Monitor IBP - Novembro 2013 by Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis

ISSN 2176-5464

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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sumário

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A indústria de petróleo e gás no Brasil, por Wagner Freire.02 O mercado internacional, por Luiz Guerra e Eraldo Porto..05 Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis no Brasil...11 Expediente..........................................................28

Prezada leitora, prezado leitor, Gostaríamos de nos desculpar novamente por não termos publicado a edição de outubro do Monitor IBP, o que ocorreu em função de problemas técnicos. Na presente edição trazemos os seguintes destaques: - Após concluir a perfuração do poço de extensão Franco Leste, com uma profundidade de 5.900 m, a Petrobras confirmou a presença de uma coluna de 396 metros de óleo de boa qualidade, em comunicado enviado ao mercado em 19/11. A expectativa é que a área de Franco possua mais de cinco bilhões de barris de reserva certificável, que é o volume total de óleo que cabe à Petrobras vender no contrato da Cessão Onerosa. Com isso, é possível que os demais blocos do pré-sal atualmente sob o regime da Cessão Onerosa - Tupi Sul, Florim, Tupi Nordeste, Guará Leste e Iara - possam ser objeto de licitação em futuras rodadas da partilha. - No dia 21 de novembro último o IBP completou 56 anos de existência. Neste dia, a partir de 2013 será comemorado também o “Dia da Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis”. A data marcou a inauguração oficial da nova sede do IBP – após uma ampla reforma – e contou com uma série de eventos para públicos selecionados: sócios, jornalistas, funcionários e autoridades. Nessa nova etapa, o IBP apresenta-se como a “casa da nossa indústria” e como o “guarda-chuva” que protegerá as diversas organizações que se relacionam com o IBP, do poço ao posto. - A ANP realizou no dia 28 de novembro a 12ª Rodada de Licitações, dedicada à áreas terrestres. Ao todo foram ofertados 240 blocos, localizados em 13 setores de 7 bacias sedimentares brasileiras: Acre-Madre de Dios, Paraná, Parecis, Parnaíba, Recôncavo, São Francisco e Sergipe-Alagoas. Dos 240 ofertados, 72 blocos foram arrematados (30%). Participaram do leilão 12 empresas, sendo que oito eram nacionais e quatro estrangeiras: Alvopetro (Colômbia), Trayectoria (Panamá), Geopark (Bermudas) e GDF Suez (França). A Petrobras levou sozinha ou em consórcio 49 dos 72 blocos arrematados. Foram arrecadados R$ 165,196 milhões, com um ágio médio de 755,95%. O grande destaque ficou para os setores ofertados da bacia de Sergipe-Alagoas, onde foram arrematados 25 blocos (de um total de 50). Na edição de dezembro do Monitor IBP apresentaremos uma análise detalhada da 12ª rodada de licitação, assinada por Wagner Freire. A edição de novembro 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 e análises sobre a indústria brasileira de petróleo e gás, por Wagner Freire. Desejamos uma agradável leitura!

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Novembro 2013 Ano V – Número 10

A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL A BALANÇA COMERCIAL BRASILEIRA E O SETOR PETRÓLEO, POR WAGNER FREIRE A mídia ressaltou que de janeiro a setembro deste ano o déficit comercial brasileiro atingiu a cifra recorde de 1,62 bilhões de dólares, o maior em muitos anos. Estendendo-se essa análise aos últimos 12 meses, de outubro de 2012 e setembro de 2013, para cobrir sazonalidades e postergação de lançamentos de certos setores críticos, verifica-se que as exportações alcançaram, nesse período, US$239,63 bilhões e as importações US$237,54 bilhões, portanto com discreto saldo positivo de US$2,09 bilhões. De qualquer forma, um dos setores que mais inibiu um melhor desempenho do saldo comercial foi o setor petróleo, com importações de US$42,48 bilhões e exportação de US$23,42 bilhões, com saldo negativo de US$19,06 bilhões. Contribuíram para esse resultado, como ilustrado na Fig.1, a importação líquida de petróleo, pela primeira vez em muitos anos, com US$2,10 bilhões, a importação líquida de derivados, com US$9,88 bilhões e a importação de gás natural, com US$7,08 bilhões, valendo observar, que a expressiva importação de gás natural quase nunca é mencionada pela mídia. Expressa em volume, a exportação de petróleo foi superior à importação em 257mil b/d, com a exportação de óleo pesado a um valor médio de US$96/boe e a importação de óleo leve com o valor de US$113/boe, preços FOB. A importação de derivados superou a importação em 179mil boe/d, com a exportação, predominantemente de óleo combustível a um valor médio de US$106/boe e importação predominante de diesel e gasolina, com o valor médio de US$112/boe, igualmente FOB. Um fato relevante: – considerando que no período mencionado o país produziu 2,01 milhões de b/d de petróleo

e a importação líquida de petróleo e derivados foi de 0,22 milhões de b/d, significa que o consumo aparente total foi de 2,23 milhões de b/d. O país não foi autosuficiente! Examinando-se o balanço de derivados em detalhe, verificase que para o diesel houve importação de 164 mil boe/d, ao preço médio de US$128/boe, e para gasolina importação 58 mil boe/d, ao preço médio de US$136/boe. Claro, para fins de comparação com os preços prevalecentes no mercado interno esses preços devem ser acrescidos dos custos de transporte e seguro. E, como é de amplo conhecimento, a Petrobras, por decisão do governo, que representa a União como acionista controlador, vem praticando preços de venda desses produtos do mercado interno bem abaixo dos preços de mercado, desde janeiro de 2011, com impacto negativo no balanço financeiro da companhia e no mercado de combustíveis alternativos, sem o referencial adequado de preços. Além disso, a instabilidade da política de preços inibe as empresas de investirem na área de refino, com ilustra a revenda à Petrobras, pela Repsol, da participação de 30% que detinha na refinaria Alberto Pasqualine, em Canoas, RS. A importação de diesel já se processa há muito tempo mas a de gasolina só se acentuou a partir de 2011, com aumento da frota de automóveis, decorrente de subsídios fiscais do governo, restrições na disponibilidade de etanol e consequente diminuição do percentual desse combustível adicionado a gasolina e, naturalmente, o subsídio de preços ao consumidor. A refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco e o complexo petroquímico do Rio de Janeiro, em fase de

Exportação e Importação de Petróleo, Derivados e Gás Natural - FOB - US$ Bilhões

Importação

Exportação

Saldo Negativo

42,48

Saldo Positivo 37,02

36,76

31,81

31,26 26,24 23,35 16,29

6,20

19,99

18,61

10,39

9,49

10,11

7,57

7,08 4,55

3,23

3,16

-2,89

-3,16

15,41 13,31

13,86 7,64

7,06

23,42

21,43

19,40

14,13

12,99

10,10

21,78

-3,23

-5,93

-4,55

-5,50

-2,10 -5,20

-7,08

-8,22

-9,92

-9,88

-19,06

Petróleo

Derivados

Gás Natural

2010

Total

Petróleo

Derivados

Gás Natural

2011

Total

Petróleo

Derivados

Gás Natural

Total

Out-2011 a Set-2012

Petróleo

Derivados

Gás Natural

Total

Out-2012 a Set-2013

Obs. Preços médios FOB em 2013: Petróleo: Imp. US$112.30/b; Exp. US$93.39/b. Derivados: Imp. US$110.91/boe; Exp. US$105.57/boe Fonte: Min. Desenv. Ind. e Com. Exterior, ANP e Banco de Dados IBP.

Novembro, 2013

Novembro 2013 Ano V – Número 10

A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL implantação, com investimentos muito acima dos previsto, e no caso de Pernambuco, com a ausência da PDVSA, que desistiu da parceria no projeto, levarão muito tempo ainda para entrar em operação, cumprindo destacar, que não foram projetadas para produção de gasolina, significando que continuaremos importando esse produto. Assim o balanço comercial negativo por força do consumo de derivados, prevalecerá por tempo indeterminado. Quanto ao gás natural, a importação foi de 292 mil boe/d, ou 46 milhões de m³/d, com dispêndio de US$7,08 bilhões, correspondente a 41 US$/boe ou 7,60 US$/MMBTU. De acordo com os dados do MME, para este ano, até agosto, a produção doméstica de gás natural disponibilizou para o mercado brasileiro 45 milhões de m³/d e a importação 46 milhões de m³/d, simplificadamente, o mercado é suprido com metade de gás doméstico e metade importado. Dois terços da importação provém da Bolívia, via transporte por gasoduto, e 1/3 de vários países, via transporte de GNL, com regaseificação nos terminais de Pecém, CE (20%), e Rio de Janeiro, RJ (80%). O GNL importado em agosto de 2013 teve preço FOB médio de 13,46 US$/MMBTU. O preço de comercialização da Petrobras para as distribuidoras

estaduais, sem impostos, para o gás importado varia, segundo informações da companhia, de 10,00 a 11,29 US$/ MMBTU e para o gás produzido no Brasil, de 11,37 US$/ MMBTU, na Região Sudeste, a 11,60 US$/MMBTU, na Região Nordeste, atualmente com um desconto (não extensível à distribuidora de MG), que reduz esses preços para 7,85 a 8,01 US$/MMBTU, respectivamente. Esses preços se situam num nível bem mais elevado que os praticados nos EUA e no Canadá, mesmo antes do boom do shale gas e, paradoxalmente, os preços praticados pela Petrobras para o gás produzido no Brasil são superiores ao gás aos preços CIF do procedente da Bolívia. Para isso contribui a falta de competição no mercado brasileiro, a complexidade do sistema de comercialização do gás, a falta de infraestrutura de transporte e, claro, o custo Brasil. Outro ponto a considerar é a queima de gás. Embora tenha havido algum progresso nessa área, a quantidade de gás queimado, da ordem de 5%, está ainda muito fora dos padrões internacionais. É pouco provável que haja alguma mudança nesse quadro. Assim, tudo indica que vamos continuar importando gás por muito tempo.

