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

ISSN 2176-5464

Março 2013 Ano V – Número 3

Sumário

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O déficit comercial e o setor petróleo, por Wagner Freire..02

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

mercado

internacional................................04

Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis....11 Agenda......................................................28

Prezada leitora, prezado leitor, O grande destaque do mês, como não poderia deixar de ser, ficou por conta da divulgação do Plano de Negócios da Petrobras, que ocorreu no último dia 15. O plano totaliza US$ 236,7 bilhões, dos quais US$ 147,5 serão destinados ao E&P. Manteve-se o patamar de investimentos do plano de negócios anterior. No que diz respeito ao E&P, a grande novidade é que nos próximos anos a ênfase recairá sobre o desenvolvimento da produção (73% do total). Ademais, não há inclusão de novos projetos, exceto para exploração e produção de petróleo e gás no Brasi. Há, assim, uma clara ênfase na meta de concretizar o patamar de produção de 4,2 milhões de barris em 2020. Divulgado em um momento em que a companhia enfrenta dificuldades, o PN prevê também a implementação de cinco programas almejando aprimorar a sua economicidade: Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef), Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), Programa de Desinvestimento (Prodesin), Programa de Otimização de Infraestrutura Logística (Infralog) e Programa de Redução de Custos de Poços (PRCPoço). 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 petróleo, gás e biocombustíveis no Brasil. Apresentamos também uma análise assinada por Wagner Freire sobre o impacto do aumento das importações de petróleo e derivados no setor petróleo. Desejamos uma ótima leitura!

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Março 2013 Ano V – Número 3

O MERCADO NACIONAL

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O DÉFICIT COMERCIAL BRASILEIRO E O SETOR PETRÓLEO POR WAGNER FREIRE

O Brasil está iniciando o ano de 2013 com um apreciável déficit na balança comercial e o setor petróleo, entendase, a importação líquida de petróleo, derivados de petróleo e gás natural, é um dos principais responsáveis pelo saldo negativo. É provável que, ao longo do tempo, o balanço geral melhore e até fechemos este ano com saldo positivo. Entretanto, o saldo negativo do setor petróleo deverá continuar e crescer, neste ano e nos próximos. A figura abaixo ilustra a situação do setor nos últimos anos, permitindo observar-se que o déficit no período acumulado de um ano, de fevereiro de 2012 a janeiro de 2013, alcançou o montante de US$8,57 bilhões. Contribuíram para o saldo negativo a importação líquida de derivados, num montante de US$8,63 bilhões e a importação de gás natural, principalmente da Bolívia, no montante de US$5,65 bilhões. O petróleo tem um saldo positivo de US$5,71 bilhões embora, em relação aos dois últimos anos, esse saldo tenha diminuído. Exportase petróleo pesado e importa-se petróleo leve por falta de condições técnicas das refinarias brasileiras refinarem todo o petróleo pesado produzido no Brasil. Claro que nessa operação saímos perdendo. Em janeiro deste ano, por exemplo, exportamos 10,63MM de barris e importamos 5,15MM de barris de petróleo, com a diferença de preço

de US$22,29 por barril, pois o petróleo pesado tem uma cotação inferior à do petróleo leve. Com relação ao saldo negativo na importação de derivados ele é devido principalmente à importação de diesel, nafta, gasolina e GLP. Quanto à gasolina, diga-se de passagem, não faz muito tempo, éramos exportadores, mas de 2011 para 2012, a importação líquida dobrou, de 10 para 20 milhões de barris. Quanto aos demais produtos, somos tradicionais importadores. É bem conhecido o embasamento para a importação crescente de gasolina: o estímulo à venda de automóveis, com a diminuição de impostos e os preços de venda do combustível (sem impostos) abaixo dos preços do mercado internacional. Uma das consequências dos preços baixos da gasolina foi seu impacto na produção do etanol no Brasil, que além dos percalços climáticos e creditícios que impactaram sua produção, passaram a contar com outra variável implacável: o descolamento do referencial de preços com a gasolina, que prevalece, por exemplo, no mercado americano. A consequente baixa disponibilidade de etanol levou o governo a diminuir o percentual de mistura do etanol à gasolina, contribuindo mais ainda para o aumento do consumo de gasolina.

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O MERCADO INTERNACIONAL Mas além da gasolina, o diesel também é comercializado por preço de realização, para os refinadores, muito abaixo dos preços que prevalecem no mercado internacional. Em 1998, por força de disposições da Lei do Petróleo que vigoraram até dezembro de 2001, os preços de realização das refinarias eram indexados aos preços prevalecentes na Costa do Golfo, nos EUA, e à cotação do dólar. Com o término dessa vinculação, os preços passaram a variar ao sabor ou às estratégias do Governo Federal, acionista controlador da Petrobras, ora beneficiando, ora prejudicando a companhia. Há algum tempo, o que se presencia é a limitação dos preços de venda do diesel e da gasolina, sempre abaixo dos preços de mercado, com graves prejuízos para a companhia, em níveis nunca antes observados. Em consequência, em 2012, as receitas da Petrobras ficaram estagnadas em relação ao ano anterior, em torno de US$145 bilhões, e seu lucro foi reduzido à metade, de US$19,99 bilhões para US$10,93 bilhões. O prejuízo do segmento de refino, transporte e comercialização praticamente dobrou, de US$5,73 bilhões, em 2011, para US$11,72 bilhões em 2012. Não é atoa que a companhia passa por grandes dificuldades, inclusive para condução de seus investimentos em setores estratégicos, e seu valor de mercado está abaixo de seu valor patrimonial. O aumento do suprimento de gasolina e diesel pelo refino do petróleo no País pode ser suprido pela construção de novas refinarias, algo que não se faz no Brasil há muitos anos. Mas aí, surgem novas dificuldades advindas da adequação, planejamento, custos e início de operações, dessas refinarias. Deixando de lado as refinarias “premium” do Maranhão e a do Ceará, a nosso ver, completamente fora da realidade do mercado brasileiro, restam as refinarias de Pernambuco e do Rio de Janeiro. A de Pernambuco, Abreu Lima, programada para 230 mil b/d, numa jamais

concretizada associação com a PDVSA, da Venezuela, tem previsões para início de operações de uma primeira fase, para fins de 2014. A do Rio de Janeiro, Comperj, com capacidade para processar 165 mil b/d, numa primeira fase, iniciaria as operações em meados de 2015. Um detalhe importante: ambas as refinarias não produzirão gasolina! Assim, além de termos que esperar cerca de dois anos para deixar de importar diesel, é impossível prever por quanto tempo ainda vamos continuar importando gasolina. Quanto ao gás natural, sua importância na geração de energia elétrica fica cada vez mais evidente com a imprevisibilidade típica do regime de chuvas e o aumento da demanda de energia. E, muito embora tenhamos um grande potencial para produção de gás no País, é pouco provável que possamos incorporá-lo à matriz energética com a rapidez que se faz necessário. Tudo indica que, também no caso do gás, vamos continuar dependentes da importação por muito tempo.

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O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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Um olhar abrangente sobre o mercado internacional de petróleo nestes primeiros meses do ano de 2013 revela que mudanças importantes encontram-se em curso tanto no comércio e suprimento como nos seus aspectos geopolíticos. Do lado da demanda, enquanto o eixo do crescimento se desloca de forma clara para o Oriente Médio e Ásia, observa-se uma retração persistente do consumo de derivados de petróleo nas sociedades industrialmente desenvolvidas – pelo segundo ano consecutivo houve queda no consumo médio americano por combustíveis. Em 2012, a redução foi de aproximadamente 400 mil b/d, cerca de 2%. Para atender a este comportamento assimétrico da demanda mundial, a adição de nova capacidade de refino e o processamento adicional desenvolve-se principalmente em países como a Índia, a China, a Coréia do Sul e outros da mesma região. Quanto ao suprimento de petróleo, o que vem ocorrendo é geograficamente o oposto. O petróleo de fontes não convencionais (correntes líquidas de shale oil e tight gas) reviveu e dinamizou a produção de petróleo dos Estados Unidos, que vem crescendo nos últimos anos de forma dramática e está alterando o curso da comercialização nos continentes banhados pelo Oceano Atlântico. Por exemplo, em 2007 os americanos importavam 1.084.000 barris/dia de petróleo da Nigéria, o 4º ano consecutivo em que os volumes médios ultrapassaram a casa do milhão de barris/dia. Em 2011 as estatísticas mostram que a média ficou abaixo de 800.000 barris/dia. Para 2012, os cálculos ainda estão sendo computados, mas não se espera que a média atinja 500.000 barris/dia. Da forma parecida, as importações dos Estados Unidos de petróleo de Angola mostram que, após terem atingido o pico de 513.000 barris/dia em 2006, recuaram para 335.000 barris/dia em 2011. Com o volume médio das exportações brasileiras de petróleo destinadas aos Estados Unidos se passou o mesmo, como mostra a tabela a seguir: 2006 Brasil

