradas para manutenção, que reduziram as produções de derivados na China, na Índia e na Europa.

Aparentemente, os parlamentares estão de acordo que “o assunto seja levado ao Conselho de Ministros, a quem caberia tomar uma decisão final sobre o assunto". Segundo entidades de representação da população, “não se pode contentar com apenas nove cilindros de GLP subsidiados. As mulheres neste país precisam de mais, precisam de 12 botijões por família”. Em setembro de 2012, o governo tinha reduzido o fornecimento de cilindros de GLP subsidiados para apenas seis por família por ano, para reduzir o peso dos subsídios no orçamento.

Nos Estados Unidos, a crescente produção de shale oil permitiu que as refinarias comprassem a matéria-prima a preços mais baratos, com o consequente aumento das margens. Por isso, em 2013, o refino americano atingiu a marca dos 15,3 milhões de b/d, o maior volume anual desde o ano de 2004.

Em janeiro de 2013, a cota retornou para nove botijões por família por ano (The Oil.com, fev 2014).

A demanda americana por derivados de petróleo cresceu substancialmente no segundo semestre do ano passado, o que acarretou um crescimento médio anual de demanda de 450 mil b/d.

Em 2012, as vendas de derivados no mercado interno haviam totalizado 129,6 bilhões de litros (cerca de 2,23 milhões de b/d).

As refinarias americanas, aproveitando os menores custos do seu abastecimento, exportaram mais gasolinas, destilados médios e GLP. Isto provocou uma redução dos estoques totais de derivados no país. Em dezembro, eles chegaram a cerca de 700 milhões de barris, o menor volume desde abril de 2011. Por sua vez, as refinarias européias sofrem de dois males que se somam: as baixas margens e o excesso de capacidade. O fator de utilização (refino efetivo/capacidade nominal) ficou abaixo de 80% no quarto trimestre de 2013, o que levou a um volume de refino médio anual, em 2013, de 9,9 milhões de b/d, cerca de 650 mil b/d abaixo da média de 2012. As refinarias européias, que são mais antigas e não foram modernizadas, são classificadas como de “configuração simples”, em termos de complexidade. Seus resultados foram bastante afetados, pois trabalharam a maior parte do tempo com margens de refino negativas para gasolina, nafta e óleo combustível, que tiveram preços muito baixos em relação aos preços dos petróleos. Na China, a capacidade de refino aumentou mais do que o aumento da demanda por derivados de petróleo. Em 2013, a produção de derivados - throughput teve um crescimento anual, médio, de apenas 270 mil b/d em relação ao ano de 2012. Nos últimos quatro anos o crescimento anual médio vinha sendo de 600 mil b/d (AGM, 07/02/2014).

2. O consumo brasileiro de combustíveis cresceu 5% em 2013, em comparação a 2012, totalizando 136,2 bilhões de litros (cerca de 2,35 milhões de b/d).

O consumo de óleo diesel cresceu 4,6% na comparação entre 2012 e 2013, passando de 963 mil b/d para 1,0 milhões de b/d. O aumento anual nas vendas de biodiesel foi de 5,9%, passando de 46 mil b/d em 2012, para 49 mil b/d em 2013. Já a comercialização da gasolina tipo C (a gasolina comum utilizada pelos consumidores) chegou a 710 mil b/d, um aumento de 4,2% em relação aos 680 mil b/d registrados em 2012. Com o aumento da adição de etanol anidro à gasolina A (para composição da gasolina C vendida ao consumidor), que passou de 20% para 25%, a demanda de etanol anidro automotivo aumentou 30,2%. O consumo de etanol hidratado, que é utilizado diretamente pelos automóveis a álcool, cresceu 9,5%, passando de 160 mil b/d para 180 mil b/d entre 2013 e 2013. Estas informações foram divulgadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) durante a realização do 9º Seminário de Avaliação do Mercado de Derivados de Petróleo e Biocombustíveis. 3. O Ministério da Indústria do Japão está analisando a possibilidade de passar uma legislação que force os refinadores locais a reduzir ainda mais a capacidade de refino de petróleo do país, que vem experimentando uma redução volumétrica no consumo de derivados.

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

A ideia do Ministério é estabelecer metas ainda mais restritivas para que as refinarias antigas sejam imediatamente fechadas ou para que elas acelerem a integração com outras unidades mais eficientes que estejam próximas.

1. O parlamento indiano está analisando a possibilidade de aumentar a cota anual de cilindros (botijão) de GLP subsidiados, que passariam dos atuais nove para 12 botijões por família por ano.

Devido a um programa governamental para aumentar a capacidade de conversão do sistema de refino japonês, algumas refinarias japonesas já estão encerrando as atividades de unidades consideradas de baixa conversão.

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O MERCADO INTERNACIONAL A legislação atual estabelece um padrão médio para a eficiência da atividade de refino de petróleo do país. A proporção de craqueamento de resíduos ou de coqueamento deve ser, no mínimo, de 13% da capacidade de destilação.

2012, da refinaria Coryton que processava 180 mil b/d e pertencia a refinadora independente Petroplus. Coryton respondia por cerca de 10% da produção de derivados do reino.

