Upload
instituto-brasileiro-de-petroleo-gas-e-biocombustiveis
View
214
Download
0
Embed Size (px)
DESCRIPTION
O Monitor IBP traz o comportamento do mercado de petróleo e apresenta um novo formato.
Citation preview
Editorial
SumárioO déficit comercial e o setor petróleo, por Wagner Freire..02
O mercado internacional................................04
Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis....11
Agenda......................................................28
............................
Ano V – Número 3
Março 2013
ISSN 2176-5464
............................
Leia mais!IBP Notícias, informativo trimestral com as últimas novidades do Instituto. Clique aqui
para ler a última edição.
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 (PRC-Poço).
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!
2Ano V – Número 3
Março 2013
O MERCADO NACIONAL
O DÉFICIT COMERCIAL BRASILEIRO E O SETOR PETRÓLEO...............O Brasil está iniciando o ano de 2013 com um apreciável déficit na balança comercial e o setor petróleo, entenda-se, 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. Exporta-se 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.
POR WAGNER FREIRE
3Ano V – Número 3
Março 2013
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..
4Ano V – Número 3
Março 2013
O MERCADO INTERNACIONAL
Visão geral do mercado ..................................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 2007 2008 2009 2010 2011
Brasil 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..
5Ano V – Número 3
Março 2013
O MERCADO INTERNACIONAL
Mercado de Petróleos....................................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.
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.
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.
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.
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,
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.
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.
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.
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.
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
6Ano V – Número 3
Março 2013
O MERCADO INTERNACIONAL
maneira “confiável” utilizando sua capacidade máxima.
O fluxo estará condicionado à capacidade das empresas que atuam na ponta final do duto, no estado do Texas, receberem o petróleo que chega.
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.
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.
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.
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.
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,
afetaram a saúde da população”.
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”.
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.
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).
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.
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.
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.
7Ano V – Número 3
Março 2013
O MERCADO INTERNACIONAL
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 re-finaria de Port Reading, em New Jersey, que tem capaci-dade para processar 65 mil b/d de petróleo e pertence a petroleira americana Hess.
Na primeira quinzena do mês, cruzaram o Atlântico no sen-tido 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 aluga-ram 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 desa-bastecido 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 Har-bor, durante todo este ano tem sido 5 cents por galão su-perior 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-ven-ture 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, repre-sentava 10% da produção regional. Os estoques de gasolina na Costa Leste têm estado abaixo do valor médio dos últimos cinco anos. Na segunda sema-na 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 bar-ris.
Adicionalmente, o congestionamento nos dutos que tra-zem produto do Golfo do México (USGulf) reduziram a dis-ponibilidade 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 “definitiv-amente” as atividades de sua refinaria de Harburg, situada em Hamburgo no nordeste da Alemanha, que tem capacid-ade de processamento de 100 mil b/d.
Serão fechadas, dentre outras, uma unidade de destila-ção, com capacidade de 50 mil b/d de petróleo, e uma de
Mercado de derivados ...................................
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)..
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13
US$
/b
Preços FOB dos petróleos - Spot
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
8Ano V – Número 3
Março 2013
O MERCADO INTERNACIONALhidrocraqueamento com capacidade de 15 mil b/d. Uma parte das instalações será repassada a petroleira sueca Nynas, que a modificará para produzir óleos lubrifican-tes 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 atingi-ram 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 pro-pano 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 che-gou a 3,147 milhões de b/d, sendo grande parte de desti-lados (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 sub-stancial 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 ele-tricidade 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 ocor-rendo 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 Com-mission – NDRC é o ente estatal responsável pela regula-mentação 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 die-sel.
Segundo analistas internacionais, a Sinopec, maior refina-dora da China, vinha obtendo margens de refino positivas por causa do “preço relativamente baixo dos petróleos no mercado internacional”. No terceiro trimestre esta mar-gem 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 gaso-lina 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 Petro-bras, 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.
9Ano V – Número 3
Março 2013
O MERCADO INTERNACIONALSegundo a fonte de notícias da publicação: “nos próximos dois anos, que é o menor prazo para as novas refinarias en-trarem em funcionamento, a tendência de alta nas impor-
tações de gasolina e diesel deve continuar” (Platts Latin America Wire 28/2/2013)..
Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos ....................A média semanal dos estoques de petróleo na primeira se-mana 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 mi-lhões 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 mi-lhões 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..