2007

2008

2009

2010

2011

133.244 165.197 176.356 295.403 254.534 232.203

No caso brasileiro, as exportações vinham crescendo em consonância com o aumento da produção doméstica, o que abrange o período de 2006 a 2009. A partir deste ano, ocorre a queda do volume médio anual. Cenários diversos para os próximos anos apontam para uma redução ainda maior do apetite de refinadores americanos para petróleos da bacia atlântica, notadamente pelos tipos mais leves. A refinadora Valero, segundo notícia recente colhida na imprensa especializada, importava tipicamente óleos

leves do Brasil, Nigéria e Norte da África, mas agora está processando quase 100% de petróleos leves das regiões domésticas de Eagle Ford, Bakken e Louisiana. Os analistas creem que, em poucos anos, cessará inteiramente a importação de petróleo do tipo leve pelos Estados Unidos, com os refinadores preferindo os óleos domésticos, que tem se mostrado muito competitivos e trazem a segurança que as fontes externas não podem oferecer. Para os produtores de petróleo que detém maior potencial de crescimento rápido, caso de Angola e do Brasil, estas transformações trarão desafios significativos e crescentes. Mesmo a exportação de óleos pesados está ameaçada, pelo aumento projetado da produção do Canadá e eventualmente, da Venezuela. Projeções indicam que, em 2016, o Brasil terá uma produção de petróleo de 2,5 milhões de barris/dia, que crescerá para até 4,2 milhões de barris/dia em 2020. Os volumes exportáveis poderão alcançar cerca de um milhão de barris/dia por essa época. Vários concessionários que operam no País disporão também de óleo para concorrer com a Petrobras no mercado internacional, por falta de opção de refino no Brasil e também por questões tributárias (os dados acima foram obtidos do Plano de Negócios da Petrobras e de outras fontes públicas, elaborados pela Assessoria Consultores em Energia). Voltando ao ponto inicial, parece clara a tendência de que vendedores de petróleo bruto produzidos no Brasil terão de se voltar para o mercado asiático, em busca de colocação para suas cargas de exportação. A competição será muito acirrada porque, além dos africanos já mencionados, os maiores exportadores entre os paises-membros da OPEP também estarão sob pressão. O citado aumento da produção americana em ritmo maior do que o crescimento da demanda impactará indiretamente todos os produtores do Oriente Médio, notadamente a Arábia Saudita. Com o país mais poderoso da atualidade tornando-se independente de fontes de energia de áreas politicamente instáveis, o mapa geopolítico será redesenhado para ajustar-se às mudanças em curso. Ainda deve ser mencionada a questão dos fretes. Os custos de transporte estão em 2013 em níveis tão baixos que muitas vezes não remuneram nem o custo operacional dos petroleiros. Mas, é possível que o período de fretes baixos seja seguido de um ciclo de alta dentro de poucos anos. Isto adicionará mais um fator de dificuldade para os exportadores de petróleo em países banhados pelo Oceano Atlântico, que serão obrigados a disputar o mercado asiático.

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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 2013 foram, respectivamente, US$ 92,19/b e US$ 112,42/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte: Cotações em fevereiro de 2013 (em US$/barril): Médias semanais

WTI

Brent

1ª semana (4 -8)

96,18

117,29

2] semana (11 -15)

96,95

118,10

3ª semana (18 -22)

94,38

115,30

4ª semana (25 fev 1 mar)

92,19

112,42

Média mensal janeiro 2013 *

94,76

112,96

Média mensal feveiro 2013 *

95,31

116,02

(*) 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.

A teoria econômica ensina que nos mercados competitivos os preços são originados pela interação dos diversos agentes econômicos e trazem importantes indicações, tanto para os ofertantes quanto para os demandantes. Por isso, o “preço correto” é um dos mais importantes componentes de um mercado eficiente.

igualmente produzidos no Mar do Norte, na composição da referência Brent. Os petróleos Forties e Oseberg foram considerados a partir de 2002 e o Ekofisk em 2007. Mas ainda assim, a produção dos petróleos BFOE (Brent, Forties, Oseberg e Ekofisk) vem se reduzindo e, atualmente, o número de cargas negociadas no mercado é metade do número de 2002. O sistema atual de apuração de preços da referência Mar do Norte estabelece que o petróleo de menor preço da cesta BFOE é tomado como base e os demais preços são obtidos com a soma de prêmios aos preços do óleo base. Desde a introdução do óleo produzido nos campos de Buzzard, que tem enxofre mais alto, na corrente Forties, este óleo “perdeu qualidade”; ficou, portanto, mais barato, e, assim, passou a ser a base de preços para os óleos do Mar do Norte. A Shell acaba de promover uma alteração no contrato padrão que usa para compra e venda de petróleo, chamado de Suko-90. Este padrão é amplamente utilizado no mercado a termo (forward market) dos óleos produzidos no Mar do Norte. A principal modificação foi a introdução de um “escalador de qualidade” (valor que aumenta ou diminui conforme a qualidade seja maior ou menor que a referência) para os tipos Brent, Oseberg e Ekofisk (BOE), três dos quatro tipos de óleo que podem ser entregues na liquidação dos contratos a termo. O escalador não se aplicará ao óleo Forties, que é o mais barato deles e já é “normalmente” utilizado nas liquidações dos contratos.

No mercado internacional de petróleo e derivados a regra fundamental é que fórmulas de preços são usadas na quase totalidade de contratos a termo ou spot.

Os diferenciais de qualidade deverão diminuir a atual diferença de preços entre o Forties, base de preços, e os demais óleos BOE. Os diferenciais, que vigorarão a partir de maio, serão estabelecidos a partir de fórmulas publicadas pela revista especializada em preços, o Platts.

Praticamente, não se encontram transações com preços fixos. Os participantes adotam, de forma quase unânime, preços de referência em suas fórmulas de compra e venda.

Por outro lado, o Platts também acaba de apresentar uma proposta de modificação na metodologia de apuração dos preços dos óleos do Mar do Norte.

O preço de referência deve refletir as condições de mercado. Deve ser o preço de um ativo com grandes volumes negociados, isto é, deve ter “liquidez”, ser transparente a todos e, por último, ter uma fonte de informação confiável, para reduzir as possibilidades manipulação de dados.

Além de tratar dos diferenciais de qualidade entre os óleos das correntes BFOE, o Platts sugeriu a retirada do Brent do sistema de escaladores de qualidade.

Na atualidade, duas das mais importantes referências do mercado de petróleo, os petróleos WTI (Estados Unidos) e o Brent (Mar do Norte) vêm enfrentando dificuldades. O mercado de petróleo do Mar do Norte, por exemplo, tem problemas de liquidez há décadas. A produção declinante, tanto no Reino Unido quanto na Noruega, provocou uma redução das cargas negociadas no mercado competitivo, trazendo dificuldades para a obtenção de preços representativos para o Brent, que é, sem dúvida, o óleo mais importante para a formação dos preços dos petróleos em escala global. A solução encontrada foi adicionar outros petróleos,

Esta proposta, a primeira vista surpreendente, é da maior relevância, uma vez que o Brent perdeu muito da sua liquidez no mercado, já que sua produção vem caindo, e a Shell, operadora dos campos que formam a corrente Brent, vem direcionando a quase totalidade das cargas para suas refinarias, tornando raras as cargas de Brent negociadas no mercado livre (AGM 08/02/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: Nos Estados Unidos, o sistema de dutos conhecido como Seaway, que teve sua capacidade recentemente ampliada para transportar até 400 mil b/d de petróleos da área central de Cushing (Oklahoma) para a região do Golfo Americano (USGulf), apresentou problemas operacionais e, por isso, nos próximos oito meses não poderá operar de

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O MERCADO INTERNACIONAL maneira “confiável” utilizando sua capacidade máxima.

afetaram a saúde da população”.

O fluxo estará condicionado à capacidade das empresas que atuam na ponta final do duto, no estado do Texas, receberem o petróleo que chega.

Ainda segundo o Platts, as conclusões do Professor Rech fazem parte de um relatório que foi produzido por solicitação do Ministério Público do Paraná. E, ainda mais, que os procuradores estaduais, em seis de fevereiro, iniciaram uma ação civil pública requerendo que “a Petrobras pague indenizações por danos ambientais, por prejuízos à saúde pública e, por último, que a unidade produtora seja fechada”.

O volume transportado pelo duto está limitado devido ao atraso na entrega de uma conexão com o terminal chamado de Echo (Echo Crude Terminal), pertencente à Enterprise, uma das proprietárias do duto. O Echo, localizado em Houston (Texas), é capaz de receber e armazenar até seis milhões de barris. A obra de conexão só deverá ficar pronta no quarto trimestre deste ano. O gargalo na chegada dos petróleos reduziu o volume de óleo transportado, pelo Seaway, para apenas 175 mil b/d, em janeiro (AGM 01/02/2013). 2. A entidade egípcia administradora do Canal de Suez, The Suez Canal Authority, acaba de promover importante avanço na utilização mais eficiente daquela via de transporte marítimo. Até agora, a passagem pelo canal de navio de grande porte do tipo VLCC (da sigla em inglês Very Large Crude Carrier) carregados de petróleo só podia ser efetuada no sentido norte e, assim mesmo, o navio deveria aliviar parte de sua carga, utilizando o oleoduto Sumed, que corre paralelo ao Canal. Ele chegaria à extremidade sul do duto, no Mar Vermelho, aliviaria parte da carga que seria transportada através do duto. O VLCC cruzaria o Canal de Suez no sentido Norte com a parte restante da carga, e na extremidade norte, já no Mar Mediterrâneo, o petróleo transportado pelo Sumed seria recarregado no navio. A partir de agora será permitido, também, que VLCCs carregados atravessem o canal de Suez no sentido sul. Isto é, será possível o transporte de petróleos disponíveis no noroeste da Europa e no Mediterrâneo para o demandado mercado asiático.