PARTICIPAÇÃO DOS CONCESSIONÁRIOS E DO GOVERNO NAS RECEITAS LÍQUIDAS DOS CAMPOS SUJEITOS À PAGAMENTO DE PARTICIPAÇÃO ESPECIAL, POR WAGNER FREIRE A ANP publica trimestralmente um Relatório sobre a arrecadação da Participação Especial, a participação governamental que incide sobre os campos com grande volume de produção ou grande produtividade. A Participação Especial, juntamente com os Royalties, constituem importante fonte da arrecadação que é repartida entre a União, Estados e Municípios, com concentração para Estados e Municípios produtores de petróleo e gás natural. A questão, pelo montante envolvido, é quase sempre objeto de intensa disputa política. A arrecadação dessas participações governamentais rendeu em 2012 R$32,40 bilhões, dos quais R$16,55 bilhões relativos a Royalties e R$15,85 bilhões relativos à Participação Especial. Os campos em produção pagam Royalties de 10% (salvo, um número reduzido de campos que pagam alíquotas menores) sobre o valor bruto da produção enquanto a Participação Especial tem valor variável, dependente do volume de produção, do tempo decorrido desde o início da produção e, no caso dos campos marítimos, com montantes diferentes para campos em águas rasas e em águas profundas. Mudanças recentes na legislação determinaram que nos campos decorrentes dos contratos de Cessão Onerosa à Petrobras (cuja produção não se iniciou ainda) estão sujeitos ao pagamento de Royalties de 10% mas, independentemente no nível de produção que venham a atingir, não estarão sujeitos à Participação Especial, embora essa isenção tenha motivado demanda judicial junto ao STF. Os campos decorrentes de contratos no regime de Participação da Produção estarão sujeitos a Royalties de 15% e não pagarão Participação Especial, mas a União ficará com um percentual da produção equivalente à receita líquida do campo, a ser definido nas licitações que vierem a ser realizadas. O Relatório da ANP, já referido, tem uma série de dados relacionados à produção dos campos, como custos de produção, receitas ligadas à comercialização do óleo e gás produzidos e o montante arrecadado com royalties e participação especial. Os dados relativos ao primeiro trimestres de 2012 são objeto desta Nota. Nesse período,

17 campos, dos quais 13 no mar e quatro em terra (dos 83 campos em produção no mar e 229 em produção em terra) foram responsáveis pela produção média de 1.755 mil boe/d de petróleo e gás natural, correspondentes a 71% da produção brasileira. Na análise dos dados publicados, procuramos nos concentrar nos custos de exploração e produção (comumente batizados na indústria de CAPEX, OPEX e custos de abandono), e no montante das receitas líquidas que couberam ao governo e aos concessionários. Os custos de produção, batizados no Relatório da ANP de Gastos Dedutíveis, expressos em milhões de Reais, englobam royalties e, em campos terrestres, a participação de terceiros de 1%, os custos nas operações de produção, os investimentos da fase de exploração e produção, e as provisões de abandono. Na Tabela I, anexa, apresentamos os principais dados do Relatório da ANP bem outras informações disponíveis em outros sites da ANP, convertendo-os, por outro lado, a unidades mais adequadas para a análise. Além disso, excluímos dos Gastos Dedutíveis, os royalties, para melhor integrá-los à participação do governo. Como os campos que pagam participação especial estão em estágios bastante variados de atividade – como Carmópolis, em produção desde 1963, ou Peregrino, que iniciou a produção recentemente, em 2011, ou campos que já concluíram a fase básica de desenvolvimento, como Marlim, com produção iniciada em março de 1991, ou ainda Roncador, que embora esteja em produção desde janeiro de 1999, até hoje não concluiu a fase básica de desenvolvimento –, torna-se difícil fazer uma análise mais aprofundada dos campos, uma vez que os Gastos Dedutíveis apresentado pela ANP estão englobados em uma única rubrica. Análises mais aprofundadas dependeriam também de compilação da série histórica da participação especial dentro dos critérios aqui adotados. Um dos primeiros resultados a se ressaltar, é que a melhor participação do governo nas receitas líquidas ocorreu no Campo de Marlim Sul, onde o governo ficou com US$28.67/

Novembro 2013 Ano V – Número 10

A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL TABELA I - CAMPOS QUE PAGAM PARTICIPAÇÃO ESPECIAL - INDICADORES E PARÂMETROS BÁSICOS DE PARTICIPAÇÃO DO GOVERNO E DOS CONCESSIONÁRIOS NAS RECEITAS LÍQUIDAS DOS CAMPOS - PRIMEIRO TRIMESTRE DE 2013 Produção

Campos

MARLIM SUL RONCADOR MARLIM JUBARTE BARRACUDA

Gastos Receita Receita Part. s/ Royalties Bruta Líquida Espec. Gás Gás Royalt. US$ / Óleo Óleo US$/ US$/ Gás O&G (US$/ (US$/ US$/ US$/ boe Mb/d (US$/b) boe boe boe) MMBTU) boe boe

Gov. Take US$/ boe

297,8 230,1 177,2 138,0 114,5

37,7 25,8 17,6 13,2 9,4

6,41 91,37 20,28 15,52 107,29 18,68 6,41 101,79 41,41 15,52 102,77 13,83 8,97 95,66 23,57

71,09 88,61 60,38 88,94 72,09

9,14 10,73 10,18 10,28 9,57

19,53 20,58 11,74 13,69 9,48

28,67 31,31 21,92 23,97 19,05

42,42 57,30 38,46 64,97 53,04

59,7 64,7 63,7 73,0 73,6

114,6 105,83

36,75

6,55

92,91

15,68

77,23

9,29

9,46

18,75 24,3 58,48

75,7

114,6 98,89

52,73

9,40

94,74

23,92

70,82

9,47

7,36

16,83 23,8 53,99

76,2

BR*100 BR*100 BR*100 BR*100 BR*100 BR*65; 30,6 09/09 BG 25; PX10 24,7 04/00 BR*100

73,9

98,50

47,92

8,54

93,77

24,26

69,51

9,38

4,49

13,87 19,9 55,64

80,1

26,7 10/87

66,2 108,34

31,15

9,40

100,23 20,64

79,59

10,02

7,71

17,73 22,3 61,86

77,7

20,0 06/98 BR*90; RS 10

35,3 113,97

33,55

5,98

73,88

11,44

62,44

7,39

3,84

11,23

51,21

82,0

48,5 03/87

BR*100

45,7 96,88 30,6 113,42

35,64 30,36

6,35 5,41

93,52 70,06

10,48 14,68

83,04 55,38

9,35 7,01

10,48 3,28

11,66 14,0 71,38 10,29 18,6 45,09

86,0 81,4

22,1 12/08 48,5 09/86

BR*100 BR*100

22,3 105,43

62,31

11,11 105,03 36,34

68,69

10,50

3,13

13,63 19,8 55,06

80,2

30,6 11/85

BR*100

41,5

98,44

50,33

8,97

95,69

25,67

70,02

9,57

1,55

11,12 15,9

58,9

84,1

25,0 11/97

0,6 41,5 42,1 118,04

32,70

5,83

33,91

9,56

24,35

3,39

0,11

3,50 14,4 20,85

85,6

... 01/07

41,54 133,42

7,40 23,78

95,62 96,05

49,92 47,09

45,70 48,96

9,56 9,60

1,80 0,08

11,36 24,9 34,34 9,68 19,8 39,28

75,1 80,2

21,2 53,2

97,29 95,78

40,3 35,3 36,3 26,9 26,4

23,1 22,8 20,3 19,3 24,7

Concessionários *Operador; Part.%

35,95 87,08 35,95 87,08 50,33

CARMÓPOLIS 20,6 0,6 PEREGRINO 52,8 0,4

335,5 255,9 194,8 151,2 123,4

Part. Part. GT Início Conces. Conces. °API % Prod. US$/boe (%)

98,39 109,56 108,34 104,27 99,40

LULA 93,2 21,4 MARLIM 103,3 11,3 LESTE ALBACORA 67,0 6,9 ALBACORA 59,3 6,9 LESTE LESTE 17,7 17,6 URUCU CACHALOTE 43,2 2,5 RIO URUCU 14,9 15,7 CANTO DO 22,1 0,2 AMARO CARATINGA 38,4 3,1 MANATI

Preços de Referência

05/94 01/99 03/91 12/02 09/97

BR*100

BR*100 BR*35; QG 45; BS 10; RC 10 24,8 09/63 BR*100 13,7 04/11 ST*60; SC 40

Notas: (I) Concessionários: BR - Petrobras, BG - British Gas, PX - Partex, RS - Repsol Sinopec, QG - Queiroz Galvão, BS - Brasoil, ST - Statoil, SC - Sinochem, RC - Rio das Contas (II) Cotação Média do dólar no 1ºT 2013:1,99 R$/US$ (III) Cotação Média do Brent Dated no 1º T 2013: US$112.55/b. Fonte: ANP

boe ou 40,3% da receita líquida de US$71.09/boe e o concessionário com US$42,42 ou 59,7% dessa receita. Esse campo foi também o de maior produção no trimestre em consideração, com a média de 335,5 Mboe/d. A melhor participação de concessionário ocorreu no Campo de Cachalote, em que o concessionário ficou com US$71.38/ boe ou 86,0 % da receita líquida de US$83.04/boe e o governo com US$11.66/boe ou 14,0% dessa receita. No Campo de Lula, pré-sal, o governo ficou com US$19.05/ boe ou 24,3% da receita líquida de US$77,23/boe e os concessionários com US$58,48/boe ou 75,7% dessa receita. Marlim, em produção desde março de 1991, foi o campo que apresentou maior custo de produção US$ 41.41/boe. A média ponderada (pelo volume de produção) dos custos de produção, excluindo-se os quatro campos terrestres e o campo de gás de Manati, foi de US$24.11/boe. Esse valor contrasta com o informado pela Petrobras para seus custos no Brasil, US$14.76/boe, e no exterior, US$8.50/boe, no período em consideração. A média ponderada (pelo volume de produção) da participação do governo em todos os campos em consideração foi de 31,7%. O exame da participação do governo nas receitas líquidas de produção é oportuno, por conta da discussão muito restrita sobre o assunto quando o governo, no entendimento pouco fundamentado do baixo risco exploratório prevalecentes nos prospectos do pré-sal, passou a considerar a introdução de um novo marco regulatório objetivando maior controle da atividade de exploração e produção e maior participação nas receitas líquidas. Os argumentos de que maior governmen take poderia ser obtida tão somente com o aumento do percentual de incidência da Participação Especial, não sendo necessário mudar o marco regulatório não prevaleceram, cabendo lembrar um dos aspectos negativos, a questão da suspensão das licitações para investimentos em novas áreas por vários anos. De qualquer modo, o êxito de receitas do governo com a arrecadação de bônus na 11ª Rodada, motivou a iniciativa de imediata promoção da licitação para o Bloco de Libra, dentro do modelo de partilha da produção.