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13
milh
ões d
e ba
rris
mar-12 abr-12 mai-12 jun-12 jul-12 ago-12 set-12 out-12 nov-12 dez-12 jan-13 fev-13Petróleos sem SPR 368 377 386 386 370 363 369 375 378 365 365 377Gasolinas 219 211 205 208 210 201 201 204 215 231 234 230Destilados 134 125 122 120 127 127 127 119 118 135 131 124
Estoques nos Estados Unidos
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13
US$
/b
Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos
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
10Ano V – Número 3
Março 2013
O MERCADO INTERNACIONAL
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.
No ano de 2012, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,06 milhões de b/d, os membros da organiza-ção 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-
midores, de quase 400 milhões de barris.
Neste mês de fevereiro de 2013, a tendência foi manti-da. 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.
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%.
Oferta e demanda de petróleoBalanço Oferta x Demanda Mundial de Petróleo - em milhões de bpd
(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
................................
Contagem de sondas....................................Em 2012, o número médio do total das sondas de petróleo em uso no mundo foi de 3.518, valor jamais alcançado an-tes. Para comparação, ver o quadro abaixo:
ANO Número de sondas operando no mundo
2012 3.5182011 3.4662010 2.9852009 2.3042008 3.3362007 3.116
Considerando a evolução mensal, o número de sondas ope-rando 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 fe-vereiro, 427 sondas.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
África Europa Ásia Oriente Médio
Canadá América Latina
EUA Total -Mundo
Contagem do número de sondas
2009 2010 2011 2012 jan/13
Realizado Projeção Variação %
2009 2010 2011 2012 1trim13 2trim13 3trim13 4trim12 2013 2013/2012
(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
Condensado OPEP (LGN+Não convencionais) 4,35 4,98 5,37 5,75 5,98 5,98 5,98 5,98 5,98 4,00
(b) Oferta Mundial total (Não-OPEP+ Condensado OPEP) 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 nd nd nd nd nd nd
Excesso / Falta(-) de produção de petróleo da OPEP -0,41 -0,43 -0,44 1,09 nd nd nd nd nd nd
11Ano V – Número 3
Março 2013
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
Reservas Petrobras (Bboe) 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 2,12 2,11 2,37 2,49 2,44
Reservas demais empresas (B boe) 0,47 0,62 1,00 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 0,08 0,08 0,08 0,1 0,11 0,12 0,15
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 PetrobrasNota: Reservas Provadas segundo critério SPE/ANP*com estimativas IBP
Produção de óleo e gás, R/P de óleo e gás 2005/2012
R/P Petróleo (anos)
R/P Gás Natural (anos)
Produção Petróleo (B bbl)
Produção Gás Natural (B boe)
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0
5
10
15
20
25
30
35
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
12Ano V – Número 3
Março 2013
Exploração .........................................ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
I. Declarações de comercialidade (Fevereiro/2013)
II. Poços concluídos por operador (Fevereiro/2013)
MAR
TERRA
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 OGX GAVIÃO BRANCO Parnaíba 06/12/2012
*Fonte ANP
Operador Bacia
Nº de Poços Concluídos
Exploratórios Pioneiros
Extensão/ Avaliação Produção Injeção Especiais Total
Karoon Santos 1 - - - - 1
Petrobras
Campos - - 1 2 - 3
Santos - - 2 - 1 3
Sergipe 1 - - - - 1
Statoil Campos - - 1 - - 1
Total 2 0 4 2 1 9
*Fonte: ANP
Operador Bacia
Nº de Poços Concluídos
Extensão/ Avaliação Produção Injeção Especiais Total
Petrobras
Espírito Santo 1 - 2 - - 3
Potiguar - - 11 - - 11
Solimões - 2 - - 1 3
Sergipe - - 4 4 - 8