As refinarias têm a opção de adicionar unidades de craqueamento e/ou de coqueamento ou reduzir a capacidade de destilação. Até agora, a maioria delas têm preferido desmontar as unidades de destilação (AGM 28/02/2014). 4. Em 2013 no Reino Unido, a produção de derivados de petróleo caiu mais de 5% em relação ao ano anterior. A queda deveu-se, principalmente, ao fechamento, em meados de

Existe um esforço generalizado dos refinadores locais para, pelo menos, manter a produção dos chamados destilados médios. A produção de diesel e querosene de jato caiu cerca de 50 mil b/d no ano passado. Atualmente, as refinarias locais não conseguem atender à crescente demanda por destilados médios (AGM 28/02/2014).

Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140

US$/b

130 120 110 100 90 80 70 mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

out/13

nov/13

dez/13

jan/14

fev/14

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS DERIVADOS - US$/b

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

Gasolina Reg.USG

90,94

Nr.2 Diesel LS USG

98,31

Contagem de sondas

108,64

125,29

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

118,89

113,13

116,63

118,65

129,46

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

129,51

120,16

126,62

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

set/13

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

No mês de fevereiro, aumentou em 138 o número de sondas operando no mundo, passou de 3598 em janeiro para 3736 em fevereiro. O destaque foi o Canadá que apresentou um aumento mais substancial, passou de 504 para 626, um acréscimo de 122 sondas.

No mês de fevereiro, em toda a América Latina estiveram em operação, em média, 400 sondas. No Oriente Médio 396 e na África 154 sondas.

Março 2014 Ano VI – Número 3

O MERCADO INTERNACIONAL

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Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo, na primeira semana de fevereiro, foi de 361,4 milhões de barris e de 363,8 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 381,4 milhões de barris. Os estoques da última semana de fevereiro foram, em volume, 4,6% inferiores aos níveis da mesma semana de 2013 e eram suficientes para 23,9 dias de consumo, contra 26,7 dias de um ano atrás.

milhões de barris ou 31,7 dias de consumo. Os estoques no fim do mês se encontravam, em volume, abaixo dos estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques de destilados eram de 120,4 milhões de barris ou 31,9 dias de consumo; portanto, em volume, o estoque no final de fevereiro estava 4,9 % abaixo do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 229,0 milhões de barris, 27,5 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 27,0 dias de consumo.

Os estoques de destilados começaram o mês de fevereiro com 113,1 milhões de barris e encerraram com 114,5

Estoques nos Estados Unidos 450

milhões de barris

400 350 300 250 200 150 100 50 0 mar/13 mar-13 Petróleos sem SPR 392 Gasolinas 225 Destilados 119

abr/13 abr-13 396 221 118

Demanda e Oferta de Petróleo

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-14 355 233 120

fev/14 fev-14 362 232 113

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

Realizado

Projeção

Variação %

2010

2011

2012

(a) Demanda Mundial

86,94

88,04

88,96 90,00

90,19

91,91

92,25

91,14

1,27

Oferta Não-OPEP

52,30

52,45

52,85 54,18

55,14

54,95

55,4

56,46

55,49

2,42

Condensado OPEP (LGN+Não convencionais)

4,98

5,37

5,57

5,80

5,88

5,93

5,97

6,01

5,95

2,59

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

57,28

57,82

58,42 59,98

61,02

60,88

61,37

62,47

61,44

2,43

Diferença (a) - (b)

29,66

30,22

30,54 30,02

29,17

29,31

30,54

29,78

29,70

-1,07

Produção de Petróleo OPEP (1)(2)(3)

29,23

29,79

31,13 30,21

Excesso / Falta(-) de produção de petróleo da -0,429 -0,432 0,592 OPEP

2013 1trim14 2trim14 3trim14 4trim13 2014

0,19

2014/2013

(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: Dez13=29,708 milhões de b/d; Jan14=29,857 milhões de b/d; Fev14=30,115 milhões de b/d. (5) nd = não disponível

A publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR de março apresenta projeção para demanda mundial por petróleo em 2014 no valor de 91,14 milhões de b/d. No ano de 2013, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,02 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 30,21 milhões de b/d, ou seja, cerca de 190 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/ consumidores, de cerca de 70 milhões de barris no ano. Para 2014, a projeção para a oferta mundial de petróleo

não OPEP é de 61,44 milhões de b/d, um aumento de 1,46 milhões de b/d em relação à de 2013, aumento de 2,4%. A necessidade de óleo produzido pelos países membros da OPEP deverá ser da ordem de 29,7 milhões de b/d. No primeiro bimestre de 2014, a OPEP já produziu cerca de 30 milhões de b/d, um excedente de 300 mil b/d.