Cremos que nesse ponto vale a pena um exercício envolvendo os campos em produção para uma simulação simplificada dos principais parâmetros que balizam a participação do governo e dos concessionários baseados na licitação de Libra. A participação do governo na partilha, único fator de concorrência para definição do vencedor (exceto Petrobras, com sua participação obrigatória de 30% no contrato) terá que ser superior a 41,65%. Vamos admitir que o vencedor tenha proposto uma participação de 45% e aplicar esse percentual, de forma simplificada, à participação da receita líquida do campo. Além disso, nos blocos do pré-sal, pelo menos aqueles no polígono de 149 mil km², sob regime de partilha da produção, os royalties aplicáveis são de 15%. Assim, a situação acima descrita aplicada ao Campo de Marlim Sul, conduziria ao government take que no modelo de concessão é de 40,3%, no mais elevado do conjunto de campos examinados, passaria para 63,3%, da receita líquida de US$74.72/boe enquanto a participação do concessionário passaria de 59.7% para 36,7%, invertendo-se completamente a situação. De novo, tomando-se a média ponderada (pela produção) de todos os campos em consideração, exceto os terrestres e o campo de gás de Manati, o government take será de 64,7% da receita líquida média de US$74.72/boe e para o concessionário, 35,3%. A questão básica, sem se entrar no mérito de uma avaliação econômica detalhada, é saber-se se com esse percentual a situação é atraente para o investidor, quando se leva em consideração o risco geológico o os riscos de outra natureza. E até vale, de novo uma reflexão sobre a atratividade da 11ª Rodada, com o modelo de concessões e os riscos geológicos usuais, que despertou bastante interesse das companhias de petróleo, com a Rodada de Libra, no modelo de partilha da produção, como o elevado valor do bônus, todas incertezas ligadas a um modelo de partilha fora dos padrões da indústria e as incertezas ligadas aos volumes recuperáveis de petróleo de Libra.

Novembro 2013 Ano V – Número 10

O MERCADO INTERNACIONAL Visão geral do mercado

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As mudanças extraordinárias que estão acontecendo – e que continuarão a ocorrer – no quadro dos principais países produtores de petróleo e gás natural vem sendo observado pela indústria com interesse e precaução. A atenção aumentou desde que os países que formavam a antiga União Soviética passaram a ocupar o primeiro lugar entre os maiores produtores mundiais. A produção de cru e condensado da era soviética atingiu um pico de 11,5 milhões de barris por dia em 1987, de acordo com dados da BP, e nos anos recentes tem se mantido na primeira posição, se somada sua produção de gás natural; no caso do óleo, a Federação Russa vem alternando com a Arábia Saudita a liderança do grupo. A Arábia Saudita poderia ficar permanentemente em primeiro lugar porque segue sendo o produtor de óleo e condensados com maior capacidade instalada de produção. Entretanto, o volume efetivo da produção saudita tem sido mantido – em média – abaixo da sua capacidade máxima. Isso parece ser por estratégia deste líder inconteste da OPEP, no sentido de manter o seu poder de controlar o equilíbrio do suprimento mundial, almejando preservar os níveis de preços para que oscilem em faixas desejáveis tanto para consumidores como para exportadores de petróleo. Enquanto a Arábia Saudita produz em 2013 menos do que produzia em 2012, a Federação Russa segue a política de manter a produção de petróleo como a maior fonte de renda (e de impostos) do país das próximas décadas. A produção de petróleo e condensado da Gazprom, o monopólio estatal do gás natural de exportação, teve uma expansão de 20% em relação ao mês anterior para 320 mil b/d, superando as demais produtoras, de acordo com dados da empresa. Empresas como a Gazprom, estimuladas pelo presidente Vladimir Putin, investiram no aumento da produção de petróleo. Segundo publicou a agência de notícias Bloomberg em setembro último, a produção russa de petróleo e condensado de gás natural superou o recorde pós-soviético de junho no mês passado. A produção de 10,52 milhões de b/d é superior em 1,4% à de um ano atrás, de acordo com dados preliminares da unidade de estatísticas CDU-TEK do Ministério de Energia russo. Entre os cinco primeiros países produtores, outra surpresa que pode se materializar é a subida de posição dos Estados Unidos. Estudos e análises têm sido publicados sugerindo que o país, que mais tem crescido de produção com seu shale oil e tight gas, pode alcançar os líderes e passar a ser o primeiro em menos de uma década. Caso isso aconteça, os ajustes de fluxos de óleo e canais de comércio serão afetados, o que já começa a acontecer na bacia atlântica. A China, que vem em 4º lugar na lista de maiores produtores, luta para se manter nesta posição e tem agressivo programa de exploração em curso. No ano passado, menos de 20 países produziram acima de 1,0 milhão de b/d de petróleo e condensados (exclui gás natural). A tabela a seguir foi elaborada a partir de dados colhidos na revisão de 2013 da conceituada BP Statistical Review,

publicada em junho último. A tabela mostra que, em 2012, o Brasil estava na 13ª posição entre os maiores produtores mundiais de petróleo e condensados. Segundo seu mais recente Plano de Negócios, a Petrobras, companhia que domina o cenário brasileiro de exploração, produção, refino e distribuição, tem como meta produzir 4,2 milhões de b/d de óleo em 2020. PAÍS

REGIÃO

1.000 b/d

1. Arábia Saudita

Oriente Médio

11.530

2. Federação Russa

Europa/Eurásia

10.643

3. Estados Unidos

América do Norte

8.905

4. China

Ásia

4.155

5. Canadá

América do Norte

3.741

6. Irã

Oriente Médio

3.680

7. Emirados Árabes Unidos

Oriente Médio

3.380

8. Kuwait

Oriente Médio

3.127

9. Iraque

Oriente Médio

3.115

10. México

América do Norte

2.911

11. Venezuela

América do Sul

2.725

12. Nigéria

África

2.417

13. Brasil

América do Sul

2.149

14. Qatar

Oriente Médio

1.966

15. Noruega

Europa/Eurásia

1.916

16. Angola

África

1.784

17. Cazaquistão

Europa/Eurásia

1.728

18. Argélia

África

1.667

19. Líbia

África

1.509

* Inclui: petróleo, óleo de xisto, oil sands e LGN (líquidos de gás natural ou condensados). Não inclui gás natural seco.

Considerando que a Petrobras terá sócios em muitos campos a serem desenvolvidos na prolífica região do pré-sal brasileiro e que em outros – no pré-sal ou não – companhias nacionais e estrangeiras serão os operadores, a produção em 2020 deverá ser maior do que o nível pretendido pela Petrobras. Ainda que ocorram atrasos na entrega de equipamentos e sobrevenham outras dificuldades na execução dos complexos projetos de produção, especialmente na área de águas profundas brasileiras, o mercado já aceita como viável que o Brasil estará produzindo no total algo na faixa de 5,0 a 5,8 milhões de b/d em 2020. Assim, pode-se projetar a rápida ascensão do Brasil no seleto grupo dos maiores produtores mundiais. Como há outros produtores, além dos Estados Unidos, com grandes reservas não desenvolvidas, a tabela pode e vai mudar. As alterações relativas de posição poderão vir de países como o Canadá, o Iraque, a Venezuela e o Cazaquistão, que estão investindo para produzir mais. Embora estes países possam elevar sua produção nos próximos cinco anos, parece garantida a inclusão do Brasil como um importante player mundial. Além de ter um sistema político estável, o Brasil está geograficamente bem posicionado e, entre os produtores em desenvolvimento, inspira mais confiança aos importadores do mercado internacional.

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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 outubro de 2013 foram, respectivamente, US$ 96,94/b e US$ 107,61/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte: Cotações em outubro de 2013 (em US$/barril) Médias semanais

WTI

Brent

1 semana (30 setembro – 4 outubro)

103,14

108,63

2 semana (7 – 11 outubro)

102,70

110,30

3a semana (14 – 18 outubro)

101,51

110,11

4a semana (21 – 25 outubro)

97,57

107,82

5a semana (28 outubro – 1 novembro)

96,94

107,61

Média mensal de setembro 2013 (*)

106,29

111,60

Média mensal de outubro 2013 (*)

100,54

109,08

a a

(*) 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.