OGX Parnaíba 1 - - - - 1
Total 2 2 17 4 1 26
*Fonte: ANP
13Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
III. Evolução de poços concluídos
TERRA
MAR
IV. Evolução de poços concluídos por bacia (Fevereiro/2013)
Evolução de Poços Concluídos
Poços2012 2013
Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev
Exploratórios Pioneiros 3 2 1 3 2 1 0 5 1 5 4 1 2
Extensão/Avaliação 2 3 2 4 1 0 3 0 0 1 1 0 0
Produção 2 3 2 7 3 3 2 3 3 3 4 6 4
Injeção 0 1 0 3 1 0 2 0 0 2 1 2 2
Especiais 1 1 3 3 4 1 2 3 0 2 3 4 1
TOTAL 8 10 8 20 11 5 9 11 4 13 13 13 9
*Fonte: ANP
Evolução de Poços Concluídos
Poços2012 2013
Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev
Exploratórios Pioneiros 4 7 2 5 4 4 2 2 3 3 2 4 2
Extensão/Avaliação 1 3 1 4 4 4 3 2 0 1 6 7 2
Produção 21 18 25 25 26 27 21 16 15 31 24 21 17
Injeção 1 1 2 3 5 5 8 0 3 1 3 5 4
Especiais 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1
TOTAL 27 29 30 37 39 40 34 21 21 36 35 37 26
*Fonte: ANP
Evolução do Número de Poços Concluídos
Bacia Média 2010
Média 2011
Média 2012
Média 2013
2013
Jan Fev
Alagoas 1 1 0 0 0 0
Sergipe 7 8 9 11 13 9
Potiguar 26 11 11 12 13 11
Recôncavo 9 7 7 3 6 0
Espírito Santo 5 3 4 4 4 3
Solimões 1 1 1 2 0 3
Campos 13 11 6 7 10 4
Santos 2 4 3 3 1 4
Pará-Maranhão 0 0 0 0 0 0
Jequitinhonha 0 0 0 0 0 0
Camamu 0 0 0 0 0 0
Parnaíba 0 1 2 2 2 1
São Francisco 0 0 1 1 1 0
Barreirinha 0 0 0 0 0 0
Ceará 0 0 0 0 0 0
Total 64 47 44 43 50 35
*Fonte: ANP
14Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
Produção.........................................I. Evolução da Produção de Petróleo em milhões de boe/d (Dezembro/2012)
Produção de óleo offshore e onshore em milhares de barris/dia
V. Sondas por empresa operadora (Fevereiro/2013)
Poços concluídos por bacia (fev/2012)
Nome Operador Terra Mar Total Sondas
Gran Tierra 1 0 1
Imetame 1 0 1
Karoon 0 1 1
OGX 3 3 6
Petra 4 0 4
Petrobras 28 47 75
Statoil 0 2 2
Total 37 53 90
*Fonte: ANP
Petróleo2011 2012
Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Offshore 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
Onshore 180 176 178 179 177 183 183 181 182 181 180 181 188
Total 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
0
5
10
15
20
25
30
Média 2010
Média 2011
Média 2012
Média 2013
jan/13 fev/13
Alagoas
Sergipe
Potiguar
Recôncavo
Espírito Santo
Solimões
Campos
Santos
Pará-Maranhão
Jequitinhonha
Camamu
15Ano V – Número 3
Março 2013
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 2011
Média 2012
2012
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Petrobras 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
Statoil 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
Shell Ltda 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
Sinochem 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
BG 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 27.705Queiroz Galvão/Manati
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
Petrogal 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
OGX 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
El Paso 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
Repsol Sinopec 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
BP 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
ONGC 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
Maersk Energia/SK 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
Brasoil 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 4.022Rio Panoro/Norse/Rio das Contas
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
Gran Tierra 120 357 266 183 47 121 189 158 143 - 113 942 1.060 1.059
Petrosynergy 724 664 728 685 537 522 620 731 687 712 680 698 681 692Alvorada/Alvopetro
373 101 170 140 77 118 129 139 124 46 105 59 57 45
W.Petróleo 142 202 178 198 195 196 218 224 188 191 180 209 207 235
Starfish 213 203 321 256 226 256 212 156 140 151 176 177 189 182