Março 2014 Ano VI – Número 3

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

Março 2014 Ano VI – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Exploração

I. Declarações de comercialidade (Fevereiro/2014) Bloco

Operadora

Campo

Bacia

Data

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

Petrobras

SUL DE LULA

Santos

19/12/2013

FRANCO

Petrobras

Búzios

Santos

19/12/2013

BM-S-9

Petrobras

LAPA

Santos

19/12/2013

Statoil

PITANGOLA

Campos

06/12/2013

C-M-529 Fonte: ANP

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

Petrobras

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Campos

Santos

Sergipe

Recôncavo

Shell

Campos

Statoil

Campos

Total Fonte: ANP

TERRA Nº de Poços Concluídos Operador

Petrobras

Total Fonte: ANP

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Espírito Santo

Potiguar

Recôncavo

Sergipe

Março 2014 Ano VI – Número 3

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

2013

2014

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL

*Fonte: ANP

TERRA Evolução de Poços Concluídos Poços

2013

2014

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Exploratórios Pioneiros

Extensão/Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL *Fonte: ANP

IV. Evolução do Número de Poços Concluídos por Bacia (Fevereiro/2014) Evolução do Número de Poços Concluídos 2014

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Jan

Fev

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

Total

Bacia

Fonte: ANP

Março 2014 Ano VI – Número 3

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

jan/14

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

fev/14

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

Terra

Mar

Total de Sondas

Alvopetro

Parnaíba Gás

Petrobras

Queiroz Galvão

Repsol Sinopec

Shell

Statoil

Total

UTC

Vipetro

Total Fonte: ANP

Produção

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

I. Evolução da Produção de Petróleo e Gás Natural em milhares de b/d (Novembro/2013) 2012

Petróleo

2013

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Offshore

1.864

1.920

1.875

1.836

1.673

1.743

1.817

1.926

1.804

1.839

1.921

1.908

1.910

Onshore

181

188

181

184

183

176

174

175

176

174

175

2.045 2.108 2.056 2.020 1.856 1.926 1.994 2.103 1.978 2.014 2.097 2.082 2.084

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

Evolução da produção em milhares de b/d 2.500 2.000 1.500

Onshore

1.000

Offshore

500 0 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13

Março 2014 Ano VI – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da Produção por Concessionário em boe/d Média Média Média 2011 2012 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun Jul Ago Set Out Nov 1.930.763 1.889.150 1.836.931 1.875.371 1.829.178 1.752.968 1.830.551 1.801.118 1.882.868 1.794.222 1.820.666 1.889.891 1.871.552 1.857.863 Petrobras 22.037 36.801 42.466 47.040 45.074 4.242 7.223 51.884 54.445 47.178 49.850 52.249 54.000 53.942 Statoil 12.253 21.564 34.479 25.851 30.927 31.013 33.466 27.928 38.017 35.332 38.102 38.998 35.290 44.348 BG 3.958 24.534 28.311 31.360 30.050 2.828 4.815 34.590 36.297 31.452 33.233 34.833 36.000 35.961 Sinochem 45.366 35.119 21.459 24.726 29.668 16.295 8.072 21.961 21.230 17.061 22.116 23.444 26.933 24.549 Shell 3.667 8.606 10.534 9.102 9.581 9.743 9.271 6.742 10.875 11.319 11.834 12.263 10.761 14.380 Petrogal 8.724 6.630 12.435 8.871 12.137 11.695 14.418 14.449 14.412 11.164 12.472 12.544 12.452 12.169 Repsol Sinopec 36.961 6.421 5.668 0 0 0 17 6.039 10.616 8.369 6.129 9.292 11.041 10.845 Chevron 8.787 6.515 4.034 4.209 5.249 1.154 851 4.336 3.994 2.711 4.824 4.626 5.221 7.199 ONGC 558 6.133 BC-10 520 5.721 HRT 6.259 4.803 4.633 5.299 5.253 5.468 4.688 4.820 5.024 4.299 3.389 4.571 4.339 3.814 Maersk 13.077 2.266 1.949 0 0 0 6 2.132 3.747 2.954 2.163 3.279 3.897 3.256 Frade Japão 1.297 1.183 810 867 871 869 768 673 832 845 825 812 776 777 El Paso 664 575 591 628 562 563 601 562 582 606 609 612 585 590 Petrosynergy 104 321 831 665 925 958 948 891 952 1.050 910 1.006 373 467 Gran Tierra 131 196 206 199 189 170 172 184 185 206 206 236 231 293 Nova Petróleo 184 292 270 268 284 319 117 267 287 291 277 291 291 280 Queiroz Galvão 272 204 303 289 346 344 310 323 316 244 315 304 284 256 Sonangol 162 152 145 127 126 157 160 148 115 140 125 123 177 200 Recôncavo E&P 167 161 148 127 130 120 106 165 170 167 162 166 158 157 Partex 28 83 44 69 108 Petro Vista 0 8.682 4.620 12.733 10.977 8.027 1.746 6.539 9.428 962 101 101 101 101 OGX/Parnaíba 8 50 114 8 15 161 172 203 221 234 67 35 55 86 UP Petróleo 69 40 49 19 52 53 42 35 41 32 50 47 103 65 UTC 41 65 60 60 63 71 26 59 64 65 61 65 65 62 Brasoil 41 65 60 60 63 71 26 59 64 65 61 65 65 62 Panoro 0 0 22 0 0 0 0 0 29 43 43 43 43 43 Petra 376 93 34 39 27 41 39 35 32 38 17 18 47 38 Alvopetro 46 17 21 6 34 24 16 12 14 12 12 8 64 33 Potióleo 0 24 54 33 47 49 57 77 60 65 57 57 59 32 Santana 23 22 27 12 17 27 25 22 27 20 37 38 38 31 Aurizônia 22 12 13 12 13 11 14 11 11 8 13 12 4 29 Cheim 9 18 23 28 28 EPG 153 6 16 1 2 18 19 23 25 26 17 9 14 22 TDC Central 2 16 18 21 21 20 17 18 9 18 18 18 17 19 Resources 37 26 18 12 13 13 3 28 29 20 22 25 18 18 Severo Villares 4 10 13 4 7 14 13 11 9 7 19 20 21 17 Phoenix 23 10 18 15 18 14 22 20 23 21 21 18 14 13 Silver Marlin 7 7 5 6 6 5 7 4 0 0 7 6 6 6 Egesa 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Ral 5.798 7.204 6.430 7.949 7.880 8.203 7.032 7.230 7.536 6.449 5.084 6.856 6.509 0 BP 3 2 1 2 2 2 2 2 1 2 2 1 0 Genesis 2000 0 0 0 0 0 0 0 0 Quantra 1 0 0 0 ERG 0 0 0 0 0 Panergy 1 0 0 0 0 ArClima 7 3 Vipetro 88 0 BrazAlta 0 Allpetro 7 1 Odebrecht 2 0 Nord 2 0 Mercury 12 Koch 0 Orteng 0 Delp 0 Logos Devon 2.101.606 2.061.846 2.012.402 2.055.988 2.019.808 1.855.730 1.925.838 1.993.601 2.102.587 1.977.695 2.014.020 2.097.049 2.081.701 2.084.017 TOTAL Fonte: ANP Nota: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.