O que parecia altamente improvável há alguns anos atrás, deverá acontecer. Em 2014, os EUA deverão importar apenas seis milhões de b/d de petróleo, ou cerca de um terço do que o país utilizará. Nos últimos 30 anos as importações americanas de petróleo aumentaram sistematicamente. Antes dos problemas no sistema financeiro americano, ocorridos em 2008, as importações de petróleo e derivados representavam cerca de dois terços do consumo de petróleo dos EUA, que andava na casa dos 20 milhões de b/d. De acordo com dados do órgão oficial de estatísticas do Departamento (ministério) de Energia americano – EIA para aquele período de décadas, os EUA pareciam destinados a importar mais e mais petróleo, especialmente do Canadá, do México, da Venezuela, da Arábia Saudita e da África Ocidental. Então, surgiu a nova “tecnologia do fraturamento hidráulico” (hydraulic fracturing) – consiste no jateamento de água em uma formação de xisto (shale) para extrair petróleo e gás – que, em poucos anos, mudou drasticamente o panorama da indústria do petróleo local. As projeções atuais da EIA já prevê que, até 2020, a produção de petróleo e líquidos de gás natural dos EUA vai ultrapassar a da Arábia Saudita. Isso está alterando os padrões comerciais estabelecidos para o mercado internacional do petróleo e trará consequências diversas para a indústria do petróleo como um todo. A maior parte da nova produção de óleo gerada pelo shale oil na América do Norte é leve e de baixo enxofre, sendo mais adequada para a produção de gasolina, que tem sido um produto bastante valorizado em todo o mundo. O óleo leve de baixo enxofre é também menos viscoso do que o chamado sour crude (mais denso e com maior teor de enxofre). Por isso e pela razão anterior, refinarias de menor complexidade, que são em maior número no mundo, são obrigadas a adquirir petróleos leves, o que faz com que

seus preços sejam alguns dólares por barril mais caros do que os dos óleos médios e pesados. Porém, os EUA tem próximo de si produtores com vastas reservas de óleos pesados e extra pesados, cujo processamento é altamente vantajoso, se o grau de complexidade do sistema de refino for capaz de quebrar suas moléculas pesadas e transformá-las em derivados de alto valor agregado. Entre tais produtores, se destacam: o México, o Canadá e a Venezuela. O Brasil tem também contribuido com o suprimento de sour crude aos EUA com seus crus mais pesados, notadamente Marlim, Roncador e Peregrino. É por isso que, nos anos anteriores ao “boom do xisto” nos EUA, algumas das maiores companhias de petróleo americanas gastaram mais de US$20 bilhões para reconfigurar suas refinarias, capacitando-as a processar petróleos pesados e de alto enxofre. Agora, as refinarias que modificaram suas plantas para receber petróleo mais pesados estão em dificuldades com a abundância de óleos leves a preços competitivos. Se usarem óleos leves nos seus sistemas complexos, não conseguem remunerar seus investimentos nas taxas previstas. A única alternativa para obter retorno razoável sobre o investimento realizado é continuar processando crus pesados, que apresentam melhores margens de refino, por que tem o custo de aquisição mais baixo e produzem grandes volumes de derivados leves e médios. Assim, apesar da abundância de petróleo de leve e de baixo enxofre nos EUA, a importação de óleos pesados deverá continuar elevada nos próximos anos. O Canadá continuará sendo o maior fornecedor de petróleo para os EUA porque, além da proximidade e da capacidade de utilizar dutos para a transferência de seu petróleo ao longo da fronteira, é o mais importante produtor de sour crudes para muitas refinarias americanas. Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1. Em 20 de setembro de 2013, foi reiniciada a produção de petróleo no campo de Majnoon, no Iraque, com a abertura bem sucedida do primeiro poço desta nova fase. Vencida essa fase, o consórcio, que desenvolve o campo via contrato de prestação de serviços, pretende aumentar a produção nos próximos meses, até atingir a taxa de produção comercial acordada, que é de 175 mil b/d. Em 2009, a Shell Iraq Petroleum Development (SIPD) foi a vencedora do concurso que adjudicou o contrato para o desenvolvimento do campo de Majnoon, em nome de Companhia de Petróleo do Sul do governo iraquiano (SOC). Segundo fontes internacionais, Majnoon é uma das regiões do mundo mais fortemente contaminada com resíduos explosivos de guerra. Então, o primeiro estágio de desenvolvimento do campo foi “limpar” a área envolvida. O projeto tem até agora catalogados mais de 22 quilômetros quadrados de terra com explosivos. A SIPD tem com a SOC um contrato de prestação de serviços, recebendo uma remuneração por barril de óleo produzido (Shell, 20/10/2013).

Novembro 2013 Ano V – Número 10

O MERCADO INTERNACIONAL O campo de Majnoon foi descoberto pela Petrobras (Braspetro) como parte de esforços exploratórios, no exterior, desenvolvidos pela empresa brasileira nas décadas de 1970/1980.

O lucro líquido caiu de US$ 5,25 bilhões no terceiro trimestre de 2012 para US$ 4,95 bilhões no mesmo período deste ano. Este valor representou um lucro de US$ 2,57 por ação, enquanto a maioria dos analistas esperava cerca de US$ 2,70 por ação.

2. A primeira fase de um grande projeto de gaseificação de carvão no norte da China acaba de ser concluída e deverá começar abastecer de gás a capital Pequim, até o final deste ano. A planta de gaseificação está localizada na cidade de Chifeng, na Região Autônoma da Mongólia.

No trimestre, a empresa produziu 2,59 milhões de barris de óleo equivalente por dia, um aumento muito pequeno em relação aos 2,52 milhões de b/d da média do ano anterior. A meta para este ano é de 2,65 milhões de b/d e a projeção revista é para um aumento de 25% na produção de petróleo até 2017.

Para o início efetivo do fornecimento de gás falta apenas ser concluída uma seção de cerca de 100 km do gasoduto de transmissão, ligando a cidade Chifeng à localidade de Miyun, já na cidade de Pequim.

Além disso, a Chevron informou que o lucro do terceiro trimestre, “ligeiramente inferior ao do ano passado”, foi devido principalmente às atividades no downstream, que inclui as refinarias e a produção de químicos, cujos lucros foram de US$ 380 milhões, uma queda de 45% (Reuters 01/11/2013).

A primeira fase será capaz de fornecer cerca de 1,3 bilhões de metros cúbicos de gás por ano. O projeto todo contempla três fases. Quando concluído, o que está previsto para o ano que vem, será capaz de abastecer Pequim com quatro bilhões de metros cúbicos de gás natural por ano, ou quase a metade da demanda anual de gás da capital.

4. Os Estados Unidos não têm, e nunca tiveram, nenhuma companhia nacional de petróleo – NOC (na sigla em inglês), isto é, não há nenhuma petroleira cujo proprietário/ controlador seja o estado.

Pequim e outras grandes cidades têm tentado reduzir queima de carvão, a fim de reduzir a poluição que tem sido uma grande preocupação para os cidadãos chineses.

As três maiores companhias internacionais de petróleo – IOCs (na sigla em inglês) norte-americanas (ExxonMobil, Chevron e ConocoPhillips) são de propriedade de seus acionistas, e não do governo dos EUA.

Este projeto de gaseificação de carvão foi o primeiro projeto a ser aprovado no país e começou a ser construído em agosto de 2009, com um investimento estimado de 25,7 bilhões de yuans (cerca de 4,2 bilhões de dólares americanos). Quatro empresas chinesas são responsáveis pelo projeto: a Datang Energy Chemical Company Ltd., a Beijing Gas Company, a China Datang e a Tianjin Jinneng.

Em 2011, os três maiores companhias nacionais de petróleo do mundo, classificadas pela produção média anual, foram a Saudi Aramco (que produziu 12% do total de petróleo produzido no mundo), a National Iranian Oil Company NIOC (5%) e a China National Petroleum Corp - CNPC (4%).

Segundo informações locais, a Mongólia Interior possui reservas de mais de 800 bilhões de toneladas de carvão, mais de 600 milhões de toneladas de petróleo e 167 milhões de metros cúbicos de gás natural (Oil.com, citando a fonte Xinhua 31/10/2013).

As três principais companhias petrolíferas internacionais – pelo valor das ações negociadas em bolsa em 2011 – foram a Exxon Mobil (que produziu 3% do total de petróleo produzido no mundo), a BP (3%) e a Royal Dutch Shell (2%). Cada membro da OPEP tem pelo menos uma companhia nacional de petróleo (NOC), mas existe caso de países produtores, membros ou não da OPEP como por exemplos Iraque, Índia, Rússia e China, que constituíram várias companhias nacionais.

3. A petroleira americana Chevron Corp emitiu seu relatório financeiro referente ao terceiro trimestre de 2013, que, para surpresa geral, mostra um declínio no lucro (trimestral) da empresa. Segundo o relatório, os resultados foram prejudicados “pela fraqueza no negócio de refino de petróleo” e também pela produção de petróleo nos EUA que, embora tenha aumentado, ficou abaixo da meta.

Equador e Venezuela são os dois membros da OPEP situados na América do Sul (EIA/DOE, outubro13).

Preços FOB dos petróleos - Spot 150 140 130 120

US$/b

110 100 90 80 70 60

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

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

Novembro 2013 Ano V – Número 10

O MERCADO INTERNACIONAL Mercado de Derivados

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As importações de diesel da Rússia, da Ásia e do Oriente Médio, conhecidas como long-haul imports, estão pressionando para baixo os preços deste produto na Europa. Estas importações, bem como a expectativa do seu aumento, estão tomando conta do mercado de diesel, tradicionalmente suprido por refinarias européias, o que está afetando seriamente o mercado mais lucrativo destas refinarias. O chamado crack spread do diesel na Europa (diferença entre o preço de venda do diesel e o preço de aquisição do petróleo de referência) tem se mantido bastante estável, na faixa dos US$15,00/b, mas as margens efetivas estão US$10,00/b abaixo dos valores de um ano atrás. O produto importado está deslocando volumes de diesel produzidos localmente. As refinarias européias estão produzindo menos 200 mil b/d de destilados médios do que vinham produzindo em passado recente. De acordo com dados da Agência Internacioanl de Energia – AIE, pelo menos um milhão de b/d de capacidade de refino sairam de operação nos meses de setembro e outubro, na Europa, por paradas para manutenção. Portanto, pelo menos parte de redução da produção de diesel, pode ser atribuída a estas paradas nas refinarias locais. A redução da produção tem sido compensada por importações. As importações de destilados médios (que inclui o diesel) da Rússia aumentaram 130 mil b/d, alcançando 675 mil b/d. Este aumento só foi possível devido à rápida expansão da capacidade de tratamento dos destilados médios nas refinarias russas, que possibilitaram o aumento da produção de diesel 10 ppm. A capacidade russa de produção de destilados médios com especificações européias cresceu muito em 2012, cerca de 200 mil b/d, chegando a 500 mil b/d. As refinadoras indianas Reliance, cuja refinaria Jamnagar processa 1,2 milhões de b/d, e Essar, cuja refinaria Vadinar processa 400 mil b/d, exportaram para o mercado internacional um total de cerca de 600 mil b/d de diesel, dos quais 50 mil b/d (quase 10%) foram destinados à compradores europeus. Entretanto, em outubro as exportações de diesel da Reliance para Europa chegaram a 200 mil b/d. As dificuldades das refinarias européias são provenientes, em parte, da redução dos fornecimentos de petróleo da Líbia e também pela dificuldade de negociação com os iranianos, devido às sanções econômicas. Os dois fatores contribuiram para o aumento do custo de aquisicão de matéria prima para os refinadores (AGM, 11/10/2013). Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em combustíveis: 1- A petroleira russa Lukoil pretende se tornar proprietária única da refinaria de Priolo, na Sicília, adquirindo a participação dos 20% que pertencem à empresa italiana ERG. O negócio deve ser concluído até o fim desse ano. A refinaria processa atualmente 320 mil b/d de petróleo de várias origens. Quando adquiriu 49% de participação, em 2008, a Lukoil pretendia colocar o petróleo russo Ural como o principal óleo utilizado pela refinaria. Mas, o intento não foi alcançado; no ano passado, a refinaria utilizou 13 tipos diferentes de petróleo e, dentre eles, apenas uma pequena parcela de