Recôncavo E&P 163 155 103 120 143 182 185 173 188 181 5 220 224 134
Partex 164 162 198 193 112 190 181 175 167 155 154 146 139 134
ERG 82 123 139 138 142 118 98 80 101 124 137 140 135 126
Panergy 35 53 59 59 61 51 42 34 43 53 59 60 58 54
UTC 68 50 42 49 46 84 57 56 57 44 41 39 45 43
Aurizônia 27 28 13 46 44 41 29 28 27 17 19 16 25 34
Santana 2 26 0 17 19 19 30 16 29 27 42 40 35 32
Silver Marlim 28 11 12 29 4 0 0 15 2 3 8 15 21 24
Central Resources 3 16 6 10 12 6 24 14 20 12 21 22 23 22
Severo Villares 44 31 41 45 43 42 30 29 30 26 25 19 18 21
Guanambi 5 19 21 22 17 20 20 18 16 20 19 20 17 20
Phoenix 6 13 3 24 22 21 13 12 12 5 7 6 12 18
Cheim 23 15 8 0 19 31 28 20 2 11 20 9 14 13
UP 22 53 41 41 158 150 21 15 14 16 13 102 52 8
Potióleo 42 21 29 2 2 42 27 27 29 26 21 22 19 8
Egesa 7 7 8 7 7 7 7 7 7 6 7 7 7 6
Petra - 2 - - - - - - - - - - 19 4
Genesis 2000 3 2 2 2 3 2 1 2 2 2 2 2 2 2
Chevron 38.004 6.939 33.592 33.183 16.496 0 - - - - - - - 2
TDC 146 6 5 5 18 17 2 2 2 2 1 11 6 1
Frade Japão 13.444 2.449 11.856 11.712 5.822 0 - - - - - - - 1
Ral 0 1 0 0 0 2 3 - 0 0 0 0 0 0
Quantra 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Arclima - 1 - - - - - - 6 3 2 1 1 0
Vipetro 6 3 16 3 0 5 7 - - - - 3 6 -
BrazAlta 83 0 0 0 0 1 - - - 2 - - - -
Odebrecht 7 1 6 10 - - - - - - - - - -
Nord 2 0 0 3 - - - - - - - - - -
Mercury 1 0 1 2 - - - - - - - - - -
Devon - - - - - - - - - - - - - -
Koch - - - - - - - - - - - - - -
Anadarko - - - - - - - - - - - - - -
Logos - - - - - - - - - - - - - -
Delp - - - - - - - - - - - - - -
Orteng - - - - - - - - - - - - - -
Total 2.460.2102.435.7742.607.9102.560.9212.434.7362.373.6852.412.8742.418.7972.407.5432.391.0562.314.4452.411.7852.455.6622.527.384*Notas: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.
16Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
III. Produção de Petróleo e de Gás Natural por Bacia (Dezembro/2012)
Produção de óleo offshore e onshore em barris/dia (Petrobras e outras)
Produção de óleo por bacia em barris/dia
Produção Setembro 2012 (Mil bbl/dia)
Bacia Média 2011
Média 2012
2012
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Solimões 35 34 34 33 33 32 33 34 33 33 33 34 34 36
Ceará 6 5 6 6 5 4 4 4 4 5 5 5 6 7
Potiguar 60 61 59 61 61 61 62 61 61 61 61 59 61 62
Alagoas 5 5 5 5 4 5 5 5 4 5 5 4 5 5
Sergipe 42 40 42 41 41 40 41 41 40 40 40 40 37 40
Recôncavo 44 43 42 42 42 42 43 44 42 43 43 44 44 45Espírito Santo 50 39 37 38 38 39 40 39 39 43 40 36 38 38
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 85 126 127 96 115 115 120 142 144 140 138 116 129 129
Tucano Sul - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Camamu - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Parnaíba - 0 - - - - - - - - - - 0 0
Total 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
Fonte: ANP
0
500
1000
1500
2000
2500
Média 2011
Média 2012
jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12
Campos Santos Outras
17Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
Principais produtos refinados no Brasil em boe/d
Refino............................................I. Volume de Petróleo e Derivados Processados (Dezembro/2012)
Volume de Petróleo e Derivados Processados (boe/dia)
Petróleo / Derivado Média 2010
Média 2011
Média 2012
Dez
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
Gasolina de Aviação 1.553 991 1.334 2.129
GLP 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 439 415 410 346
Solvente 8.697 6.365 4.907 7.317
Outros Energéticos 4.521 7.463 6.639 10.662
Outros Não Energéticos 50.523 57.265 54.853 52.886
*Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe
18Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
Volume refinado por refinaria em boe/d
II. Volume de Óleo Refinado por Refinaria (Dezembro/2012)
Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia)