Março 2014 Ano VI – Número 3

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 Média Média 2011 2012 2013 Petrobras

Statoil

jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 BG

Sinochem

Shell

Petrogal

Repsol Sinopec

Chevron

Outras

III. Evolução da Produção de Petróleo por Bacia Produção Novembro 2013 (Mil bbl/dia) Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013

Bacia

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Campos

1.756

1.778

1.708

1.614

1.712

1.656

1.487

1.528

1.624

1.675

1.560

1.592

1.648

1.664

1.606

Santos

126

179

116

136

137

166

146

203

199

196

222

195

255

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

Total 2.055 2.105 2.061 2.016 2.054 2.017 1.853 1.923 1.993 2.101 1.974 2.011 2.094 2.079 2.081 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 Média Média Média jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 2010 2011 2012 2013 Campos

Santos

Potiguar

Outras bacias

Março 2014 Ano VI – Número 3

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

300 SAPINHOÁ

250 BALEIA AZUL

200

150 LULA

100

POÇOS DE DIVERSOS OUTROS CAMPOS

F M A M J

J A S O N D J

F M A M J

2011

J A S O N D J

F M A M J

2012

J A S O N

2013

NÚMEROS DE POÇOS EM PRODUÇÃO

LULA

B.AZUL

SAPINHOÁ

OUTROS

TOTAL

Nota. São destacados no gráfico os três campos que produzem somente dos reservatórios do Pré-sal: Lula e Sapinhoá, na Bacia de Santos, e Baleia Azul, na Bacia de Campos. No grupamento "Outros" são incluídos poços que produzem de reservatórios do Pré-sal em campos que produzem regularmente de poços em reservatórios pós-sal, listados, a seguir, com o número de poços do Pré-sal , em 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

Março 2014 Ano VI – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

I. Volume de Petróleo e Derivados Processados (Dezembro/2013) Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Dezembro

Riograndense (RS)

14.146

15.121

16.058

15.706

16.954

Pólo Guamaré (RN)

32.749

34.280

36.456

37.272

37.717

Refap (RS)

150.295

150.026

156.858

198.513

202.794 8.485

Refinaria

2013

Lubnor (CE)

7.945

6.971

7.847

8.412

Manguinhos (RJ)

4.210

10.062

10.451

277

813

Reduc (RJ)

221.986

217.471

227.317

243.720

254.806

Regap (MG)

147.304

133.548

148.203

149.602

161.427

Reman (AM)

42.153

42.795

37.914

38.895

42.765

Repar (PR)

171.512

194.448

199.379

195.089

65.006

RLAM (BA)

263.185

239.096

241.537

280.192

298.844

464

1.070

1.572

1.233

1.329

160.529

151.751

156.724

175.769

179.670

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

56.799

322.252

379.309

395.434

426.329

434.451

242.720

241.965

246.914

230.815

253.362

8.583

5.220

789

116

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.055.343

2.015.338

II. Volume de Óleo Refinado por Refinaria (Dezembro/2013) Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Refinaria Riograndense (RS)

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Dezembro

14.146

15.121

16.058

15.706

16.954

2013

Pólo Guamaré (RN)

32.749

34.280

36.456

37.272

37.717

Refap (RS)

150.295

150.026

156.858

198.513

202.794

Lubnor (CE)