petróleo russo foi processada. Depois de aumentar sua participação e agora com a aquisição anunciada pode ser que a Lukoil consiga efetivar seu intento original (AGM 11/10/2013). 2- O preço do combustível para navios – bunker – que será utilizado para o cálculo dos fretes básicos da tabela Worldscale para o ano de 2014 caiu de 4 a 8,5% em relação ao valor utilizado no cálculo dos fretes de 2013. A Worldscale usará nos seus cálculos para 2014 uma média global de preços do bunker de baixo enxofre e de alto enxofre apurados no período de outubro de 2012 até setembro de 2013 (AGM, 11/10/2013). 3- Devido à fraca demanda interna, o governo chinês autorizou a Sinopec a aumentar o volume de diesel chinês, a ser exportado no quarto trimestre, em até 50%. Assim, a empresa terá uma cota adicional de 40 mil b/d, além dos 75 mil b/d que haviam sido originalmente autorizados para o período outubro-dezembro de 2013. Como a Sinopec exportou apenas 85 mil b/d em outubro, restará um volume de 130 mil b/d nos meses de novembro e dezembro. A empresa costuma exportar 90% de todo o diesel exportado pela China. Além do diesel, a Sinopec tem cotas para exportar 50 mil b/d de gasolina e 130 mil b/d de querosene de aviação (jet fuel) no quarto trimestre (AGM, 25/10/2013). 4 - A entrada em operação em outubro da unidade de reforma catalítica da Refinaria de Paulínia (Replan, SP) capacitará a maior refinaria brasileira a produzir gasolina mais limpa e, assim, se adequar aos novos limites de emissão de gases nocivos ao meio ambiente, que entram em vigor a partir de janeiro de 2014. O novo teto de emissão de poluentes é fruto de determinação do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama) e parte do Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores (Proconve). Para que as emissões dos veículos nacionais consigam atender à resolução, é necessário que a gasolina brasileira contenha no máximo 50 ppm de enxofre – apenas 6% do padrão vigente em 2013, de até 800 ppm do contaminante. De modo a cumprir a legislação, a Petrobras, dentre outras medidas, investiu na reforma de várias unidades de produção e tratamento de gasolinas da Replan, incorporando quatro novas unidades ao processo de produção do derivado. Essas unidades são responsáveis pelo tratamento das diversas correntes de nafta que formam o pool de gasolina de baixo teor de enxofre da refinaria – a maior do sistema Petrobras e do país. A Replan tem atualmente capacidade nominal para processar até 415 mil barris diários de carga fresca (Brasil Energia, outubro). Notícias de destaque que circularam na imprensa especializada contendo dados de produção, consumo, refino e preços: 1. Durante a última semana de outubro as refinarias americanas processaram, em média, cerca de 15,0 milhões de b/d de petróleo, 16 mil b/d acima da média da semana anterior. O conjunto das refinarias operou com 86,8 por cento da sua capacidade de processamento.

Novembro 2013 Ano V – Número 10

O MERCADO INTERNACIONAL A produção de gasolina diminuiu, atingindo a média de 8,4 milhões de b/d. Já a produção de destilados médios (diesel, heating oil e querosene) aumentou ligeiramente, atingindo na média 4,9 milhões de b/d.

petróleo caíram abaixo de cinco milhões de b/d, volume menor do que a média diária mensal desde agosto de 2012, quando as importações de petróleo bruto foram de 4,35 milhões b/d.

No mês de outubro, o total de produtos fornecidos às distribuidoras e aos revendedores (consumo aparente) foi em média de 19,4 milhões de b/d, um aumento de 3% em relação ao mesmo período do ano passado. Durante as últimas quatro semanas, o consumo aparente de gasolina foi em média de 9,1 milhões de b/d, um aumento de 5,4% em relação ao ano passado.

O volume de importação de petróleo de outubro ficou, também, 23% abaixo do valor recorde de 6,27 milhões de b/d de setembro de 2013. Por outro lado, as exportações de petróleo bruto caíram para apenas 110 mil toneladas, uma queda de 68,6% em relação ao mês de outubro de 2012. Entretanto, a quantidade foi bem acima das 70 mil toneladas exportadas em setembro. Com isso, as importações líquidas de petróleo, em outubro, atingiram 20,3 milhões de toneladas, uma média de 4,8 milhões de b/d, queda de 13% em relação à outubro de 2012.

No mesmo período, o consumo aparente de destilados foi em média de 3,9 milhões de b/d, um aumento de 8,2% em relação ao mesmo período do ano passado. O consumo aparente de querosene de aviação (jet fuel) caiu 5,7%, em comparação com o ano passado (dados da EIA/DOE). 2. Em outubro, as importações de petróleo bruto da China caíram 13,8% em relação ao mês de outubro do ano passado, atingindo a média de 20,41 milhões de toneladas, que equivalem a cerca de 4,8 milhões b/d. Esta foi a primeira vez, neste ano, que as importações de

No agregado do ano de 2013, abrangendo o período de janeiro a outubro, as importações totais de petróleo bruto da China aumentaram 3,4% para 231,62 milhões de toneladas, que se traduz na média de 5,6 milhões b/d. Este crescimento de volume foi inferior aos 7,1% de crescimento das importações no mesmo período de 2012 (Platts, 8/11/2013).

Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos 160 150 140

US$/b

130 120 110 100 90 80 70

nov/12

dez/12

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

ago/13

set/13

out/13

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

Gasolina Reg.USG

90,94

108,64

125,29

118,55

108,81

125,23

117,56

121,06

108,85

118,89

113,13

116,63

Nr.2 Diesel LS USG

98,31

118,65

129,46

126,39

124,38

132,75

123,63

128,91

127,60

129,51

120,16

126,62

Sondas

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Em 2012, o número médio do total das sondas de petróleo em uso no mundo foi de 3.518, valor jamais alcançado antes. Para comparação, ver o quadro abaixo: ANO 2012 2011 2010 2009 2008 2007

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

Considerando a evolução mensal, o número de sondas operando no mundo aumentou muito ligeiramente em outubro, passando para 3.437, enquanto que em setembro havia sido 3.431, ou seja, apenas mais seis sondas.

A média anual das sondas operando no Canadá, de janeiro a outubro chegou a 350 sondas. Em outubro foram 378 sondas.

Em toda a América Latina estiveram em operação, em outubro, 420 sondas. No Oriente Médio 383 e na África 131 sondas.

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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 outubro, foi de 370,5 milhões de barris e de 385,4 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 374,8 milhões de barris. Os estoques da última semana de outubro foram, em volume, 2,8% superiores aos níveis da mesma semana de 2012 e eram suficientes para 25,8 dias de consumo, contra 25,4 dias de um ano atrás.

milhões de barris ou 30,0 dias de consumo. Os estoques no fim do mês se encontravam, em volume, ligeiramente abaixo dos estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques de destilados eram de 118,1 milhões de barris ou 32,5 dias de consumo; portanto, em volume, o estoque no final de outubro estava 0,2% abaixo do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês com 210,0 milhões de barris, 23,2 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 23,6 dias de consumo.

Os estoques de destilados começaram o mês de outubro com 126,0 milhões de barris e encerraram com 117,8

Estoques nos Estados Unidos 450

milhões de barris

400 350 300 250 200 150 100 50 0

Petróleos sem SPR Gasolinas Destilados

nov/12 nov-12 378 215 118

dez/12 dez-12 365 231 135

Demanda e Oferta de Petróleo

jan/13 jan-13 378 234 131

fev/13 fev-13 385 227 122

mar/13 mar-13 392 225 119

abr/13 abr-13 396 221 118

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-13 359 217 131

out/13 out-13 379 215 123

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

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

Realizado

Projeção

2009

2010

2011

2012

(a) Demanda Mundial

84,69

86,94

88,04

88,92

88,89

89,03

90,27

Oferta Não-OPEP

51,14

52,30

52,45

52,92

53,84

53,70

4,35

4,98

5,37

5,57

5,76

55,49

57,28

57,82

58,49

29,20

29,66

30,22

28,79

29,23

-0,415

-0,429

Condensado OPEP (LGN+Não convencionais) (b) Oferta Mundial total (NãoOPEP+ Condensado OPEP) Diferença (a) - (b) Produção de Petróleo OPEP (1) (2)(3) Excesso / Falta(-) de produção de petróleo da OPEP

1trim13 2trim13 3trim13 4trim13

Variação %

2013

2013/2012

90,89

89,78

0,97

54,21

54,63

54,10

2,23

5,78

5,81

5,85

5,80

4,13

59,60

59,48

60,02

60,48

59,90

2,41

30,43

29,29

29,55

30,25

30,41

29,88

-1,81

29,79

31,13

30,22

30,57

30,34

-0,432

0,702

0,931

1,015

0,089

(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: Ago13 = 30,493 milhões de b/d; Set13 = 29,891 milhões de b/d; Out13 = 29,894 milhões de b/d; Demanda mundial projetada para 2014 = 90,78 milhões de b/d (5) nd = não disponível

A publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR de outubro aumentou ligeiramente a projeção de demanda mundial por petróleo para 2013 que passou para 89,78 milhões de b/d. A estimativa tem sido mantida, desde o começo do ano, ligeiramente abaixo dos 90 milhões de b/d. Este valor significa um aumento de 860 mil b/d, 1,0%, em relação à demanda de 2012, dos quais 29,88 milhões de b/d deverão ser fornecidos pela OPEP. No ano de 2012, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,43 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 31,13 milhões de b/d, ou seja, 700 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/consumidores, de cerca de 250 milhões de barris no ano.