Refinaria Média 2010 Média 2011 Média 2012Dez
2012
TOTAL 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
Lubnor (CE) 7.945 6.971 7.847 8.291
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
Dax Oil (BA) 0 0 119 866
RPBC (SP) 153.701 168.464 165.965 181.165
Recap (SP) 41.617 45.149 41.701 53.394
Replan (SP) 353.735 329.485 346.097 412.221
Revap (SP) 240.311 209.598 244.647 253.955
Univen (SP) 5.079 2.024 6.881 0
*Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe
19Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
.....................................Balança Comercial
I. Importação e Exportação em boe/dia (Janeiro/2013)
II. Importação e Exportação em milhares de US$ fob (Janeiro/2013)
Petróleo Derivados Gás Natural Total
PeríodoPetróleo (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 -226.547 966.816 848.756 -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
Fonte: ANP
PeríodoPetróleo (103 US$ FOB) Derivados (103 US$ FOB) GN (103 US$ FOB) Total (103 US$ FOB)
Imp Exp Saldo Imp Exp Saldo Imp Saldo Imp Exp Saldo
2010 (média) 841.378 1.357.770 516.392 1.081.678 587.952 -493.726 262.961 -262.961 2.186.018 1.945.722 -240.296
2011 (média) 1.177.921 1.815.454 637.533 1.616.918 789.991 -826.927 269.213 -269.213 3.064.052 2.605.445 -458.607
2012 (média) 1.119.470 1.693.251 573.782 1.504.692 900.719 -603.972 437.396 -437.396 3.061.557 2.593.971 -467.586
jan/13 1.214.453 473.625 -740.827 2.335.293 706.266 -1.629.026 641.045 -641.045 4.190.790 1.179.892 -3.010.899
Fonte: ANP
-900.000
100.000
1.100.000
2010 (média)
2011 (média)
2012 (média)
jan/13
-900.000
100.000
1.100.000
2010 (média)
2011 (média)
2012 (média)
jan/13
-900.000
100.000
1.100.000
2010 (média)
2011 (média)
2012 (média)
jan/13
-900.000
100.000
1.100.000
2010 (média)
2011 (média)
2012 (média)
jan/13
-4.000.000
-3.000.000
-2.000.000
-1.000.000
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
2010 (média) 2011 (média) 2012 (média) jan/13
Imp Exp Saldo
Importação e Exportação em milhares de US$ fob
20Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
III. Destino das Exportações de Petróleo (Janeiro/2013)
IV. Origem das Importações Brasileiras de Petróleo (Janeiro/2013)
Importações brasileiras de óleo por país em US$ F.O.B
Exportações brasileiras de óleo por país em US$ F.O.B
Evolução das Exportações por País (Milhões US$ F.O.B)
País Média 2008
Média 2009
Média 2010
Média 2011
Média 2012
2013
JanEstados Unidos 363 199 321 493 465 249China 142 112 338 449 403 0Santa Lúcia 298 203 228 250 104 0Chile 125 43 92 153 89 0Demais Países 196 206 367 515 631 0Total 1.123 763 1.346 1.860 1.692 249
Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior
Evolução das Importações por País (Milhões US$ F.O.B)
País Média 2008
Média 2009
Média 2010
Média 2011
Média 2012
2013
Jan
Nigéria 548 392 467 679 630 763Arábia Saudita 210 125 158 224 241 451Argélia 139 63 19 21 82 0Iraque 99 60 62 75 80 0Guiné Equatorial 22 8 35 41 13 0Estados Unidos 8 4 17 22 7 0Demais Países 341 103 84 110 65 0Total 1.366 755 841 1.173 1.117 1.214
Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior
21Ano V – Número 3
Março 2013
Arrecadações e tributos....................................ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
II. Royalties (Fevereiro/2013)
I. Participações Especiais (4º Trimestre/2012)
Participação Especial distribuída em R$
Participações Especiais
Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$)
BeneficiárioMédia
Trimestral 2008
Média Trimestral
2009
Média Trimestral
2010
Média Trimestral
2011
Média Trimestral
2012
1º Trimestre
2012
2º Trimestre
2012
3º Trimestre
2012
4º Trimestre
2012UNIÃO
MMA 292.770 211.320 291.750 316.228 388.497 388.783 411.783 404.852 348.568MME 1.171.079 845.281 1.167.001 1.264.911 1.551.398 1.555.132 1.647.133 1.619.408 1.383.918FUNDO SOCIAL 0 0 0 0 42.002 0 17.754 49.050 101.206