7.945

6.971

7.847

8.412

8.485

Manguinhos (RJ)

4.210

10.062

10.451

277

813

Reduc (RJ)

221.986

217.471

227.317

243.720

254.806

Regap (MG)

147.304

133.548

148.203

149.602

161.427

Reman (AM)

42.153

42.795

37.914

38.895

42.765

Repar (PR)

171.512

194.448

199.379

195.089

65.006

RLAM (BA)

263.185

239.096

241.537

280.192

298.844

464

1.070

1.572

1.233

1.329

160.529

151.751

156.724

175.769

179.670

36.493

42.937

53.267

53.456

56.799

322.252

379.309

395.434

426.329

434.451

242.720

241.965

246.914

230.815

253.362

8.583

5.220

789

116

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.055.343

2.015.338

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

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

Março 2014 Ano VI – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Importações e Exportações

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

Petróleo (bep/dia) Imp

Exp

Derivados (bep/dia)

Saldo

Imp

Exp

GN (bep/dia)

Saldo

Imp

Saldo

Total (bep/dia) Imp

Exp

Saldo

914.568

-76.940

2010 (média)

336.142

664.728 328.586 435.860

249.840 -186.020 219.506 -219.506 991.508

2011 (média)

390.145

636.341 246.196 482.684

245.831 -236.853 181.914 -181.914 1.054.743 882.172 -172.571

2012 (média)

309.090

576.819 267.729 431.179

271.938 -159.241 226.547 -226.547 966.816

2013 (média)

400.319

401.096

777

485.479

258.554 -226.925 286.794 -286.794 1.172.593 659.650 -512.942

jan/14

316.368

405.168

88.801

532.398

231.808 -300.590 243.045 -243.045 1.091.810 636.977 -454.834

848.756 -118.060

Fonte: ANP Importações e exportações em boe/dia 1.200.000

Total 1.000.000

800.000

Petróleo 600.000

Derivados

400.000

Gás Natural

200.000

0 2010 2011 2012 2013 jan/14 (média) (média) (média) (média) -200.000

-400.000

-600.000

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

Março 2014 Ano VI – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução das Exportações de Petróleo por País Evolução das Exportações por País (Milhões US$ F.O.B) Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2014

Estados Unidos

321

493

465

290

392

China

338

449

403

336

192

Chile

153

105

Demais Países

595

765

735

341

422

1.346

1.860

1.692

1.061

1.111

País

Total

Jan

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

Estados Unidos

Média 2013

China

Chile

jan/14

Demais Países

IV. Evolução das Importações de Petróleo por País Evolução das Importações por País (Milhões US$ F.O.B) Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2014

Nigéria

467

679

630

747

662

Arábia Saudita

158

224

241

232

Argélia

117

Iraque

183

Guiné Equatorial

Estados Unidos

Demais Países

110

117

841

1.173

1.117

1.360

1.087

País

Total

Jan

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

Média 2011

Arábia Saudita

Argélia

Média 2012 Iraque

Média 2013

Guiné Equatorial

jan/14 Estados Unidos

Demais Países

Março 2014 Ano VI – Número 3

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

455.232.532

Fevereiro 2014 477.324.927

Municípios

317.515.455

370.057.700

471.720.697

465.229.093

526.975.746

552.589.238

Fundo Especial

74.342.158

86.131.635

109.668.657

107.819.280

122.268.053

128.278.362

Comando da Marinha

148.684.317

172.263.270

200.496.454

195.771.340

199.960.925

209.665.545

MCT

115.295.999

133.902.931

151.394.993

146.058.290

141.506.085

148.379.516

FUNDO SOCIAL

37.812.007

40.307.033

93.131.944

97.891.025

EDUCAÇÃO E SAÚDE

10.956

Total Fonte: ANP

931.242.483 1.082.329.137 1.379.158.557 1.349.269.630 1.539.075.285 1.614.128.614

Março 2014 Ano VI – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Royalties

Gás Natural

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

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

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

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

jul/13 -

ago/13 set/13 -

out/13 nov/13 -

12,1433 12,8214 12,7771 13,2637 13,6300 13,5641 13,4329 13,4837 12,6266 12,1825 11,6054 11,9717 12,4195 12,3680

Sudeste (Importado)

8,9354 10,0552 10,1206 10,2048 10,2048 10,2048 10,2295 10,2295 10,2295 10,0054 10,0054 10,0054 10,0039 10,0039

Sudeste (Nacional)

11,5509 12,3605 12,5094 12,9965 13,3597 13,2951 13,1670 13,1717 12,3346 11,8730 11,3731 11,7322 12,2242 12,0765

Sul (Importado)

8,9278

9,6544 10,1399 10,2263 10,2263 10,2263 10,2587 10,2587 10,2587 10,0247 10,0247 10,0247 10,0050 10,0050

Sul (Nacional) Centro Oeste 10,1258 11,4063 11,4181 11,5147 11,5147 11,5147 11,5546 11,5546 11,5546 11,2870 11,2870 11,2870 11,2650 11,2650 (Importado) Centro Oeste (Nacional) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Dezembro de 2013 *Preços do Gás nacional sem o desconto dado para as distribuidoras das regiões Nordeste e Sudeste, a exceção da GASMIG