Em operação desde 1991, a unidade da Petrobras, denominada SIX, situada em São Mateus do Sul produz, atualmente, 7,8 mil b/d de óleo de xisto, além de gás, nafta e enxofre. A empresa, na ocasião, informou ao Platts que “ainda não havia sido citada no processo, mas que de toda forma adiantava que suas operações são sempre efetuadas cumprindo todas as exigências legais e ambientais” Platts Oilgram News de 8/2/2013. 4.No mês de janeiro de 2013, contrariando algumas projeções pessimistas que apontavam para a grande probabilidade de redução, a produção russa de petróleo aumentou mais de 1%, atingindo 10,43 milhões de b/d. De acordo com dados preliminares, a produção de petróleo naquele mês foi a maior, desde a separação da União Soviética, e apenas um pouco menor que o recorde de todos os tempos, que foi de 10,46 milhões de b/d, volume alcançado em novembro de 2012. Mas, a produção de petróleo da gigante TNK-BP, que em janeiro caiu 2,4%, está causando preocupação. Um de seus maiores campos em produção, o Samatior, continua em queda constante, tendo passado de 386 mil b/d no início do ano de 2012, para 371 mil b/d no final do ano. Na direção contrária, a Gazprom Neft liderou as empresas que tiveram aumento de produção, pois a sua cresceu, em janeiro, 4,2% em relação ao ano passado.

A operação será um pouco diferente, pois o Sumed somente transporta petróleo no sentido sul-norte. Por isso, Os VLCCs que trafeguem no sentido norte-sul, utilizarão o terminal de Sidi Kerir, no Mediterrâneo, para aliviar parte de sua carga para navios menores, antes de passar pelo canal.

Acompanhando a tendência de queda na produção russa, as exportações de petróleo também se reduziram. Em janeiro de 2013, foram mandados para fora da CIS (Commonwealth of Independent States) 4,1 milhões de b/d, uma queda de 2,1%, em relação à janeiro de 2012 (Platts Oilgram News 18/2/2013).

Após o alívio, os navios menores acompanharão os VLCCs até o terminal de Ain Sukhna, já no Mar Vermelho, quando receberão de volta as parcelas que haviam sido aliviadas.

5. Dados do American Petroleum Institute - API mostram que a produção americana de petróleo alcançou pela primeira vez 7,01 milhões de b/d, em mais de 20 anos.

A tarifa a ser paga será de US$ 0,70 /tonelada para a carga total transportada pelo VLCC (somada a do navio aliviador), quando o mercado de fretes para VLCC for no máximo WS35. Caso o mercado seja maior, será cobrado um adicional de US$ 0,05/tonelada para cada ponto a mais de WS. O valor mínimo da tarifa será de 200 mil dólares (Platts Oilgram News 06/02/2013). 3. O Platts Oilgram News de 8/2/2013 publicou uma notícia a respeito de emissão de efluentes da planta de xisto da Petrobras em São Mateus do Sul que, aparentemente, não mereceu atenção da imprensa brasileira.

Ainda que a demanda continue em queda, devido à fraqueza da economia, a produção de petróleo vem aumentando e ultrapassou os 7 milhões de b/d em janeiro. Este volume é 14,3% maior do que a produção de janeiro do ano passado, que foi de 6,14 milhões de b/d, e também é 0,6% maior do que a produção de dezembro de 2012.

Segundo a publicação, que ouviu em entrevista telefônica o “Professor Hélvio Rech da Universidade Federal do Pampa”, “existem fortes indicações que as emissões da planta de xisto da Petrobras, em São Mateus do Sul,

Calculadas em relação ao mesmo mês do ano anterior, a produção de óleo vem crescendo nos últimos 16 meses devido, em grande parte, ao chamado óleo não convencional. Já pelo lado da demanda, o API estima que o fornecimento de petróleo para as refinarias, que pode ser tomada como uma aproximação da demanda de petróleo, caiu 1,7% em janeiro, para 17,96 milhões de b/d, o menor valor para um mês de janeiro desde 1995.

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O MERCADO INTERNACIONAL A produção americana de petróleo, excluída a produção do Alaska, atingiu 6,4 milhões de b/d, o maior volume em 25 anos. Desta produção, o instituto ressalta a produção do estado de Dakota do Norte, que foi de mais de 700 mil b/d em janeiro, de óleo dito não convencional. A produção tem se mantido neste nível há mais de seis meses. O fornecimento de óleo para as refinarias caiu 5,3% em janeiro quando comparado com dezembro. Os volumes foram 14,2 milhões de b/d em janeiro e 14,95 milhões de

b/d em dezembro, portanto, uma queda de 830 mil b/d. A produção de gasolina em janeiro foi de 8,8 milhões de b/d, 4,8% maior que o número de janeiro passado, mas 2,7% a menos que a produção de dezembro. No caso dos destilados (diesel e querosene), a produção em janeiro foi de 4,6 milhões de b/d, um crescimento de 2,3% em relação a janeiro de 2012, mas uma redução de 6,1% em relação a dezembro de 2012 (Platts Oilgram News 22/2/2013).

Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60 mar/12

abr/12

mai/12

jun/12

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

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

WTI

78,64

77,79

76,05

85,1

93,54

102,23

89,72

94,01

102,88

93,42

92,18

87,94

Brent

76,25

78,51

76,82

86,46

104,96

117,36

113,34

109,4

118,49

108,42

109,61

110,09

Mercado de derivados

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No mês de fevereiro, refinarias europeias exportaram uma enorme quantidade de gasolina para o mercado da costa leste dos Estados Unidos e Canadá, como consequência do fechamento da unidade de craqueamento catalítico da refinaria de Port Reading, em New Jersey, que tem capacidade para processar 65 mil b/d de petróleo e pertence a petroleira americana Hess. Na primeira quinzena do mês, cruzaram o Atlântico no sentido dos Estados Unidos cerca de 11 milhões de barris de gasolina (mais de quarenta cargas), enquanto que neste mesmo período, no ano de 2012, a transferência havia sido de apenas sete milhões de barris. Assim que a Hess anunciou que fecharia aquela unidade de craqueamento, algumas empresas transportadoras alugaram tancagem para receber até 2,5 milhões de barris de gasolina na segunda metade do mês. E foram negociadas, no mesmo período, pelo menos 26 cargas spot de gasolina europeia com destino à costa leste americana. O fechamento da unidade reduzirá ainda mais o já desabastecido mercado de gasolinas da costa leste, USAC (da sigla em inglês United States East Coast). Além disto, os estoques locais do derivado estão muito baixos. Por todas estas restrições de oferta, o preço da gasolina no mercado de Nova Iorque, conhecido como New York Harbor, durante todo este ano tem sido 5 cents por galão superior ao preço do produto similar no mercado de Roterdã. A refinaria de Port Reading é a última refinaria da Hess que

ainda funcionava. A penúltima foi a Hovensa, joint-venture com a venezuelana PDVSA, que operava a refinaria de St Croix, no Caribe, processando 350 mil b/d, e foi fechada em janeiro de 2012. Segundo informações, a refinaria de Port Reading produzia 50 mil b/d de gasolina, o que representava 3% do consumo total de gasolinas da costa atlântica dos Estados Unidos que era de 1,5 milhões de b/d. Mas, por outro lado, representava 10% da produção regional. Os estoques de gasolina na Costa Leste têm estado abaixo do valor médio dos últimos cinco anos. Na segunda semana de fevereiro, deste ano, chegava a quase 60 milhões de barris, enquanto que a média, na mesma semana, no período de 2008/2012, foi de cerca de 63 milhões de barris. Adicionalmente, o congestionamento nos dutos que trazem produto do Golfo do México (USGulf) reduziram a disponibilidade de gasolina na região (AGM 15 /02/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis: 1. Neste mês de março, a Shell deverá encerrar “definitivamente” as atividades de sua refinaria de Harburg, situada em Hamburgo no nordeste da Alemanha, que tem capacidade de processamento de 100 mil b/d. Serão fechadas, dentre outras, uma unidade de destilação, com capacidade de 50 mil b/d de petróleo, e uma de

Março 2013 Ano V – Número 3

O MERCADO INTERNACIONAL hidrocraqueamento com capacidade de 15 mil b/d. Uma parte das instalações será repassada a petroleira sueca Nynas, que a modificará para produzir óleos lubrificantes básicos. O restante da área será utilizado, pela Shell, como um terminal de armazenamento de derivados (AGM 1/2/2013). 2. A Agência de Informações de Energia (EIA/DOE na sigla em inglês) do governo americano, em recente relatório apresentou os números consolidados de exportações de hidrocarbonetos do país, durante o mês de novembro de 2012, que confirmam a tendência de alta. Em novembro, as exportações americanas totais atingiram 3,4 milhões de b/d, a maior parte de derivados de petróleo e de líquidos de gás natural. As exportações de líquidos de gás natural e de líquidos de gases de refinaria atingiram 378 mil b/d, o maior volume de todos os tempos. Grande parte destas exportações, 233 mil b/d, foi de propano e propileno, e teve como destino a América Latina, especialmente o México. A tendência de aumento nas exportações de líquidos de gases vem se mantendo desde dezembro de 2008, quando foram exportados 74 mil b/d. Já as exportações de produtos refinados de petróleo chegou a 3,147 milhões de b/d, sendo grande parte de destilados (produtos da faixa do querosene e do diesel). Somente de diesel de baixíssimo enxofre ULSD (da sigla em inglês ultra low sulphur diesel) foram 796 mil b/d, a maior parte foi para a América Latina e para Europa. Do total do volume exportado de diesel, 160 mil b/d foram para o México, 100 mil b/d para o Chile, 79 mil b/d para a Colômbia e 161 mil b/d para Roterdã. Além do diesel, os Estados Unidos fizeram importantes exportações de gasolina. Foram cerca de 500 mil b/d do derivado, sendo que 200 mil b/d foram para o México, 85 mil b/d para a Venezuela e 54 mil b/d para o Brasil (Platts Oilgram News 4/2/2013). 3. Em 2012, as vendas internas de derivados de petróleo no Japão cresceram cerca de 3,5% em relação ao ano de 2011. Foram entregues 199,84 milhões de metros cúbicos de derivados, 3,4 milhões de b/d, mas o aumento substancial foi nas vendas de óleo combustível, utilizado para geração de energia elétrica. As vendas de óleo combustível aumentaram 37,4%, em relação ao ano passado, uma vez que as geradoras de eletricidade aumentaram suas compras para a geração de eletricidade, em substituição à energia que deixou de ser gerada nas usinas nucleares. Todas as 50 usinas nucleares japonesas foram fechadas em maio de 2012, e, desde então, apenas duas voltaram a funcionar. As dez maiores utilities (geradoras de energia) japonesas consumiram, em 2012, 16,2 milhões de metros cúbicos de óleo combustível, um aumento de mais de 80% em relação ao ano passado. Segundo informações locais, as vendas internas de diesel foram maiores nas regiões atingidas pelo terremoto/tsu-