ESTADOSAM 7.865 5.608 7.508 11.927 15.751 15.817 14.684 16.451 16.052BA 318 59 1.266 425 1.817 791 1.246 2.541 2.692ES 40.315 42.179 58.984 127.310 243.542 253.936 253.512 274.162 192.560RJ 1.113.588 793.863 1.095.084 1.120.059 1.317.113 1.278.593 1.384.713 1.357.750 1.247.397RN 5.325 2.292 2.173 2.662 4.021 2.939 3.548 4.496 5.103SE 3.668 1.280 1.986 2.528 3.272 3.055 3.634 3.248 3.150
MUNICÍPIOSAM 1.966 1.402 1.877 2.982 3.938 3.954 3.671 4.113 4.013BA 79 15 317 106 454 198 312 635 673ES 10.079 8.045 14.746 31.828 60.886 63.484 63.378 68.541 48.140RJ 278.397 198.466 273.771 278.119 329.278 319.648 346.178 339.438 311.849RN 1.331 573 543 665 1.005 735 887 1.124 1.275SE 917 320 496 632 818 764 908 812 788TOTAL GERAL 2.927.697 2.110.703 2.917.503 3.160.381 3.963.793 3.887.829 4.153.341 4.146.620 3.667.383
Fonte: ANP
Royalties (R$)
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
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
Média 2008
Média 2009
Média 2010
Média 2011
Média 2012
1º Trimestre
2012
2º Trimestre
2012
3º Trimestre
2012
4º Trimestre
2012
MMA MME FUNDO SOCIAL Estados Municípios
22Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
Gás natural..........................................I. Preços do gás natural (Novembro/2012)
Royalties distribuídos em R$
II. Preços internacionais do gás natural (Novembro/2012)
Preços do Gás Natural (Novembro 2012)
Preço Petrobras para Distribuidoras - Preço US$/MMBTU (Preços isentos de tributos e encargos)
Região Media 2010
Média 2011
Média 2012 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12
Nordeste (Importado) - - - - - - - - - - - - - -
Nordeste (Nacional) 10,2178 12,1433 12,8083 12,5495 13,7603 13,1708 12,7483 12,6789 12,2879 12,4118 12,8791 12,8878 12,8767 12,6407
Sudeste (Importado) 7,3704 8,9354 9,8189 8,4784 8,4784 8,4784 8,8552 10,6090 10,6090 10,5180 10,5180 10,5271 10,4681 10,4681
Sudeste (Nacional) 9,9461 11,5509 12,5343 12,3353 13,3992 12,8251 12,5337 12,3323 11,9520 12,2330 12,6063 12,6148 12,6385 12,4068
Sul (Importado) 7,3667 8,9278 9,5813 10,0871 10,0871 10,0871 10,6005 10,6002 10,6002 10,5145 10,5145 7,4641 7,4197 7,4197
Sul (Nacional) - - - - - - - - - - - - - -Centro Oeste (Importado)
7,8568 6,7776 8,3339 11,4086 11,4086 11,4086 11,9604 11,9604 11,9604 11,8438 11,8438 10,4697 10,4205 10,4205
Centro Oeste (Nacional) - - - - - - - - - - - - - -Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Dezembro de 2012
Preços Internacionais (Novembro 2012)
Preços Internacionais (US$/MMBtu)
Media 2010
Média 2011
Média 2012 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12
Gás russo na fronteira da Alemanha 7,94 10,23 11,59 11,90 11,79 12,07 12,13 12,13 12,12 10,98 11,00 10,98 11,17 11,23
NBP * 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 15,45Petróleo Brent (US$/Bbl) 79,48 111,25 111,46 110,58 119,55 125,28 119,53 110,20 95,31 102,59 108,44 112,92 111,97 109,71
Petróleo WTI (US$/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 86,69Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Dezembro de 2012* Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
1.600.000.000
Média 2010 Média 2011 Média 2012 fev/13
FUNDO SOCIAL
MCT
Comando da Marinha
Fundo Especial
Municípios
Estados
23Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
III. Evolução da produção offshore de gás por concessionário em boe/d (Dezembro/2012)
IV. Evolução da produção onshore de gás por concessionário em boe/d (Dezembro/2012)
Concessionários2011 2012
Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezPetrobras 281.404 279.148 260.042 250.279 250.346 261.815 277.686 279.139 278.916 278.327 293.146 298.163 305.825Queiroz Galvão/Manati 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