II. Preços internacionais do Gás Natural (Novembro/2013) Preços do Gás Natural (Novembro 2013) Preços Internacionais Média Média Média jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 (US$/MMBtu) 2011 2012 2013 Gás russo na fronteira da Alemanha

10,23

11,56

11,21

11,39

11,36

11,64

11,41

11,32

10,98

10,97

10,96

10,93

10,96

NBP *

9,35

8,91

10,37

10,60

10,24

10,29

10,33

9,81

9,88

9,94

10,09

10,50

11,05

11,35

Henry Hub

4,00

2,72

3,68

3,33

3,81

4,17

4,04

3,83

3,62

3,42

3,62

3,68

3,64

Petróleo Brent

19,82

19,83

19,36

20,12

20,75

19,46

18,33

18,36

18,37

19,19

19,82

19,88

19,43

19,20

16,93 16,77 17,45 16,86 16,98 16,59 16,39 16,88 17,07 18,63 18,99 18,94 17,91 16,72 Petróleo WTI Petróleo Brent (US$/ 111,25 111,31 108,64 112,93 116,46 109,24 102,88 103,03 103,11 107,72 111,24 111,60 109,08 107,77 Bbl) Petróleo WTI (US$/ 95,04 94,12 97,95 94,65 95,30 93,12 92,02 94,72 95,79 104,55 106,61 106,29 100,54 93,87 Bbl) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Dezembro de 2013 * Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

Março 2014 Ano VI – Número 3

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

Média 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013

PRODUÇÃO NACIONAL

2013 Nov

395.252

414.687

443.935

482.932

497.272

Reinjeção

78.811

69.628

60.885

65.225

80.006

Queima e Perda

41.764

30.254

24.845

22.014

23.901

Consumo nas Unidades de E&P Consumo nas Unidades de Transporte e Armazenamento / Ajustes

61.137

63.842

66.483

68.119

69.314

14.781

16.605

19.750

27.486

25.788

Absorção em UPGNs (GLP, C5+) Oferta de Gás Nacional ao Mercado

22.392

21.574

22.140

22.329

22.580

176.366

212.784

249.894

277.758

275.745

217.313

179.260

226.685

299.709

293.483

169.259

168.944

173.221

199.701

199.010

1.510

48.054

10.315

53.463

98.498

94.536

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Dezembro de 2013 IMPORTAÇÃO Bolívia Argentina Gás Natural Liquefeito - GNL Consumo em Transporte na Importação

5.598

5.850

7.045

6.793

211.715

173.410

220.835

292.665

286.690

388.081

386.194

470.729

573.568

564.448

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

299.835

359.274

434.940

414.184

70.949

79.818

76.484

75.792

15.473

31.638

62.143

74.471

55,1%

53,9%

49,0%

49,2%

388.018

386.194

470.729

573.568

564.448

Industrial

222.722

256.939

263.040

257.190

262.662

Automotivo

34.594

33.965

33.462

31.952

32.455

Residencial

4.969

5.472

5.787

6.164

7.296

Comercial

3.963

4.277

4.529

4.592

Geração de Energia Elétrica

99.190

65.540

144.854

257.253

241.340

Co-geração

18.240

18.932

18.366

15.725

15.347

Outros (Inclui GNC)

4.277

1.069

692

755

Oferta de Gás Importado ao Mercado

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

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Dezembro de 2013 Balanço do gás natural em boe/dia 700.000 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