nami do ano passado, uma vez que, no local, está ocorrendo um volume enorme de obras de reconstrução. Por outro lado, as vendas de nafta se reduziram devido a forte redução das atividades petroquímicas no país. As importações totais de derivados apresentaram um crescimento de 3,8% em 2012, mas as importações de óleo combustível aumentaram 59% (Platts Oilgram News 04/02/2013). 4. Na China a National Development and Reform Commission – NDRC é o ente estatal responsável pela regulamentação dos preços de vendas aos consumidores (retail prices) da gasolina, do diesel e do querosene. Segundo o atual mecanismo para fixação de preços, a NDRC pode ajustar os “preços administrados” dos combustíveis toda vez que a média móvel de 22 dias dos preços da cesta de petróleo (Cinta, Dubai e Brent) aumente ou diminua 4% em relação ao último preço fixado pela Comissão. Em 25 de fevereiro, a NDRC determinou o aumento de 290 Yuan/tonelada (cerca de US$46,51/tonelada) na gasolina e de 300 Yuan/tonelada (cerca de US$48,11/tonelada) para o diesel. Estes aumentos representaram aumento, na bomba, de 3,5% no preço da gasolina regular de 90 RON (0,2 Yuan/l ou 3,2 centavos de dólar/litro) e de 3,8% no preço do diesel (0,25 Yuan/l ou 4,0 centavos de dólar/litro). Este é o primeiro aumento de preço desde setembro de 2012, pois o último ajuste de preços, ocorrido no último novembro, havia sido uma redução de 310 Yuan/tonelada (cerca de US$49,71/tonelada) para a gasolina e de 300 Yuan/tonelada (cerca de US$48,11/tonelada) para o diesel. Segundo analistas internacionais, a Sinopec, maior refinadora da China, vinha obtendo margens de refino positivas por causa do “preço relativamente baixo dos petróleos no mercado internacional”. No terceiro trimestre esta margem foi de US$5,60/b. Os mesmos analistas projetam que, com o recente aumento, a margem de refino passará para US$6,50/b (Platts Latin America Wire 19/2/2013). 5. Segundo noticiou o Platts, atribuindo as informações à ANP, as importações brasileiras de gasolina aumentaram 73% em 2012, quando comparadas com 2011. As importações totais de gasolina para o Brasil foram de 66 mil b/d em 2012, 38,2 mil b/d em 2011 e 8,8 mil b/d em 2010. Ainda na mesma notícia pode se verificar que as vendas de gasolina A, o derivado que sai das refinarias, cresceu de 473,5 mil b/d em 2011 para 554,9 mil b/d em 2012. Já as vendas de gasolina C, que é vendida nos postos de gasolina para o usuário final e contém “20% de etanol anidro”, foram de 693,6 mil b/d em 2012. Para o Platts, “estas compras foram prejudiciais à Petrobras, que continua importando gasolina e diesel, para atender à crescente demanda por esses produtos, com prejuízo, mesmo depois do recente aumento de preços dos derivados”. O consumo total de derivados de petróleo no Brasil foi de 2,135 milhões de b/d em 2011 e de 2,265,7 milhões de b/d em 2012.

Março 2013 Ano V – Número 3

O MERCADO INTERNACIONAL Segundo a fonte de notícias da publicação: “nos próximos dois anos, que é o menor prazo para as novas refinarias entrarem em funcionamento, a tendência de alta nas impor-

tações de gasolina e diesel deve continuar” (Platts Latin America Wire 28/2/2013).

Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140

US$/b

130 120 110 100 90 80 70

mar/12

abr/12

mai/12

jun/12

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS DERIVADOS - US$/b

1TRIM102TRIM103TRIM104TRIM101TRIM112TRIM113TRIM114TRIM111TRIM122TRIM123TRIM124TRIM12

Gasolina Reg.USG

85,63

86,09

81,93

90,94

108,64

125,29

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

Nr.2 Diesel LS USG

86,21

89,96

87,71

98,31

118,65

129,46

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos A média semanal dos estoques de petróleo na primeira semana de fevereiro foi de 372,2 milhões de barris e de 381,4 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 345,7 milhões de barris. O estoque da última semana de fevereiro foi, em volume, 10,3 % superior ao nível da mesma semana de 2012, e era suficiente para 26,7 dias de consumo, contra 23,5 dias de um ano atrás. Os estoques de destilados começaram o mês de fevereiro com 125,9 milhões de barris e encerraram com 120,4 milhões de barris ou 31,9 dias de consumo. Estes estoques se encontravam, em volume, bastante abaixo dos níveis de

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

estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques de destilados eram de 139,5 milhões de barris ou 38,9 dias de consumo, portanto, em volume, o estoque no final de fevereiro estava 13,7 % abaixo do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 227,9 milhões de barris, 27,0 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 27,5 dias de consumo.

Estoques nos Estados Unidos 450

milhões de barris

400 350 300 250 200 150 100 50 0

mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 mar-12 Petróleos sem SPR 368 Gasolinas 219 Destilados 134

abr-12 377 211 125

mai-12 386 205 122

jun-12 386 208 120

jul/12

ago/12

set/12

out/12

nov/12 dez/12

jan/13

fev/13

jul-12 370 210 127

ago-12 363 201 127

set-12 369 201 127

out-12 375 204 119

nov-12 378 215 118

jan-13 365 234 131

fev-13 377 230 124

dez-12 365 231 135

Março 2013 Ano V – Número 3

O MERCADO INTERNACIONAL Oferta e demanda de petróleo

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

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

Projeção

Variação %

1trim13 2trim13 3trim13 4trim12 2013

2013/2012

2009

2010

2011

2012

(a) Demanda Mundial

84,69

86,94

88,04

88,83

89,05

88,61

90,03

90,95

89,67

0,95

Oferta Não-OPEP

51,14

52,30

52,45

53,02

53,86

53,76

53,93

54,37

53,98

1,81

4,35

4,98

5,37

5,75

5,98

4,00

55,49

57,28

57,82

58,77

59,84

59,74

59,91

60,35

59,96

2,02

Diferença (a) - (b)

29,20

29,66

30,22

30,06

29,21

28,87

30,12

30,60

29,71

-1,16

Produção de Petróleo OPEP (1)(2)(3)

28,79

29,23

29,79

31,15

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

-0,41

-0,43

-0,44

1,09

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

(1) Fonte: OPEP incluindo Iraque, baseado em fontes secundárias (2) Com exceção da linha condensados OPEP, as demais produções não incluem condensados. (3) A OPEP costuma ajustar os dados, mesmo os realizados. (4) A OPEP informou a oferta de condensado de 5,98 milhões de b/d para todo o ano de 2013, nesta tabela foi considerado como se o volume fosse igualmente disponibilizados pelos trimestres do ano. (5) Produçao OPEP: Dez12 = 30,29 milhões de b/d; Jan13 = 30,24 milhões de b/d; Fev 13 = 30,31

Os dados apresentados na publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR indicam que a demanda projetada por petróleo, para o primeiro trimestre deste ano, é, em média, de 89,05 milhões de b/d, dos quais 29,21 milhões de b/d terão de ser fornecidos pelos membros da OPEP.

midores, de quase 400 milhões de barris.

No ano de 2012, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,06 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 31,15 milhões de b/d, ou seja, 1,09 milhões de b/d em excesso, o que representa um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/consu-

Para 2013, a projeção de demanda mundial de petróleo é de 89,67 milhões de b/d, um acréscimo de 840 mil b/d, em relação à demanda de 2012 que foi de 88,83 milhões de b/d, ou seja 0,95%.

Contagem de sondas

Neste mês de fevereiro de 2013, a tendência foi mantida. Para uma necessidade média, no primeiro trimestre de 3013, de 29,21 milhões de b/d, foram produzidos 30,31 milhões de b/d, um excedente de 1,1 milhões de b/d.

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

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

Contagem do número de sondas 4000 3500

ANO

Número de sondas operando no mundo

3000

2012 2011 2010 2009 2008 2007

3.518 3.466 2.985 2.304 3.336 3.116

2500

Considerando a evolução mensal, o número de sondas operando no mundo aumentou em fevereiro de 2013, passando para 3.679, quando em janeiro havia sido 3.539, ou seja, mais 140 sondas. Dentre os países e/ou regiões, mais uma vez, o destaque foi o Canadá que aumentou o número de sondas operando em 139 unidades, 503 em janeiro para 642 em fevereiro. Em toda a América Latina estiveram em operação, em fevereiro, 427 sondas.