No primeiro semestre de 2013, a tendência foi mantida. Para uma necessidade média de 29,42 milhões de b/d (29,29 milhões de b/d no primeiro trimestre e 29,55 milhões de b/d no segundo trimestre) foram produzidos 30,39 milhões de b/d (30,22 milhões de b/d no primeiro trimestre e 30,57 milhões de b/d no segundo trimestre), um excedente de cerca de 970 mil b/d. Assim, no primeiro semestre de 2013 já foram para estoque cerca de 175 milhões de barris. Para 2014, a projeção para a demanda mundial de petróleo foi de 90,78 milhões de b/d, um aumento de 1,86 milhões de b/d em relação à de 2012 e de 1,0 milhão de b/d em relação à demanda projetada para 2013, aumento de 1,10%.

Novembro 2013 Ano V – Número 10

NACIONAL 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

Novembro 2013 Ano V – Número 10

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Exploração

I. Declarações de comercialidade (Setembro/2013) Bloco

Operadora

Campo

Bacia

Data

Não houve declaração de comercialidade divulgada pela ANP no mês de Setembro POT-T-609

Petrobras

MAÇARICO

Potiguar

30/08/2013

POT-T-610

Petrobras

PATURI

Potiguar

30/08/2013

BT-POT-10

UTC

GRAÚNA

Potiguar

26/08/2013

BT-POT-10

UTC

CABOCLINHO

Potiguar

20/08/2013

Fonte: ANP

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

Bacia

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação

Produção

Injeção

Especiais

Total

Campos

Potiguar

Santos

Sergipe

Statoil

Campos

Petrobras

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

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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

2012

2013

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Produção

Injeção

Especiais

TOTAL

Exploratórios Pioneiros Extensão/ Avaliação

Fonte: ANP

TERRA Evolução de Poços Concluídos Poços

2012

2013

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Exploratórios Pioneiros Extensão/ Avaliação Produção

Injeção

Especiais

TOTAL Fonte: ANP

IV. Evolução do Número de Poços Concluídos por Bacia (Out/2013) Evolução do Número de Poços Concluídos Bacia

Média Média Média Média 2010 2011 2012 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Alagoas

Sergipe

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Solimões

Campos

Santos

Pará-Maranhão

Jequitinhonha

Camamu

Parnaíba

São Francisco

Barreirinha

Ceará

Total Fonte: ANP

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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

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

Alagoas Espírito Santo Pará-Maranhão São Francisco

Sergipe Solimões Jequitinhonha Barreirinha

Potiguar Campos Camamu Ceará

Recôncavo Santos Parnaíba

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

Terra

Mar

Total de Sondas

Anadarko

Imetame

OGX

Petrobras

Shell

Statoil

UTC

Total

Fonte: ANP

Produção

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

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

2012

2013

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Offshore

1.823

1.742

1.831

1.864

1.920

1.875

1.836

1.673

1.743

1.817

1.926

1.804

1.839

Onshore

182

181

180

181

188

181

184

183

176

174

175

Total

2.004

1.924

2.011

2.045

2.108

2.056

2.020

1.856

1.926

1.994

2.103

1.978

2.014

Fonte: ANP Evolução da produção em milhares de b/d

Novembro 2013 Ano V – Número 10

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da Produção por Concessionário em boe/d Evolução da Produção de Óleo (boe/dia) Concessionário

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2013 Jan

Fev

Mar

Abr

Mai Jun Jul Ago 1.916.233 1.930.763 1.889.150 1.823.368 1.875.371 1.829.178 1.752.968 1.830.551 1.801.118 1.882.868 1.794.222 1.820.666 Petrobras 0 22.037 36.801 38.367 47.040 45.074 4.242 7.223 51.884 54.445 47.178 49.850 Statoil 4.395 12.253 21.564 32.580 25.851 30.927 31.013 33.466 27.928 38.017 35.332 38.102 BG 0 3.958 24.534 25.578 31.360 30.050 2.828 4.815 34.590 36.297 31.452 33.233 Sinochem 53.410 45.366 35.119 20.141 24.726 29.668 16.295 8.072 21.961 21.230 17.061 22.116 Shell 9.138 8.724 6.630 12.452 8.871 12.137 11.695 14.418 14.449 14.412 11.164 12.472 Repsol Sinopec 1.735 3.667 8.606 9.808 9.102 9.581 9.743 9.271 6.742 10.875 11.319 11.834 Petrogal 25.729 36.961 6.421 3.896 0 0 0 17 6.039 10.616 8.369 6.129 Chevron 0 5.798 7.204 7.170 7.949 7.880 8.203 7.032 7.230 7.536 6.449 5.084 BP 11.155 8.787 6.515 3.416 4.209 5.249 1.154 851 4.336 3.994 2.711 4.824 ONGC Maersk 7.737 6.259 4.803 4.780 5.299 5.253 5.468 4.688 4.820 5.024 4.299 3.389 Energia/SK 9.107 13.077 2.266 1.375 0 0 0 6 2.132 3.747 2.954 2.163 Frade Japão 0 104 321 912 665 925 958 948 891 952 1.050 910 Gran Tierra 1.313 1.297 1.183 819 867 871 869 768 673 832 845 825 El Paso 652 664 575 589 628 562 563 601 562 582 606 609 Petrosynergy 183 272 204 311 289 346 344 310 323 316 244 315 Sonangol Queiroz 290 184 292 264 268 284 319 117 267 287 291 277 Galvão/Manati 125 131 196 189 199 189 170 172 184 185 206 206 Nova Petróleo 72 167 161 143 127 130 120 106 165 170 167 162 Partex 143 162 152 137 127 126 157 160 148 115 140 125 Recôncavo E&P 0 0 8.682 6.314 12.733 10.977 8.027 1.746 6.539 9.428 962 101 OGX 10 83 Petro Vista 5 8 50 135 8 15 161 172 203 221 234 67 UP Petróleo 64 41 65 59 60 63 71 26 59 64 65 61 Brasoil 64 41 65 59 60 63 71 26 59 64 65 61 Panoro 0 0 24 56 33 47 49 57 77 60 65 57 Santana 13 69 40 40 19 52 53 42 35 41 32 50 UTC 0 0 0 14 0 0 0 0 0 29 43 43 Petra 25 23 22 24 12 17 27 25 22 27 20 37 Aurizônia Severo & 44 37 26 17 12 13 13 3 28 29 20 22 Villares 5 23 10 19 15 18 14 22 20 23 21 21 Silver Marlim 3 4 10 10 4 7 14 13 11 9 7 19 Phoenix Central 0 2 16 18 21 21 20 17 18 9 18 18 Resources 2 18 EPG 202 376 93 34 39 27 41 39 35 32 38 17 Alvopetro 32 153 6 16 1 2 18 19 23 25 26 17 TDC 39 22 12 12 12 13 11 14 11 11 8 13 Cheim 5 46 17 16 6 34 24 16 12 14 12 12 Potióleo 8 7 7 4 6 6 5 7 4 0 0 7 Egesa 3 3 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 Genesis 2000 5 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Ral 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Quantra 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ERG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Panergy 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 ArClima 2 7 3 0 0 0 0 0 0 0 0 Vipetro 114 88 0 0 0 0 0 0 0 0 0 BrazAlta 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Allpetro 6 7 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Odebrecht 5 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nord 4 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Mercury 14 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Koch 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Orteng 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Delp 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Logos 11.694 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Devon 2.053.772 2.101.606 2.061.846 1.970.193 2.055.988 2.019.808 1.855.730 1.925.838 1.993.601 2.102.587 1.977.695 2.014.020 TOTAL *Notas: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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

III. Evolução da Produção de Petróleo por Bacia Produção Agosto 2013 (Mil bbl/dia) 2013

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Campos

1.756

1.778

1.708

1.604

1.712

1.656

1.487

1.528

1.624

1.675

1.560

1.592

Santos

126

162

116

136

137

166

146

203

199

196

Potiguar

Recôncavo

Espírito Santo

Sergipe

Solimões

Ceará

Alagoas

Camamu

Tucano Sul

Parnaíba

2.105

2.061

1.991

2.054

2.017

1.853

1.923

1.993

2.101

1.974

2.011

Bacia

Total 2.055 Fonte: ANP *Nota: Inclui condensado.

Evolução da produção por bacia em mil bbl/dia

2.500 2.000 Outras 1.500

Sergipe Espírito Santo

1.000 500 0

Recôncavo Potiguar Santos Campos

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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

SAPINHOÁ

300 BALEIA AZUL

250 200 150

LULA

100 POÇOS DE DIVERSOS OUTROS CAMPOS

50 0

F M A M J

S O N D

F M A M J

2011

S O N D

F M A M J

2012

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 setembro 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 stembro de 2009 e para o FPSO Cidade de Paraty, desde junho de 2013; em agosto, produziu para essas plataformas com respectivamente 4 e 1 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. A acentuada queda de produção do Campo de Lula em maio de 2013 foi decorrente de manutenção do FPSO Cidade Angra dos Reis. Fonte: ANP e Banco de Dados IBP

Novembro 2013 Ano V – Número 10

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Refino

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

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

Agosto

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Petróleo

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.079.871

2.064.579

Derivados - TOTAL

1.841.116

1.896.160

2.022.493

2.147.735

2.422.256

Asfalto

47.687

42.470

48.103

45.182

58.804

Coque

52.679

64.730

76.515

83.357

100.719

Gasolina A

370.603

405.106

450.784

486.292

572.233

1.553

991

1.334

1.530

2.264

GLP

131.891

136.351

142.988

141.018

152.074

Lubrificante

10.394

10.383

10.448

11.828

8.528

Nafta

126.757

109.370

110.675

96.836

97.347

Óleo Combustível

239.445

227.613

237.524

258.198

255.666

Óleo Diesel

993.330

Gasolina de Aviação

2013

713.924

732.938

781.999

855.393

Parafina

1.623

1.728

2.121

2.051

2.268

Querosene de Aviação

80.381

92.972

93.192

98.744

109.378

Querosene Iluminante

439

415

410

297

372

Solvente

8.697

6.365

4.907

7.620

9.752

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

4.521

7.463

6.639

5.964

50.523

57.265

54.853

53.424

59.520

II. Volume de Óleo Refinado por Refinaria (Agosto/2013) Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia) Refinaria