nov/13

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

Março 2014 Ano VI – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS IV. Evolução da Produção de Gás Natural por Concessionário Média Média Média 2011 2012 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Petrobras 310.259 337.542 351.972 368.841 363.884 368.271 359.628 343.133 364.183 356.039 347.283 348.958 311.470 340.001 OGX/Parnaíba 0 313 16.510 2.251 8.561 10.492 18.148 17.299 20.229 19.158 19.893 19.776 21.133 24.665 Queiroz 11.634 17.357 16.864 18.592 18.677 18.590 5.504 18.167 18.561 18.177 16.656 18.090 16.983 17.511 Petra 0 2 7.016 800 3.529 4.392 7.758 7.328 8.537 8.200 8.525 8.475 9.057 10.571 El Paso 6.774 6.559 4.667 4.972 4.952 4.930 4.319 3.878 4.877 4.801 4.725 4.706 4.597 4.578 Brasoil 2.585 3.857 3.748 4.131 4.151 4.131 1.223 4.037 4.125 4.039 3.701 4.020 3.774 3.891 Panoro 2.585 3.857 3.748 4.131 4.151 4.131 1.223 4.037 4.125 4.039 3.701 4.020 3.774 3.891 BG 2.317 4.856 5.260 5.924 7.100 7.102 6.828 5.279 6.208 5.208 4.765 4.153 1.867 3.422 Shell 2.378 2.179 1.390 1.481 1.859 1.345 647 1.364 1.243 978 1.186 1.588 1.834 1.763 Petrogal 690 1.985 1.947 2.273 2.365 2.394 2.305 1.748 2.143 2.166 1.969 1.737 841 1.472 Repsol Sinopec 982 595 1.408 1.315 2.119 2.092 2.062 1.824 1.719 858 889 890 886 836 Chevron 2.765 519 368 0 0 0 4 416 686 550 412 597 709 670 Statoil 271 370 326 334 338 59 72 391 427 357 383 399 414 409 ONGC 233 228 166 151 213 48 41 188 148 117 197 199 218 305 Sinochem 44 247 217 223 226 39 48 261 284 238 255 266 276 273 BC-10 24 260 Frade Japão 978 183 128 0 0 0 1 147 242 194 145 211 250 217 HRT 9 96 Petrosynergy 69 90 88 119 108 100 98 82 80 81 75 73 70 82 Maersk 91 78 79 103 98 99 75 77 77 70 54 74 72 64 Gran Tierra 7 39 91 74 103 107 106 100 107 117 102 96 38 50 UTC 12 10 14 5 12 13 16 14 16 13 16 18 18 18 Potióleo 10 4 6 2 8 5 6 5 6 5 4 3 7 11 Recôncavo 4 3 5 3 3 3 3 3 3 4 3 7 9 10 Petro Vista 3 9 9 2 4 9 Nova Petróleo 4 5 5 5 5 3 3 3 3 3 4 8 8 9 UP Petróleo 0 2 10 0 0 16 16 16 21 25 7 2 3 8 Aurizônia 3 6 9 3 4 8 9 9 9 7 11 15 11 7 Sonangol 10 18 11 10 11 11 10 11 11 9 13 12 12 7 Cheim 2 2 3 3 3 2 3 2 2 2 3 2 1 6 EPG 2 4 4 5 6 6 Phoenix 0 3 5 2 3 5 6 6 5 4 7 9 7 4 Severo Villares 6 5 3 2 2 2 0 4 4 3 4 4 4 3 Alvopetro 38 8 3 3 2 3 3 3 3 3 1 1 4 3 Santana 0 2 4 3 4 4 5 6 5 5 5 5 5 2 TDC 12 0 1 0 0 0 2 2 2 3 2 0 1 2 Partex 0 1 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 Silver Marlin 5 1 2 1 2 1 2 2 2 2 2 2 1 1 Central 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1 Egesa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1 Ral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0 70 123 58 127 108 129 88 111 65 4 2 0 ERG Genesis 2000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0 BP 136 109 154 149 116 116 105 81 111 109 117 147 113 0 0 0 Quantra 0 0 0 0 0 0 0 0 Panergy 30 53 25 55 46 55 38 48 28 2 1 Anadarko 0 0 0 0 0 0 0 Devon 0 0 0 0 0 0 0 Allpetro 0 0 ArClima 0 0 0 0 0 BrazAlta 2 0 Koch 0 Mercury 0 0 Odebrecht 0 0 Orteng Vipetro 0 0 345.005 381.222 416.300 416.108 422.794 428.734 410.415 410.120 438.303 425.588 415.095 418.535 378.473 415.131 Total Fonte: ANP *Nota: Não Inclui Reinjeção