El Paso 5.522 7.177 6.911 7.034 6.857 6.841 6.716 6.035 5.800 6.544 6.458 6.056 6.285BG 4.716 4.447 2.822 4.182 4.434 4.607 5.933 6.086 5.745 5.615 4.287 4.997 5.098Brasoil 3.261 3.272 3.288 3.286 4.000 4.159 4.205 4.120 4.233 4.213 3.577 3.982 3.952Panoro 3.261 3.272 3.288 3.286 4.000 4.159 4.205 4.120 4.233 4.213 3.577 3.982 3.952Petrogal 1.482 1.479 1.129 1.673 1.773 1.843 2.373 2.434 2.298 2.246 1.715 1.999 2.039Shell 2.666 2.957 2.675 2.325 1.342 1.599 2.195 2.393 2.307 2.226 2.155 2.120 1.858Repsol Sinopec 1.384 1.121 560 543 517 543 558 471 557 544 531 589 608Statoil 426 427 386 353 353 334 383 423 339 405 315 356 363OGX - 4 562 338 293 300 341 243 337 323 332 321 308Sinochem 284 285 257 236 236 223 255 282 226 270 210 237 242ONGC 238 233 219 227 230 227 232 241 302 217 220 203 190BP 149 37 6 118 106 144 150 151 136 141 133 147 137Maersk Energia/SK 99 25 4 78 70 96 100 101 91 94 89 98 91Chevron 2.562 2.578 2.486 1.159 0 - - - - - - - 2Frade Japão 904 910 877 409 0 - - - - - - - 1UP Petróleo 1 0 0 11 9 0 0 0 0 0 4 1 0TDC 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0Total 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
Concessionários2011 2012Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Petrobras 59.138 54.849 55.171 56.730 59.254 59.177 61.449 59.194 59.983 65.958 67.041 68.973 69.892Petrogal 2 2 1 1 5 7 6 7 51 109 204 205 220ERG 120 139 138 142 118 98 80 101 124 137 140 135 126Petrosynergy 84 98 80 77 58 70 94 85 102 96 103 101 112Gran Tierra 36 27 18 5 12 19 16 14 - 11 95 107 107Panergy 51 59 59 61 51 42 34 43 53 59 60 58 54Sonangol Starfish 17 33 11 3 15 36 19 13 8 14 12 14 12UTC 14 10 13 10 18 10 8 13 8 8 8 10 10OGX - - - - - - - - - - - 43 9Aurizônia 3 2 13 9 8 5 4 7 3 4 3 5 8W. Petroleo 5 4 4 4 6 6 5 5 5 3 5 7 8Phoenix 0 0 7 5 4 2 2 4 1 2 1 3 5Petra - - - - - - - - - - - 19 4Recôncavo E&P 2 2 3 3 4 4 4 4 4 - 5 5 3Severo & Villares 7 7 7 5 6 5 4 5 4 4 3 3 3Alvorada/Alvopetro 20 15 12 6 9 11 12 10 3 8 4 4 3Santana - - 1 1 1 2 1 2 2 3 3 3 2Guanambi 2 3 3 2 3 3 2 2 2 2 2 2 2Cheim 2 1 - 3 5 5 3 0 2 3 2 2 2Silver Marlim 5 2 5 1 - - 1 0 0 1 1 2 2Potióleo 11 8 0 0 10 5 4 6 5 4 5 4 2Partex - 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1Central Resources 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Egesa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 - 0 0 0Genesis 2000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 - 0 0 0Ral - - - - 0 0 - - - - 0 0 0Quantra - - - - 0 0 0 0 0 - 0 0 0Vipetro - 0 0 - 0 0 - - - - 0 0 -ArClima - - 1 - - - - 0 0 - 0 0 -BrazAlta - - - - 0 - - - 0 - - - -BG - - 5 10 - - - - - - - - -Repsol YPF - - 4 8 - - - - - - - - -Odebrecht 0 0 0 - - - - - - - - - -Nord - - 0 - - - - - - - - - -Mercury - - 0 - - - - - - - - - -Total 59.521 55.262 55.558 57.087 59.589 59.508 61.749 59.519 60.361 66.429 67.697 69.707 70.587
*Nota: Não Inclui Reinjeção
24Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
Biodiesel...........................................I. Evolução da produção de biodiesel (Dezembro/2012)
Produção de gás em boe/d
Evolução da produção de Biodiesel em boe/d
Produção de Biodiesel B100 (boe/dia)
Biodiesel 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 27.664 41.133 46.021 46.728
Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
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 Queiroz Galvão/Manati El Paso BG Brasoil Panoro Petrogal Shell Outras
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
jan/
07
abr/
07
jul/0
7
out/
07
jan/
08
abr/
08
jul/0
8
out/
08
jan/
09
abr/
09
jul/0
9
out/
09
jan/
10
abr/
10
jul/1
0
out/
10
jan/
11
abr/
11
jul/1
1
out/
11
jan/
12
abr/
12
jul/1
2
out/
12
25Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
II. Produção de Biodiesel por Estado (Dezembro/2012)
Evolução da produção de Biodiesel por Estado em boe/d
I. Evolução da produção mensal (Fevereiro/2012)
Etanol.............................................