2000 1500 1000 500 0

África

Europa

Ásia 2009

Oriente Médio 2010

2011

Canadá 2012

América Latina jan/13

EUA

Total Mundo

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Reservas

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

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Reservas Brasil (B boe)

13,70

14,37

14,92

15,09

15,19

16,91

16,92

17,26

Petróleo (B bbl)

11,77

12,18

12,62

12,8

12,88

14,25

14,29

14,52

Gás Natural (B boe)

1,93

2,19

2,30

2,29

2,31

2,66

2,73

2,74

13,23

13,75

13,92

14,09

14,18

15,28

15,71

15,72

Petróleo (B bbl)

11,36

11,67

11,80

11,97

12,07

12,91

13,22

13,28

Gás Natural (B boe)

1,88

2,08

2,12

2,11

2,37

2,49

2,44

0,47

0,62

1,00

1,01

1,63

1,21

1,54

Petróleo (B bbl)

0,41

0,51

0,82

0,83

0,81

1,34

1,07

1,24

Gás Natural (B boe)

0,06

0,11

0,18

0,17

0,20

0,29

0,14

0,3

Produção Brasil (Bboe)

0,7

0,74

0,75

0,77

0,84

0,89

0,92

0,93

Petróleo (B bbl)

0,62

0,66

0,67

0,69

0,74

0,78

0,80

0,78

Gás Natural (B boe)

0,08

0,1

0,11

0,12

0,15

Reservas Petrobras (Bboe)

Reservas demais empresas (B boe)

R/P Petróleo e Gás (anos)

19,6

19,4

19,9

19,6

18,1

19,0

18,4

18,6

Petróleo (anos)

19,0

18,4

18,8

18,5

17,4

18,3

17,9

18,6

Gás Natural (anos)

24,1

27,4

28,7

28,6

23,1

24,2

22,7

18,3

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

0,9

0,8

Produção Petróleo (B bbl)

0,7 25

R/P Gás Natural (anos)

0,6

0,5 R/P Petróleo (anos)

0,4

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

0,1

0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Exploração

I. Declarações de comercialidade (Fevereiro/2013) Bloco

Consórcio

Campo

Bacia

Data

Não houve declaração de comercialidade no mês de fevereiro/2013 C-M-401

Petrobras

TARTARUGA MESTIÇA

Campos

28/12/2012

C-M-401

Petrobras

TARTARUGA VERDE

Campos

28/12/2012

REC-T-235

Petrobras

PARIRI

Recôncavo

19/12/2012

PN-T-67

OGX

GAVIÃO BRANCO OESTE

Parnaíba

06/12/2012

PN-T-68 *Fonte ANP

OGX

GAVIÃO BRANCO

Parnaíba

06/12/2012

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

Petrobras

Bacia

Exploratórios Extensão/ Pioneiros Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Santos

Campos

Santos

Sergipe

Statoil

Campos

Total

*Fonte: ANP

TERRA Nº de Poços Concluídos Operador

Bacia Espírito Santo

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Potiguar

Solimões

Sergipe

OGX

Parnaíba

Total

Petrobras

*Fonte: ANP

Março 2013 Ano V – Número 3

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

Poços

2013

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 2012

Poços

2013

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

Média 2011

Média 2012

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Bacia

Média 2013

2013 Jan

Fev

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

Total

*Fonte: ANP

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Poços concluídos por bacia (fev/2012) 30 Alagoas 25

Sergipe Potiguar

Recôncavo Espírito Santo

Solimões Campos

Santos 5

Pará-Maranhão Jequitinhonha

0 Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

Camamu

fev/13

V. Sondas por empresa operadora (Fevereiro/2013) Terra

Mar

Total Sondas

Gran Tierra

Imetame

Karoon

OGX

Petra

Petrobras

Statoil

Nome Operador

Total *Fonte: ANP

Produção

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

I. Evolução da Produção de Petróleo em milhões de boe/d (Dezembro/2012) Petróleo Offshore Onshore Total

2011

2012

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

2.034

2.055

2.027

1.909

1.845

1.865

1.850

1.842

1.823

1.742

1.831

1.864

1.920

180

176

178

179

177

183

181

182

181

180

181

188

2.214 2.231 2.205 2.087 2.022 2.048 2.033 2.023 2.004 1.924 2.011 2.045 2.108

Fonte: ANP

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

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da produção total de óleo por concessionário em boe/d (Dezembro/2012) Evolução da Produção Total - Dezembro 2012 (boe/dia) Concessionários

Média Média 2011 2012

2012 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

2.250.237 2.226.692 2.355.031 2.325.491 2.215.392 2.182.597 2.218.208 2.200.966 2.182.856 2.173.722 2.101.243 2.208.441 2.242.820 2.313.535 Petrobras 24.974 37.170 39.019 37.108 31.990 33.881 29.516 35.111 40.833 37.737 35.355 40.972 40.030 44.492 Statoil 47.169 37.298 50.537 45.053 41.672 30.096 33.146 37.762 39.198 35.689 36.337 32.729 34.723 30.636 Shell Ltda 5.780 24.780 26.013 24.739 21.327 22.587 19.678 23.407 27.222 25.158 23.570 27.315 26.687 29.662 Sinochem 16.090 26.419 26.193 16.883 22.319 23.168 24.731 31.452 32.567 31.129 30.060 23.596 27.228 27.705 BG Queiroz Galvão/ 12.509 17.650 15.017 15.054 15.020 18.305 19.020 19.239 18.848 19.361 19.246 16.380 18.211 18.097 Manati 4.959 10.591 8.330 6.821 8.998 9.419 10.068 12.736 13.176 12.657 12.309 9.826 11.274 11.473 Petrogal 867 8.995 43 11.599 10.402 9.125 9.029 9.170 7.004 10.594 10.372 10.316 10.142 10.136 OGX 8.119 7.742 8.451 8.233 8.377 8.114 8.083 7.942 7.096 6.821 7.683 7.572 7.159 7.377 El Paso 9.596 7.226 11.310 7.442 6.670 6.451 7.012 7.203 5.870 7.033 6.994 6.728 7.118 6.879 Repsol Sinopec 4.703 7.321 3.051 549 8.265 7.295 9.942 9.783 9.617 8.543 8.830 7.220 8.022 6.737 BP 8.950 6.743 8.343 7.710 7.845 7.402 7.184 6.824 6.431 6.477 6.150 5.612 5.737 5.201 ONGC 6.711 4.881 2.034 366 5.510 4.864 6.628 6.522 6.411 5.695 5.887 4.813 5.348 4.491 Maersk Energia/SK 2.780 3.922 3.337 3.345 3.338 4.068 4.227 4.275 4.188 4.302 4.277 3.640 4.047 4.022 Brasoil Rio Panoro/Norse/ 2.780 3.922 3.337 3.345 3.338 4.068 4.227 4.275 4.188 4.302 4.277 3.640 4.047 4.022 Rio das Contas 120 357 266 183 47 121 189 158 143 113 942 1.060 1.059 Gran Tierra 724 664 728 685 537 522 620 731 687 712 680 698 681 692 Petrosynergy Alvorada/ 373 101 170 140 77 118 129 139 124 46 105 59 57 45 Alvopetro 142 202 178 198 195 196 218 224 188 191 180 209 207 235 W.Petróleo 213 203 321 256 226 256 212 156 140 151 176 177 189 182 Starfish 163 155 103 120 143 182 185 173 188 181 5 220 224 134 Recôncavo E&P 164 162 198 193 112 190 181 175 167 155 154 146 139 134 Partex 82 123 139 138 142 118 98 80 101 124 137 140 135 126 ERG 35 53 59 59 61 51 42 34 43 53 59 60 58 54 Panergy 68 50 42 49 46 84 57 56 57 44 41 39 45 43 UTC 27 28 13 46 44 41 29 28 27 17 19 16 25 34 Aurizônia 2 26 0 17 19 19 30 16 29 27 42 40 35 32 Santana 28 11 12 29 4 0 0 15 2 3 8 15 21 24 Silver Marlim 3 16 6 10 12 6 24 14 20 12 21 22 23 22 Central Resources 44 31 41 45 43 42 30 29 30 26 25 19 18 21 Severo Villares 5 19 21 22 17 20 20 18 16 20 19 20 17 20 Guanambi 6 13 3 24 22 21 13 12 12 5 7 6 12 18 Phoenix 23 15 8 0 19 31 28 20 2 11 20 9 14 13 Cheim 22 53 41 41 158 150 21 15 14 16 13 102 52 8 UP 42 21 29 2 2 42 27 27 29 26 21 22 19 8 Potióleo 7 7 8 7 7 7 7 7 7 6 7 7 7 6 Egesa 2 19 4 Petra 3 2 2 2 3 2 1 2 2 2 2 2 2 2 Genesis 2000 38.004 6.939 33.592 33.183 16.496 0 2 Chevron 146 6 5 5 18 17 2 2 2 2 1 11 6 1 TDC 13.444 2.449 11.856 11.712 5.822 0 1 Frade Japão 0 1 0 0 0 2 3 0 0 0 0 0 0 Ral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Quantra 1 6 3 2 1 1 0 Arclima 6 3 16 3 0 5 7 3 6 Vipetro 83 0 0 0 0 1 2 BrazAlta 7 1 6 10 Odebrecht 2 0 0 3 Nord 1 0 1 2 Mercury Devon Koch Anadarko Logos Delp Orteng 2.460.210 2.435.774 2.607.910 2.560.921 2.434.736 2.373.685 2.412.874 2.418.797 2.407.543 2.391.056 2.314.445 2.411.785 2.455.662 2.527.384 Total *Notas: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.