Agosto

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Riograndense (RS)

14.146

15.121

16.058

15.483

13.827

Pólo Guamaré (RN)

32.749

34.280

36.456

37.356

35.050

Refap (RS)

2013

150.295

150.026

156.858

199.994

202.857

Lubnor (CE)

7.945

6.971

7.847

8.395

8.777

Manguinhos (RJ)

4.210

10.062

10.451

276

Reduc (RJ)

221.986

217.471

227.317

243.392

236.521

Regap (MG)

147.304

133.548

148.203

150.484

132.049

Reman (AM)

42.153

42.795

37.914

38.256

35.087

Repar (PR)

171.512

194.448

199.379

209.296

209.596

RLAM (BA)

263.185

239.096

241.537

274.989

281.953

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

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

464

1.070

1.572

1.099

1.526

160.529

151.751

156.724

175.927

182.521

36.493

42.937

53.267

52.355

53.711

322.252

379.309

395.434

423.011

424.944

242.720

241.965

246.914

249.742

245.794

8.583

5.220

789

1.826.526

1.866.071

1.936.722

2.079.871

2.064.579

Novembro 2013 Ano V – Número 10

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Importações e Exportações

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

Petróleo (boe/dia)

Derivados (boe/dia)

GN (boe/dia)

Total (boe/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

2013 (média)

392.162

357.019

-35.143

490.701

259.498

-231.202

295.883

-295.883 1.178.746

616.518

-562.228

jan/13

341.884

174.854

-167.030

621.854

197.709

-424.145

306.123

-306.123 1.269.862

372.563

-897.298

966.816

fev/13

338.886

406.180

67.293

420.251

162.908

-257.343

319.176

-319.176 1.078.313

569.088

-509.226

mar/13

341.580

436.523

94.943

450.862

260.963

-189.899

309.395

-309.395 1.101.838

697.487

-404.351

abr/13

380.409

250.171

-130.238

643.153

290.712

-352.441

285.227

-285.227 1.308.789

540.883

-767.906

mai/13

479.329

415.186

-64.144

613.548

268.812

-344.736

343.425

-343.425 1.436.302

683.998

-752.304

jun/13

289.932

285.385

-4.547

288.908

231.784

-57.124

251.408

-251.408

517.170

-313.078

jul/13

906.395

276.137

-630.258

457.911

326.775

-131.137

296.842

-296.842 1.661.149

602.912

-1.058.237

ago/13

199.829

401.360

201.531

517.318

240.559

-276.759

254.299

-254.299

971.445

641.919

-329.526

set/13

251.214

567.378

316.164

402.501

355.262

-47.238

297.052

-297.052

950.766

922.641

-28.126

Fonte: ANP

830.248

Importações e exportações em boe/dia

Total

1.200.000 1.000.000 800.000

Derivados

Petróleo

Gás Natural

600.000 400.000 200.000 0 2010 (média) 2011 (média) 2012 (média) 2013 (média) -200.000

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

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

-400.000 -600.000

II. Evolução das Importações e Exportações em milhares de US$ FOB Período

Petróleo (103 US$ FOB)

Derivados (103 US$ FOB)

GN (103 US$ FOB)

Imp

Exp

Saldo

Imp

Exp

Saldo

Imp

841.378

1.357.770

516.392

1.081.678

587.952

-493.726

262.961

-262.961 2.186.018 1.945.722 -240.296

2011 (média) 1.177.921 1.815.454

637.533

1.616.918

789.991

-826.927

269.213

-269.213 3.064.052 2.605.445 -458.607

2012 (média) 1.119.470 1.693.251

573.782

1.504.692

900.719

-603.972

437.396

-437.396 3.061.557 2.593.971 -467.586

2013 (média) 1.351.566

958.986

-392.581

1.654.873

833.304

-821.569

605.503

-605.503 3.611.942 1.792.289 -1.819.653

473.625

2010 (média)

Saldo

Total (103 US$ FOB) Imp

Exp

Saldo

jan/13

1.220.020

-746.395

2.316.231

706.643

-1.609.587

641.045

-641.045 4.177.296 1.180.269 -2.997.027

fev/13

1.122.988 1.032.218

-90.770

1.372.803

502.257

-870.547

645.329

-645.329 3.141.120 1.534.475 -1.606.645

mar/13

1.267.772 1.290.210

22.437

1.489.093

908.519

-580.575

662.715

-662.715 3.419.580 2.198.728 -1.220.852

abr/13

1.406.354

-730.679

2.287.864

944.059

-1.343.805

592.996

-592.996 4.287.213 1.619.733 -2.667.480

mai/13

1.439.387 1.096.946

-342.442

2.179.825

848.673

-1.331.152

785.324

-785.324 4.404.536 1.945.618 -2.458.918

675.674

jun/13

971.223

728.293

-242.929

991.489

756.997

-234.493

461.664

-461.664 2.424.377 1.485.290 -939.087

jul/13

3.144.117

692.158

-2.451.959

1.369.580

1.006.479

-363.100

598.381

-598.381 5.112.078 1.698.638 -3.413.440

ago/13

708.376

1.088.002

379.626

1.589.149

751.736

-837.413

483.470

-483.470 2.780.995 1.839.738 -941.257

set/13 Fonte: ANP

883.859

1.553.745

669.886

1.297.823

1.074.370

-223.453

578.604

-578.604 2.760.286 2.628.115 -132.171

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Estados Unidos

321

493

465

318

249

216

160

158

401

334

342

368

637

China

338

449

403

264

267

656

194

202

295

396

364

Chile

153

109

179

141

Demais Países

595

765

735

281

472

366

284

315

100

319

264

412

1.346

1.860

1.692

934

249

1.032

1.290

676

1.097

728

692

1.088

1.554

País

Total

Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior Exportações por país (Milhões US$ F.O.B.)

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

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Nigéria

467

679

630

714

763

333

618

771

777

455

1.759

625

326

Arábia Saudita

158

224

241

260

451

230

356

440

213

648

Argélia

120

164

222

191

Iraque

104

107

124

Guiné Equatorial

355

108

176

Estados Unidos

Demais Países

110

País

Total 841 1.173 1.117 Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

143

475

109

163

318

155

1.344

1.214

1.115

1.268

1.399

1.432

968

3.124

696

875

Importações por país (Milhões US$ F.O.B.)

Novembro 2013 Ano V – Número 10

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

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

Arrecadações e tributos

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

Média dos trimestres de 2010

Média dos trimestres de 2011

Média dos trimestres de 2012

Média dos trimestres de 2013

1º Trimestre 2013

2º Trimestre 2013

UNIÃO MMA

291.750

316.228

388.497

361.773

393.274

330.272

MME

1.167.001

1.264.911

1.551.398

1.447.092

1.573.096

1.321.087

42.002

139.986

90.482

189.489

17.100

17.354

16.846

FUNDO SOCIAL

ESTADOS AM

7.508

11.927

15.751

1.266

425

1.817

2.591

2.294

2.888

58.984

127.310

243.542

204.253

202.067

206.440

1.095.084

1.120.059

1.317.113

1.340.890

1.443.005

1.238.774

2.173

2.662

4.021

5.010

5.029

4.990

1.986

2.528

3.272

2.952

3.164

2.740 4.211

MUNICÍPIOS AM

1.877

2.982

3.938

4.275

4.338

317

106

454

648

573

722

14.746

31.828

60.886

51.063

50.517

51.610

273.771

278.119

329.278

335.222

360.751

309.694

543

665

1.005

1.252

1.257

1.248

SE TOTAL GERAL Fonte: ANP

496

632

818

738

791

685

2.917.503

3.160.381

3.963.793

3.914.844

4.147.992

3.681.697

Participações Especiais

II. Royalties Royalties (R$) Beneficiários

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Estados

275.404.553

319.973.601

408.065.749

395.713.655

Outubro 2013 453.707.404

Municípios

317.515.455

370.057.700

471.720.697

456.763.777

522.476.082

Fundo Especial

74.342.158

86.131.635

109.668.657

105.788.083

121.450.610

Comando da Marinha

148.684.317

172.263.270

200.496.454

191.602.537

242.901.220

MCT

115.295.999

133.902.931

151.394.993

144.589.422

171.995.230

FUNDO SOCIAL

37.812.007

38.564.344

17.054.094

Total

931.242.483

1.082.329.137

1.379.158.557

1.333.021.819

1.529.584.640

Fonte: ANP

Novembro 2013 Ano V – Número 10

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS Royalties

Gás Natural

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

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

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

Nordeste (Nacional)

10,2178 12,1433 12,8214 13,1691 13,2637 13,6300

13,5641

13,4329 13,4837 12,6266 12,1825

Sudeste (Importado)

7,3704

8,9354

10,0552 10,1869 10,2048 10,2048

10,2048

10,2295 10,2295 10,2295 10,0054

Sudeste (Nacional)

9,9461

11,5509 12,3605 12,8854 12,9965 13,3597

13,2951

13,1670 13,1717 12,3346 11,8730

Sul (Importado)

7,3667

8,9278

9,6544

10,2263

10,2587 10,2587 10,2587 10,0247

Sul (Nacional) Centro Oeste (Importado)

8,3339

10,2114 10,2263 10,2263 -

10,1258 11,4063 11,4993 11,5147 11,5147

Centro Oeste (Nacional) Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Agosto de 2013 *Preços do Gás nacional sem o desconto de 32% dado para as distribuidoras das regiões Nordeste e Sudeste, a exceção da GASMIG