Março 2014 Ano VI – Número 3

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 Média Média 2011 2012 2013

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

Petrobras

Biodiesel

OGX/Parnaíba

Queiroz Galvão

Petra

Outras

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

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

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Jan

3.471

15.579

18.332

29.914

37.805

39.161

45.957

49.440

Fev

3.804

16.719

18.021

39.996

39.712

46.546

46.216

Mar

4.593

12.920

26.781

43.450

47.369

44.814

46.819

Abr

3.936

13.492

22.110

38.766

42.012

38.236

53.168

Mai

5.276

15.420

21.033

41.133

44.736

43.221

49.899

Jun

5.694

21.546

29.591

42.968

48.552

45.056

49.572

Jul

5.421

21.870

31.359

42.088

50.703

46.735

52.889

Ago

8.919

22.224

33.901

46.902

50.305

51.622

50.240

Set

9.647

27.729

33.658

46.123

49.055

52.885

52.984

Out

10.877

25.731

31.816

40.558

48.266

51.234

56.404

Nov

11.825

24.743

34.844

43.582

49.729

51.735

55.555

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

9.945

22.735

30.523

38.115

44.002

49.486

43.494

6.951

20.059

27.664

41.133

46.021

46.728

50.267

49.440

Evolução da produção de biodiesel em boe/dia

Março 2014 Ano VI – Número 3

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

Média Média Média 2011 2012 2013 Jan

2013

2014

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Bahia

2.273

3.973

3.353

4.224

4.270

4.102

4.197

3.186

3.311

3.303

3.145

3.374

3.037

2.368

1.724

1.251

Ceará

767

1.072

1.451

1.703

1.559

1.569

1.691

1.404

1.355

1.447

1.355

1.311

1.535

1.336

1.153

874

Goiás

8.712 10.327 9.928

9.361 10.467 9.704 10.571 9.666 10.076 10.217 9.504

9.932 11.438 10.104 8.098

8.463

Mato Grosso

8.615

8.153

7.198

5.936

5.433

8.364

9.726

6.768

7.575

7.700

8.028

5.576

7.600

7.650

6.022

9.424

Minas Gerais

1.320

1.377

1.518

1.622

1.560

1.687

1.666

1.192

1.758

1.447

1.565

1.575

1.816

1.276

1.047

1.010

1.979

2.064

3.623

2.359

2.489

2.385

1.914

2.425

2.851

4.295

4.832

4.969

4.425

5.281

5.252

5.416

Pará Paraná Piauí

São Paulo

5.085

2.725

2.840

3.474

3.606

3.541

4.086

2.270

1.052

2.112

1.982

2.420

2.730

3.567

3.236

2.863

Tocantins

1.744

1.207

839

426

310

1.090

1.742

786

687

345

417

876

972

1.475

936

1.029

Rio Grande do Sul 14.856 13.860 15.211 13.510 12.569 11.852 14.178 17.542 16.410 18.020 15.992 17.139 17.150 17.021 11.146 13.625 Rondônia

Maranhão Mato Grosso do Sul Rio de Janeiro

535

1.530

3.261

2.868

3.467

2.280

3.088

3.812

3.717

2.776

2.331

4.262

4.167

3.469

2.894

3.624

133

293

154

268

281

167

151

179

221

153

177

245

Santa Catarina

657

592

464

845

686

1.173

1.072

1.525

1.528

1.616

144

233

206

203

213

246

184

234

215

250

197

243

329

282

46.058 46.726 50.267 45.957 46.216 46.819 53.168 49.899 49.572 52.889 50.240 52.984 56.404 55.555 43.494 49.440 Brasil Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Etanol

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

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

Etanol Anidro

Etanol Hidratado

Etanol Total

05/06

132.045

140.346

272.391

06/07

139.200

169.805

309.005

07/08

145.864

240.933

386.797

08/09

165.502

310.207

475.710

09/10

119.554

323.984

443.538

10/11

138.329

337.355

475.684

11/12

148.605

242.667

391.273

12/13

167.034

237.161

404.195

13/14(*)

262.833

358.783

621.615

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

27.185

125.451

152.635

01-mai-13

89.427

253.874

343.302

01-jun-13

183.546

319.387

502.933

01-jul-13

208.091

330.135

538.226

01-ago-13

244.757

354.197

598.954

01-set-13

270.937

376.591

647.528

01-out-13

282.303

385.695

667.997

01-nov-13

285.996

383.737

669.733

01-dez-13

281.991

379.048

661.039

01-jan-14 * Posição em 01/12/2013 Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe

262.833

358.783

621.615

Março 2014 Ano VI – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da exportação de etanol Evolução da Exportação de Etanol 2013

Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013 Jan

Ano

Fev Mar Volume 32,7 33,8 52,2 50,2 71,4 46,8 15,0 (Mil boe/dia) US$ FOB 84,5 119,7 182,2 155,7 230,3 136,8 50,8 (Milhões US$) Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe Evolução da exportação

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

21,7

28,6

58,8

71,7

99,4

62,3

68,4

38,5

19,5

71,9

93,9 188,5 223,5 314,3 182,3 204,4 113,8 58,5

de etanol

120 100 80 60 40 20 0

350 300 250 200 150 100 50 0 Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013

jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 Volume (Mil boe/dia)

US$ FOB (Milhões US$)

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013

Estados

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013

2,40

2,48

2,52

2,64

2,65

1,83

2,09

2,17

2,26

2,27

Dez

1,98

2,27

2,43

2,47

1,84

2,10

2,12

2,24

2,29

2,02

2,29

2,32

2,44

1,97

2,28

2,25

2,40

2,45

2,18

2,28

2,30

2,42

2,54

1,58

1,96

1,99

2,00

2,01

1,86

2,10

2,11

2,25

1,84

2,24

2,23

2,29

2,33

1,87

2,12

2,16

2,33

2,36

1,95

2,22

2,23

2,42

2,48

2,00

2,20

2,26

2,29

2,36

2,08

2,38

2,41

2,45

2,49

2,02

2,38

2,46

2,49

2,50

2,29

2,45

2,54

2,67

2,75

1,52

1,97

1,90

1,97

2,13

1,97

2,37

2,43

2,46

2,43

1,85

2,17

2,19

2,35

2,33

1,94

2,35

2,38

2,41

1,80

2,15

2,13

2,10

1,93

2,22

2,41

2,47

1,78

2,07

2,13

2,16

2,20

1,51

1,87

1,90

1,89

1,68

1,95

1,98

2,00

2,03

1,89

2,11

2,17

2,26

2,28

PA Fonte: ANP

2,08

2,33

2,34

2,53

2,54

Brasil

1,91

2,20

2,23

2,32

2,35

Evolução dos preços do etanol hidratado (R$/litro) 3 2,8 2,6 2,4 2,2 2 1,8 1,6 1,4 Média 2010

Média 2011

São Paulo (mais barato)

Média 2012 Média

Média 2013

dez/13

Roraima (mais caro)

Março 2014 Ano VI – Número 3

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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