Março 2013 Ano V – Número 3

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

III. Produção de Petróleo e de Gás Natural por Bacia (Dezembro/2012) Produção Setembro 2012 (Mil bbl/dia) 2012

Média 2011

Média 2012

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Solimões

Ceará

Potiguar

Bacia

Alagoas

Sergipe

Recôncavo Espírito Santo Campos

1.778

1.708

1.877

1.883

1.745

1.683

1.698

1.663

1.654

1.635

1.558

1.672

1.690

1.742

Santos

126

127

115

120

142

144

140

138

116

129

Tucano Sul

Camamu

Parnaíba

2.105

2.061

2.231

2.205

2.085

2.022

2.048

2.033

2.023

2.006

1.924

2.011

2.045

2.105

Total

Fonte: ANP Produção de óleo por bacia em barris/dia 2500 2000 1500 1000 500 0 Média Média jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 2011 2012 Campos

Santos

Outras

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

I. Volume de Petróleo e Derivados Processados (Dezembro/2012) Volume de Petróleo e Derivados Processados (boe/dia) Dez

Média 2010

Média 2011

Média 2012

2012

Petróleo

1.826.522

1.866.067

1.935.756

2.068.566

Derivados - TOTAL

1.841.116

1.896.160

2.019.382

2.144.659

Asfalto

47.687

42.470

44.896

36.481

Coque

52.679

64.730

76.515

86.431

Gasolina A

370.603

405.106

450.784

474.305

Petróleo / Derivado

Gasolina de Aviação GLP

1.553

991

1.334

2.129

131.891

136.351

143.022

152.701

Lubrificante

10.394

10.383

10.448

8.828

Nafta

126.757

109.370

110.675

97.804

Óleo Combustível

239.445

227.613

237.587

283.802

Óleo Diesel

713.924

732.938

781.999

826.405

Parafina

1.623

1.728

2.121

1.841

Querosene de Aviação

80.381

92.972

93.192

102.721

Querosene Iluminante Solvente

439

415

410

346

8.697

6.365

4.907

7.317 10.662

Outros Energéticos

4.521

7.463

6.639

Outros Não Energéticos

50.523

57.265

54.853

*Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

52.886

Principais produtos refinados no Brasil em boe/d

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Volume de Óleo Refinado por Refinaria (Dezembro/2012) Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Refinaria

Dez

Média 2010

Média 2011

Média 2012

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.001.842

Riograndense (RS)

14.146

15.121

16.058

15.768

Pólo Guamaré (RN)

32.749

34.280

36.456

37.808

Refap (RS)

150.295

150.026

156.858

128.460 8.291

TOTAL

2012

Lubnor (CE)

7.945

6.971

7.847

Manguinhos (RJ)

4.210

10.062

10.451

2.904

Reduc (RJ)

221.986

217.471

227.317

228.445

Regap (MG)

147.304

133.548

148.203

153.934

Reman (AM)

41.166

39.671

40.954

45.104

Repar (PR)

169.469

185.361

188.864

206.947

RLAM (BA)

259.115

254.810

221.137

272.578

119

866

153.701

168.464

165.965

181.165

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

Replan (SP) Revap (SP)

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

41.617

45.149

41.701

53.394

353.735

329.485

346.097

412.221

240.311

209.598

244.647

253.955

5.079

2.024

6.881

Volume refinado por refinaria em boe/d

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Balança Comercial

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

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

Período

Petróleo (bep/dia)

Derivados (bep/dia)

GN (bep/dia)

Total (bep/dia)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

2010 (média)

336.142

664.728

328.586

435.860

249.840

-186.020

219.506

-219.506

991.508

914.568

-76.940

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

848.756

-118.060

jan/13

340.184

174.854

-165.330

621.458

197.668

-423.790

306.123

-306.123 1.267.765

372.522

-895.242

966.816

Fonte: ANP Petróleo 1.100.000

1.100.000

100.000 -900.000

1.100.000

100.000 2010 2011 2012 jan/13 (média)(média)(média)

Total

Gás Natural

Derivados

1.100.000 100.000

100.000

2010 2011 2012 jan/13 (média)(média)(média)

-900.000

2010 2011 2012 jan/13 (média)(média)(média)

-900.000

2010 2011 2012 jan/13 (média)(média)(média)

II. Importação e Exportação em milhares de US$ fob (Janeiro/2013)

Período

Petróleo (103 US$ FOB) Imp

Imp

1.357.770 516.392 1.081.678

587.952

-493.726

262.961

-262.961 2.186.018 1.945.722 -240.296

2011 (média) 1.177.921 1.815.454 637.533 1.616.918

789.991

-826.927

269.213

-269.213 3.064.052 2.605.445 -458.607

2012 (média) 1.119.470 1.693.251 573.782 1.504.692

900.719

-603.972

437.396

-437.396 3.061.557 2.593.971 -467.586

706.266 -1.629.026

641.045

1.214.453

473.625

Imp

Total (103 US$ FOB)

Saldo

jan/13

Saldo

GN (103 US$ FOB)

Exp

2010 (média) 841.378

Exp

Derivados (103 US$ FOB)

-740.827 2.335.293

Saldo

-641.045

Imp

4.190.790

Fonte: ANP

Importação e Exportação em milhares de US$ fob 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 -1.000.000

2010 (média)

2011 (média)

2012 (média)

-2.000.000 -3.000.000 -4.000.000 Imp

Exp

Saldo

jan/13

Exp

Saldo

1.179.892 -3.010.899

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Destino das Exportações de Petróleo (Janeiro/2013) Evolução das Exportações por País (Milhões US$ F.O.B) País Estados Unidos China Santa Lúcia Chile Demais Países Total

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

2013

363 142 298 125 196 1.123

199 112 203 43 206 763

321 338 228 92 367 1.346

493 449 250 153 515 1.860

465 403 104 89 631 1.692

249 0 0 0 0 249

Jan

Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

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

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

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

2013

Nigéria Arábia Saudita Argélia Iraque Guiné Equatorial Estados Unidos Demais Países Total

548 210 139 99 22 8 341 1.366

392 125 63 60 8 4 103 755

467 158 19 62 35 17 84 841

679 224 21 75 41 22 110 1.173

630 241 82 80 13 7 65 1.117

763 451 0 0 0 0 0 1.214

Jan

Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

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

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Arrecadações e tributos

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

I. Participações Especiais (4º Trimestre/2012) Participações Especiais Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$) Beneficiário

MMA MME FUNDO SOCIAL AM BA ES RJ RN SE AM BA ES RJ RN SE TOTAL GERAL

Média Média Média Média Média Trimestral Trimestral Trimestral Trimestral Trimestral 2008 2009 2010 2011 2012

1º Trimestre 2012

2º Trimestre 2012

3º Trimestre 2012

UNIÃO 316.228 388.497 388.783 411.783 404.852 348.568 1.264.911 1.551.398 1.555.132 1.647.133 1.619.408 1.383.918 0 42.002 0 17.754 49.050 101.206 ESTADOS 7.865 5.608 7.508 11.927 15.751 15.817 14.684 16.451 16.052 318 59 1.266 425 1.817 791 1.246 2.541 2.692 40.315 42.179 58.984 127.310 243.542 253.936 253.512 274.162 192.560 1.113.588 793.863 1.095.084 1.120.059 1.317.113 1.278.593 1.384.713 1.357.750 1.247.397 5.325 2.292 2.173 2.662 4.021 2.939 3.548 4.496 5.103 3.668 1.280 1.986 2.528 3.272 3.055 3.634 3.248 3.150 MUNICÍPIOS 1.966 1.402 1.877 2.982 3.938 3.954 3.671 4.113 4.013 79 15 317 106 454 198 312 635 673 10.079 8.045 14.746 31.828 60.886 63.484 63.378 68.541 48.140 278.397 198.466 273.771 278.119 329.278 319.648 346.178 339.438 311.849 1.331 573 543 665 1.005 735 887 1.124 1.275 917 320 496 632 818 764 908 812 788 2.927.697 2.110.703 2.917.503 3.160.381 3.963.793 3.887.829 4.153.341 4.146.620 3.667.383 292.770 1.171.079 0

211.320 845.281 0

291.750 1.167.001 0

Fonte: ANP Participação Especial distribuída em R$ 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 Média 2008

Média 2009

MMA

Média 2010

MME

Média 2011

Média 1º 2º 3º 4º 2012 Trimestre Trimestre Trimestre Trimestre 2012 2012 2012 2012

FUNDO SOCIAL

Estados

Municípios

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Fev 2013

Estados

275.404.553

319.973.601

408.065.749

420.364.344

Municípios

317.515.455

370.057.700

471.720.697

485.632.333

Fundo Especial

74.342.158

86.131.635

109.668.657

112.873.018

Comando da Marinha

148.684.317

172.263.270

200.496.454

213.958.562

MCT

115.295.999

133.902.931

151.394.993

155.690.666

FUNDO SOCIAL

37.812.007

31.433.264

Total

931.242.483

1.082.329.137

1.379.158.557

1.419.952.188

*Fonte: ANP

4º Trimestre 2012

Março 2013 Ano V – Número 3

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

1.600.000.000 1.400.000.000 1.200.000.000

FUNDO SOCIAL

1.000.000.000

MCT Comando da Marinha

800.000.000

Fundo Especial

600.000.000

Municípios

400.000.000

Estados

200.000.000 0 Média 2010

Gás natural

Média 2011

Média 2012

fev/13

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

I. Preços do gás natural (Novembro/2012)

Preços do Gás Natural (Novembro 2012) Preço Petrobras para Distribuidoras - Preço US$/MMBTU (Preços isentos de tributos e encargos) Região Nordeste (Importado)