11,5147 -

11,5546 11,5546 11,5546 11,2870 -

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

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

jan/13

fev/13

mar/13

abr/13

mai/13

jun/13

jul/13

7,94

10,23

11,56

11,35

11,39

11,36

11,64

11,41

11,32

10,98

6,39

9,35

8,91

10,16

10,60

10,24

10,29

10,33

9,81

9,88

9,94

Henry Hub

4,38

4,00

2,72

3,73

3,33

3,81

4,17

4,04

3,83

3,62

Petróleo Brent

14,16

19,82

19,83

19,23

20,12

20,75

19,46

18,33

18,36

18,37

19,19

Petróleo WTI 14,14 16,93 Petróleo Brent (US$/ 79,48 111,25 Bbl) Petróleo WTI (US$/Bbl) 79,37 95,04 Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Agosto de 2013

16,77

17,06

16,86

16,98

16,59

16,39

16,88

17,07

18,63

111,31

107,91

112,93

116,46

109,24

102,88

103,03

103,11

107,72

94,12

95,74

94,65

95,30

93,12

92,02

94,72

95,79

104,55

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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

Média 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013

2013 Jul

395.252

414.687

443.935

483.120

493.750

Reinjeção

78.811

69.628

60.885

60.068

68.622

Queima e Perda

41.764

30.254

24.845

23.209

18.366

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

61.137

63.842

66.483

67.364

68.496

14.781

16.605

19.750

28.807

30.946

22.392

21.574

22.140

22.203

22.392

Oferta de Gás Nacional ao Mercado 176.366 Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Agosto de 2013

212.784

249.894

281.406

284.928

217.313

179.260

226.685

300.590

278.513

169.259

168.944

173.221

199.764

1.761

Gás Natural Liquefeito - GNL

48.054

10.315

53.463

99.065

78.748

Consumo em Transporte na Importação

5.598

IMPORTAÇÃO Bolívia Argentina

5.850

7.045

7.107

173.410

220.835

293.545

271.405

388.081

386.194

470.729

574.952

556.334

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

299.835

359.274

438.022

406.070

70.949

79.818

76.547

81.893

15.473

31.638

60.382

68.370

55,1%

53,9%

49,0%

51,2%

Oferta de Gás Importado ao Mercado 211.715 Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Agosto de 2013 OFERTA TOTAL AO MERCADO

388.018

386.194

470.729

574.952

556.334

Industrial

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR

222.722

256.939

263.040

256.373

267.883

Automotivo

34.594

33.965

33.462

31.889

31.449

Residencial

4.969

5.472

5.787

5.975

7.422

Comercial

3.963

4.277

4.529

4.592

4.969

Geração de Energia Elétrica

99.190

65.540

144.854

259.580

227.125

Co-geração

18.240

18.932

18.366

15.787

16.668

Outros (Inclui GNC) 4.277 Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Agosto de 2013

1.069

692

755

Balanço do gás natural em boe/dia

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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

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

Média Média 2010 2011 278.540 310.259 0 0 17.525 11.634 0 1.153 2.317 6.488 6.774 3.894 2.585 3.894 2.585 456 690 2.427 2.378 845 982 1.746 2.765 0 271 0 44 203 233 618 978 7 0 136 71 69 128 91 2 12 5 10 5 3 1 0 0 0 0 0 10 4 4 6 6 4 4 2 2 6 70 2 5 4 12 0 16 38 2 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 184 0 0 0 3 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 318.235 345.005 Reinjeção

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

Média 2013 Jan Fev 358.908 368.841 363.884 14.504 2.251 8.561 16.616 18.592 18.677 6.134 800 3.529 6.052 5.924 7.100 4.682 4.972 4.952 3.692 4.131 4.151 3.692 4.131 4.151 2.170 2.273 2.365 1.263 1.481 1.859 1.610 1.315 2.119 259 0 0 295 334 338 197 223 226 138 151 213 91 0 0 102 74 103 123 154 147 93 119 108 82 103 98 13 5 12 11 10 11 8 3 4 2 9 13 0 0 5 2 3 4 3 4 5 2 8 3 5 5 3 2 2 1 4 3 3 3 2 3 3 79 127 108 2 1 2 1 0 0 1 1 1 3 3 2 34 55 46 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 421.723 416.108 422.794

2013 Mar Abr Mai 368.271 359.628 343.133 10.492 18.148 17.299 18.590 5.504 18.167 4.392 7.758 7.328 7.102 6.828 5.279 4.930 4.319 3.878 4.131 1.223 4.037 4.131 1.223 4.037 2.394 2.305 1.748 1.345 647 1.364 2.092 2.062 1.824 0 4 416 59 72 391 39 48 261 48 41 188 0 1 147 107 106 100 149 113 116 100 98 82 99 75 77 13 16 14 11 10 11 8 9 9 16 16 16 5 6 6 4 5 6 5 6 5 3 3 3 2 0 4 3 3 3 2 3 2 129 88 111 1 2 2 0 2 2 1 1 1 3 3 3 55 38 48 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 428.734 410.415 410.120

Jun 364.183 20.229 18.561 8.537 6.208 4.877 4.125 4.125 2.143 1.243 1.719 686 427 284 148 242 107 116 80 77 16 11 9 21 5 5 6 3 4 3 2 65 2 2 2 3 28 0 0 0 0 438.303

Jul 356.039 19.158 18.177 8.200 5.208 4.801 4.039 4.039 2.166 978 858 550 357 238 117 194 117 105 81 70 13 9 7 25 4 5 5 3 3 4 2 4 2 3 2 3 2 0 0 0 0 0 425.588

Ago 347.283 19.893 16.656 8.525 4.765 4.725 3.701 3.701 1.969 1.186 889 412 383 255 197 145 102 81 75 54 16 13 11 9 7 7 5 4 4 4 4 3 3 2 2 2 1 1 1 0 0 0 0 0 415.095

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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

Biodiesel

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

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

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Jan

3.471

15.579

18.332

29.914

37.805

39.161

45.957

Fev

3.804

16.719

18.021

39.996

39.712

46.546

44.623

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

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

9.945

22.735

30.523

38.115

44.002

49.486

6.951

20.059

27.664

41.133

46.021

46.728

49.146

Evolução da produção de biodiesel em boe/dia

Novembro 2013 Ano V – Número 10

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da Produção de Biodiesel por UF em boe/dia Produção de Biodiesel B100 (boe/dia) 2013

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Bahia

1.585

2.273

3.973

3.699

4.224

4.123

4.102

4.197

3.186

3.311

3.303

3.145

Ceará

1.143

767

1.072

1.504

1.703

1.506

1.569

1.691

1.404

1.355

1.447

1.355

Goiás

7.622

8.712

10.327

10.557

9.787

10.406

10.794

12.313

10.452

10.763

10.435

9.504

Mato Grosso

9.791

8.615

8.153

7.418

5.936

5.245

8.364

9.726

6.768

7.575

7.700

8.028

Minas Gerais

1.253

1.320

1.377

1.556

1.622

1.507

1.687

1.666

1.192

1.758

1.447

1.565

1.201

1.979

2.064

2.933

2.359

2.404

2.385

1.914

2.425

2.851

4.295

4.832

Estado

Pará Paraná Piauí São Paulo

5.643

5.085

2.725

2.750

3.474

3.482

3.541

4.086

2.270

1.052

2.112

1.982

Tocantins

1.492

1.744

1.207

726

426

310

1.090

1.742

786

687

345

417

Rio Grande do

10.443

14.856

13.860

14.867

13.510

12.135

11.852

14.178

17.542

16.410

17.318

15.992

Rondônia

107

144

218

206

196

213

246

184

234

215

250

Maranhão

322

Mato Grosso

135

535

1.530

3.028

2.868

3.348

2.280

3.088

3.812

3.717

2.776

2.331

Rio de Janeiro

348

133

293

138

268

272

167

151

Santa Catarina

647

592

464

845

686

Brasil 41.123 46.058 46.726 50.039 46.384 44.933 47.909 54.910 50.685 50.260 52.405 50.240 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(*)

269.640

372.859

642.498

15-abr-13

27.185

125.451

152.635

01-mai-13

86.067

241.973

328.040

01-jun-13

172.627

305.966

478.593

01-jul-13

192.082

318.234

510.316

01-ago-13

243.801

352.763

596.564

269.640

372.859

642.498

Safra 2013/2014 - Posição Acumulada

01-set-13 * Posição em 01/09/2013 ** Fonte: MAPA Fonte: ANP

Novembro 2013 Ano V – Número 10

ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS II. Evolução da exportação de etanol Evolução da Exportação de Etanol Ano Volume (Mil boe/dia) US$ FOB (Milhões US$) Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe

2013

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

32,7

33,8

52,2

51,7

71,4

46,8

15,0

21,7

28,6

58,8

71,7

99,4

84,5

119,7

182,2

163,7

230,3

136,8

50,8

71,9

93,9

188,5

223,5

314,3

Evolução da exportação de etanol em mil boe/dia

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

2,40

2,48

2,52

2,63

1,98

2,27

2,02

2,29

2,18

2,28

2013

Estados

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

2,65

1,83

2,09

2,17

2,25

2,30

2,41

2,47

1,84

2,10

2,12

2,27

2,30

2,32

2,43

2,44

1,97

2,28

2,25

2,40

2,42

2,30

2,38

2,47

1,58

1,96

1,99

1,96

1,86

Ago

1,86

2,10

2,11

2,26

1,84

2,24

2,23

2,29

2,26

1,87

2,12

2,16

2,33

2,35

1,95

2,22

2,23

2,40

2,44

2,00

2,20

2,26

2,27

2,08

2,38

2,41

2,44

2,47

2,02

2,38

2,46

2,51

2,45

2,29

2,45

2,54

2,67

2,76

1,52

1,97

1,90

1,94

1,85

1,97

2,37

2,43

2,44

2,41

1,85

2,17

2,19

2,36

2,34

1,94

2,35

2,38

2,43

2,36

1,80

2,15

2,13

2,12

2,04

1,93

2,22

2,47

2,52

1,78

2,07

2,13

2,17

2,10

1,51

1,87

1,85

1,74

1,68

1,95

1,98

1,89

2,11

2,17

2,25

2,26

PA Fonte: ANP

2,08

2,33

2,34

2,52

2,55

Brasil

1,91

2,20

2,23

2,31

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

RR (mais caro)

Média 2012 Média Brasil

Média 2013

ago/13

SP (mais barato)

Novembro 2013 Ano V – Número 10

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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