Media Média Média jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 2010 2011 2012 -

Nordeste (Nacional)

10,2178 12,1433 12,8083 12,5495 13,7603 13,1708 12,7483 12,6789 12,2879 12,4118 12,8791 12,8878 12,8767 12,6407

Sudeste (Importado)

7,3704

Sudeste (Nacional)

9,9461 11,5509 12,5343 12,3353 13,3992 12,8251 12,5337 12,3323 11,9520 12,2330 12,6063 12,6148 12,6385 12,4068

Sul (Importado)

7,3667

8,9354

8,9278

9,8189

8,4784

8,8552 10,6090 10,6090 10,5180 10,5180 10,5271 10,4681 10,4681

9,5813 10,0871 10,0871 10,0871 10,6005 10,6002 10,6002 10,5145 10,5145 7,4641

7,4197

Sul (Nacional) Centro Oeste 7,8568 6,7776 8,3339 11,4086 11,4086 11,4086 11,9604 11,9604 11,9604 11,8438 11,8438 10,4697 10,4205 10,4205 (Importado) Centro Oeste (Nacional) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Dezembro de 2012

II. Preços internacionais do gás natural (Novembro/2012) Preços Internacionais (Novembro 2012) Preços Internacionais (US$/MMBtu) Gás russo na fronteira da Alemanha NBP *

Media Média Média jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 2010 2011 2012 7,94

10,23

11,59

11,90

11,79

12,07

12,13

12,12

10,98

11,00

10,98

11,17

11,23

6,39

9,35

9,07

8,44

9,20

9,40

9,33

8,77

8,47

8,56

8,58

9,80

10,34

8,86

Henry Hub

4,38

4,00

2,67

2,65

2,51

2,15

1,95

2,44

2,46

2,95

2,84

2,85

3,20

3,42

Petróleo Brent

14,16

19,82

19,86

19,70

21,30

22,32

21,30

19,63

16,98

18,28

19,32

20,12

19,95

19,55

Petróleo WTI 14,14 16,93 16,87 17,88 18,22 18,91 18,41 16,83 14,67 15,64 16,76 16,80 15,95 15,45 Petróleo Brent (US$/ 79,48 111,25 111,46 110,58 119,55 125,28 119,53 110,20 95,31 102,59 108,44 112,92 111,97 109,71 Bbl) Petróleo WTI (US$/Bbl) 79,37 95,04 94,66 100,36 102,29 106,14 103,35 94,46 82,33 87,81 94,08 94,27 89,52 86,69 Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Dezembro de 2012 * Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução da produção offshore de gás por concessionário em boe/d (Dezembro/2012) Concessionários Petrobras Queiroz Galvão/ Manati El Paso BG Brasoil Panoro Petrogal Shell Repsol Sinopec Statoil OGX Sinochem ONGC BP Maersk Energia/SK Chevron Frade Japão UP Petróleo TDC Total

2011 Dez

2012 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

281.404 279.148 260.042 250.279 250.346 261.815 277.686 279.139 278.916 278.327 293.146 298.163 305.825 14.676 14.726 14.796 14.788 17.998 18.715 18.920 18.542 19.049 18.958 16.095 17.920 17.783 5.522 4.716 3.261 3.261 1.482 2.666 1.384 426 284 238 149 99 2.562 904 1 0

7.177 4.447 3.272 3.272 1.479 2.957 1.121 427 4 285 233 37 25 2.578 910 0 0

6.911 2.822 3.288 3.288 1.129 2.675 560 386 562 257 219 6 4 2.486 877 0 0

7.034 4.182 3.286 3.286 1.673 2.325 543 353 338 236 227 118 78 1.159 409 11 1

6.857 4.434 4.000 4.000 1.773 1.342 517 353 293 236 230 106 70 0 0 9 1

6.841 4.607 4.159 4.159 1.843 1.599 543 334 300 223 227 144 96 0 0

6.716 5.933 4.205 4.205 2.373 2.195 558 383 341 255 232 150 100 0 0

6.035 6.086 4.120 4.120 2.434 2.393 471 423 243 282 241 151 101 0 0

5.800 5.745 4.233 4.233 2.298 2.307 557 339 337 226 302 136 91 0 0

6.544 5.615 4.213 4.213 2.246 2.226 544 405 323 270 217 141 94 0 0

6.458 4.287 3.577 3.577 1.715 2.155 531 315 332 210 220 133 89 4 0

6.056 4.997 3.982 3.982 1.999 2.120 589 356 321 237 203 147 98 1 0

6.285 5.098 3.952 3.952 2.039 1.858 608 363 308 242 190 137 91 2 1 0 0

323.035 322.097 300.309 290.325 292.565 305.604 324.251 324.780 324.570 324.335 332.843 341.173 348.736

*Nota: Não Inclui Reinjeção

IV. Evolução da produção onshore de gás por concessionário em boe/d (Dezembro/2012) Concessionários

2011 2012 Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 59.138 54.849 55.171 56.730 59.254 59.177 61.449 59.194 59.983 65.958 67.041 68.973 69.892 2 2 1 1 5 7 6 7 51 109 204 205 220 120 139 138 142 118 98 80 101 124 137 140 135 126 84 98 80 77 58 70 94 85 102 96 103 101 112 36 27 18 5 12 19 16 14 11 95 107 107 51 59 59 61 51 42 34 43 53 59 60 58 54 17 33 11 3 15 36 19 13 8 14 12 14 12 14 10 13 10 18 10 8 13 8 8 8 10 10 43 9 3 2 13 9 8 5 4 7 3 4 3 5 8 5 4 4 4 6 6 5 5 5 3 5 7 8 0 0 7 5 4 2 2 4 1 2 1 3 5 19 4 2 2 3 3 4 4 4 4 4 5 5 3 7 7 7 5 6 5 4 5 4 4 3 3 3 20 15 12 6 9 11 12 10 3 8 4 4 3 1 1 1 2 1 2 2 3 3 3 2 2 3 3 2 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 1 3 5 5 3 0 2 3 2 2 2 5 2 5 1 1 0 0 1 1 2 2 11 8 0 0 10 5 4 6 5 4 5 4 2 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 5 10 4 8 0 0 0 0 0 -

Petrobras Petrogal ERG Petrosynergy Gran Tierra Panergy Sonangol Starfish UTC OGX Aurizônia W. Petroleo Phoenix Petra Recôncavo E&P Severo & Villares Alvorada/Alvopetro Santana Guanambi Cheim Silver Marlim Potióleo Partex Central Resources Egesa Genesis 2000 Ral Quantra Vipetro ArClima BrazAlta BG Repsol YPF Odebrecht Nord Mercury 59.521 Total *Nota: Não Inclui Reinjeção

55.262

55.558

57.087

59.589

59.508

61.749

59.519

60.361

66.429

67.697

69.707

70.587

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Produção de gás em boe/d 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 Petrobras

Biodiesel

Queiroz Galvão/Manati

El Paso

Brasoil

Panoro

Petrogal

Shell

Outras

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

I. Evolução da produção de biodiesel (Dezembro/2012) Produção de Biodiesel B100 (boe/dia) 2007

2008

2009

2010

2011

2012

Jan

3.471

15.579

18.332

29.914

37.805

39.161

Fev

3.804

16.719

18.021

39.996

39.712

46.546

Mar

4.593

12.920

26.781

43.450

47.369

44.814

Abr

3.936

13.492

22.110

38.766

42.012

38.236

Mai

5.276

15.420

21.033

41.133

44.736

43.221

Jun

5.694

21.546

29.591

42.968

48.552

45.056

Jul

5.421

21.870

31.359

42.088

50.703

46.735

Ago

8.919

22.224

33.901

46.902

50.305

51.622

Set

9.647

27.729

33.658

46.123

49.055

52.885

Out

10.877

25.731

31.816

40.558

48.266

51.234

Nov

11.825

24.743

34.844

43.582

49.729

51.735

Dez

9.945

22.735

30.523

38.115

44.002

49.486

Média Mensal

6.951

20.059

Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

27.664

41.133

46.021

46.728

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

jul/12

out/12

jan/12

abr/12

jul/11

out/11

jan/11

abr/11

jul/10

out/10

jan/10

abr/10

out/09

jul/09

jan/09

abr/09

jul/08

out/08

jan/08

abr/08

jul/07

out/07

jan/07

0 abr/07

Biodiesel

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Produção de Biodiesel por Estado (Dezembro/2012) Produção de Biodiesel B100 (boe/dia) Estado Bahia Ceará Goiás Mato Grosso Minas Gerais Pará Paraná Piauí São Paulo Tocantins Rio Grande do Sul Rondônia Maranhão Mato Grosso do Sul Rio de Janeiro Brasil Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

Dez

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Média 2011

Média 2012

2012

1.222 815 1.907 261 2 64 0 525 636 392 736 2 405 6.968

1.134 330 4.148 4.896 45 125 78 3.189 226 5.260 4 622 20.057

1.378 847 4.630 6.324 694 60 408 62 4.072 578 7.827 82 538 75 141 27.717

1.585 1.143 7.622 9.791 1.253 40 1.201 5.643 1.492 10.443 107 322 135 348 41.123

2.273 767 8.712 8.615 1.320 1.979 5.085 1.744 14.856 39 535 133 46.058

3.973 1.072 10.327 8.153 1.377 2.064 2.725 1.207 13.860 144 1.530 293 46.726

4.683 1.613 11.895 7.818 1.665 2.234 3.039 13.548 183 2.426 383 49.486

Evolução da produção de Biodiesel por Estado em boe/d

Etanol

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

I. Evolução da produção mensal (Fevereiro/2012) Evolução Mensal da Produção de Etanol (boe/dia) Etanol Anidro Etanol Hidratado Etanol Total 132.045 140.346 272.391 139.200 169.805 309.005 145.864 240.933 386.797 165.502 310.207 475.710 119.554 323.984 443.538 138.329 337.355 475.684 148.605 242.667 391.273 196.359 279.738 476.097 Safra 2012/2013 - Posição 15-abr-12 8.951 72.262 81.213 01-mai-12 17.006 101.854 118.861 01-jun-12 72.327 203.527 275.854 01-jul-12 111.059 232.018 343.078 01-ago-12 157.350 278.586 435.937 01-set-12 193.949 310.278 504.227 01-out-12 213.776 326.915 540.692 01-nov-12 228.514 335.784 564.298 01-dez-12 228.528 330.060 558.587 01-jan-13 214.758 307.702 522.460 01-fev-13 196.359 279.738 476.097 * Posição em 01/02/2013 Safras 05/06 06/07 07/08 08/09 09/10 10/11 11/12 12/13(*)

** Fonte: MAPA

Março 2013 Ano V – Número 3

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

II. Produção de Etanol por Estado (Novembro/2012) Produção de Etanol por Estado (boe/dia) Produção Acumulada: 30/11/2013 - safra 2012/2013 UF/Regiões

Anidro

Hidratado

Total

4.101

111.112

79.317

190.429

4.046

78.188

74.337

152.525

3.976

135.478

23.437

158.915

19.488

10.564

30.052

79.082

80.802

159.884

76.372

39.941

116.313

31.365

1.472

32.837

25.121

18.524

43.645

8.032

7.997

22.278

30.275

108.717

47.919

156.636

N/NE

672.920

418.746

1.091.666

95.323

58.793

154.116

801.957

2.250.849

3.052.806

817.707

1.126.878

1.944.585

449.185

1.345.913

1.795.098

463.315

481.062

944.377

380.359

874.886

1.255.245

67.273

1.665

5.184.485

6.177.905

11.362.390

C/SUL

8.192.331

12.385.224

20.577.555

Fonte: MAPA

Março 2013 Ano V – Número 3

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS III. Evolução da Exportação (Dezembro/2012) Evolução da Exportação de Etanol Ano

Média Média Média 2010 2011 2012

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

2012 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

28,9

83,3

64,2

94,9

99,9

45,4

94,0

33,8

50,4

18,0

17,5

15,0

13,5

30,3

119,7

182,2

72,8

68,2

59,8

47,5

113,2 106,7 304,8 224,1 331,2 350,2 216,4 291,2

IV. Evolução de preços do álcool hidratado (Dezembro/2012) Evolução dos Preços do Etanol Hidratado por Estado R$/litro Estados

Média Média Média Média Média Média 2007 2008 2009 2010 2011 2012

2012 Dez

Estados

Média Média Média Média Média Média 2007 2008 2009 2010 2011 2012

2012 Dez

2,04

2,08

2,12

2,40

2,48

2,52

2,56

1,74

1,76

1,70

1,83

2,09

2,17

2,18

1,76

1,80

1,77

1,98

2,27

2,30

1,58

1,66

1,84

2,10

2,12

2,16

1,76

1,77

1,83

2,02

2,29

2,32

2,31

1,88

1,89

1,86

1,97

2,28

2,25

2,29

1,99

2,14

2,03

2,18

2,28

2,30

2,29

1,45

1,41

1,47

1,58

1,96

1,99

1,97

1,64

1,68

1,73

1,86

2,10

2,11

2,17

1,64

1,65

1,70

1,84

2,24

2,23

2,22

1,68

1,78

1,76

1,87

2,12

2,16

2,19

1,64

1,81

1,84

1,95

2,22

2,23

2,25

1,69

1,83

1,86

2,00

2,20

2,26

2,27

1,87

1,84

1,86

2,08

2,38

2,41

2,37

1,79

1,76

1,86

2,02

2,38

2,46

2,06

2,14

2,16

2,29

2,45

2,54

2,56

1,42

1,51

1,56

1,52

1,97

1,90

1,87

1,74

1,76

1,81

1,97

2,37

2,43

2,38

1,80

1,72

1,73

1,85

2,17

2,19

2,18

1,70

1,69

1,75

1,94

2,35

2,38

2,37

1,64

1,59

1,64

1,80

2,15

2,13

2,08

1,89

1,84

1,77

1,93

2,22

2,32

1,70

1,71

1,78

2,07

2,13

2,10

1,27

1,28

1,36

1,51

1,87

1,81

1,46

1,37

1,41

1,68

1,95

1,98

1,88

1,73

1,75

1,76

1,89

2,11

2,17

2,14

2,06

2,12

2,07

2,08

2,33

2,34

2,38

Brasil

1,73

1,75

1,77

1,91

2,20

2,23

2,22

Fonte: ANP

Evolução dos preços do Etanol 2,4 2,2 2 1,8 1,6 1,4 1,2 Média 2007 Média 2008 Média 2009 Média 2010 Média 2011 Média 2012 BA

Brasil

dez/12

Março 2013 Ano V – Número 3

AGENDA NOTÍCIAS 28/03 - Evento de lançamento da primeira revisão da norma de armazenamento de líquidos inflamáveis Será realizado no próximo dia 2 de abril, das 13h30 às 18h, no Auditório da FIESP, em São Paulo, o evento de lançamento da norma de armazenamento de líquidos inflamáveis, ABNT NBR 17505:2013 partes 1 a 7. A norma trata do armazenamento em: tanques; vasos e recipientes portáteis com capacidade superior a 3.000 litros; sistemas de tubulações; armazenamento em recipientes e em tanque portáteis; operações; requisitos para instalações e equipamentos elétricos; e proteção contra incêndio para parques de armazenamento com tanques estacionários. Esta norma é referenciada em atos do executivo como sendo balizadora na avaliação e concessão de licenças, autorizações, alvarás e habite-se das diversas instalações que manuseiam produtos inflamáveis e combustíveis. As entidades responsáveis pela aplicação da norma são os organismos estaduais de meio ambiente (emissão de licença prévia, licença para instalação e licença para operação), a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP (instalação e operação), e corpos de bombeiros (segurança contra incêndio para líquidos combustíveis e inflamáveis). Fonte: IBP

cursos de abril

............... Carga Horária

Local

Dias

INSTALAÇÕES ELÉTRICAS EM ATMOSFERAS EXPLOSIVAS

Rio de Janeiro, RJ

8 a 10

LUBRIFICANTES E LUBRIFICAÇÃO

Rio de Janeiro, RJ

15 a 17

Curso

eventos de abril

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

2° Congresso Brasileiro de Co2 na Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis Data de Início: 8/4/2013 Data de Fim: 10/4/2013 Local: Hotel Sofitel Rio de Janeiro - RJ Site: http://www.ibp.org.br/cbco2 Workshop "Os Desafios da Educação na Formação de Engenheiros de Petróleo no Brasil"

18/3 - Programa IBP de Bolsas de Mestrado No 7° Ciclo do Programa IBP de Bolsas de Mestrado a Academia participou de forma significativa, encaminhando 21 propostas contemplando os temas sugeridos pelo IBP. Como resultado da análise realizada pelo Comitê Avaliador do Instituto, cinco propostas foram contempladas com a concessão de bolsas de mestrado. Neste ciclo, como diferencial, o valor da bolsa é de R$2.500,00 por mês (dois mil e quinhentos reais) que será repassada aos alunos selecionados, por até 24 meses. No que diz respeito às Taxas de Bancada, a mesma foi mantida em R$ 1.477,00 por mês (hum mil quatrocentos e setenta e sete reais), depositada semestralmente, totalizando no valor de R$ 8.862,00 (oito mil oitocentos e sessenta e dois reais). As bolsas serão implantadas até o final de abril, quando então, os bolsistas iniciarão seus estudos em algumas das áreas temáticas, consideradas como de grande relevância para o desenvolvimento da indústria do Petróleo e Gás. Clique aqui para ver a lista dos contemplados. Fonte: IBP

Data de Início: 25/4/2013 Data de Fim: 25/4/2013 Local: Hotel Windsor Flórida Parceria: SPE - Seção Brasil Site: http://www.ibp.org.br/workshopeducacao

Março 2013 Ano V – Número 3

AGENDA

Livros disponíveis para venda

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

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

Aldo Cordeiro Dutra; Laerce de Paula Nunes (autores)

Luiz Cezar P. Quintans (coordenador)

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

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

Vitória Oil & Gas

Data de Início: 1/12/2009

MATERIAIS: APLICAÇÕES DE ENGENHARIA, SELEÇÃO E INTEGRIDADE - 2012

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

Laerce de Paula Nunes (autor)

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

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

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

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

Expediente

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

Presidente..................João Carlos de Luca Conselho Editorial........Felipe Dias Francisco Ebeling

Milton Costa Filho

Tatiana Campos

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

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

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

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