Produção de Biodiesel B100 (boe/dia)
Estado Média 2007
Média 2008
Média 2009
Média 2010
Média 2011
Média 2012
Dez
2012Bahia 1.222 1.134 1.378 1.585 2.273 3.973 4.683Ceará 815 330 847 1.143 767 1.072 1.613Goiás 1.907 4.148 4.630 7.622 8.712 10.327 11.895Mato Grosso 261 4.896 6.324 9.791 8.615 8.153 7.818Minas Gerais 2 - 694 1.253 1.320 1.377 1.665Pará 64 45 60 40 - - -Paraná 0 125 408 1.201 1.979 2.064 2.234Piauí 525 78 62 - - - -São Paulo 636 3.189 4.072 5.643 5.085 2.725 3.039Tocantins 392 226 578 1.492 1.744 1.207 -Rio Grande do Sul 736 5.260 7.827 10.443 14.856 13.860 13.548Rondônia 2 4 82 107 39 144 183Maranhão 405 622 538 322 - - -Mato Grosso do Sul - - 75 135 535 1.530 2.426Rio de Janeiro - - 141 348 133 293 383Brasil 6.968 20.057 27.717 41.123 46.058 46.726 49.486Fonte: ANP
1m3 = 6,28981 boe
Evolução Mensal da Produção de Etanol (boe/dia)Safras Etanol Anidro Etanol Hidratado Etanol Total 05/06 132.045 140.346 272.39106/07 139.200 169.805 309.00507/08 145.864 240.933 386.79708/09 165.502 310.207 475.71009/10 119.554 323.984 443.53810/11 138.329 337.355 475.68411/12 148.605 242.667 391.273
12/13(*) 196.359 279.738 476.097Safra 2012/2013 - Posição
15-abr-12 8.951 72.262 81.21301-mai-12 17.006 101.854 118.86101-jun-12 72.327 203.527 275.85401-jul-12 111.059 232.018 343.07801-ago-12 157.350 278.586 435.93701-set-12 193.949 310.278 504.22701-out-12 213.776 326.915 540.69201-nov-12 228.514 335.784 564.29801-dez-12 228.528 330.060 558.58701-jan-13 214.758 307.702 522.46001-fev-13 196.359 279.738 476.097
* Posição em 01/02/2013
** Fonte: MAPA
26Ano V – Número 3
Março 2013
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
AC 0 4.101 4.101
AL 111.112 79.317 190.429
AM 0 4.046 4.046
BA 78.188 74.337 152.525
CE 0 3.976 3.976
MA 135.478 23.437 158.915
PA 19.488 10.564 30.052
PB 79.082 80.802 159.884
PE 76.372 39.941 116.313
PI 31.365 1.472 32.837
RN 25.121 18.524 43.645
RO 0 8.032 8.032
SE 7.997 22.278 30.275
TO 108.717 47.919 156.636
N/NE 672.920 418.746 1.091.666
ES 95.323 58.793 154.116
GO 801.957 2.250.849 3.052.806
MG 817.707 1.126.878 1.944.585
MS 449.185 1.345.913 1.795.098
MT 463.315 481.062 944.377
PR 380.359 874.886 1.255.245
RJ 0 67.273 67.273
RS 0 1.665 1.665
SP 5.184.485 6.177.905 11.362.390
C/SUL 8.192.331 12.385.224 20.577.555
Fonte: MAPA
27Ano V – Número 3
Março 2013
ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS
III. Evolução da Exportação (Dezembro/2012)
IV. Evolução de preços do álcool hidratado (Dezembro/2012)
Evolução dos preços do Etanol
Evolução da Exportação de Etanol
Ano Média 2010
Média 2011
Média 2012
2012
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezVolume
(Mil boe/dia) 32,7 33,8 50,4 18,0 17,5 15,0 13,5 30,3 28,9 83,3 64,2 94,9 99,9 45,4 94,0US$ FOB (Milhões
US$)84,5 119,7 182,2 72,8 68,2 59,8 47,5 113,2 106,7 304,8 224,1 331,2 350,2 216,4 291,2
Fonte: MAPA 1m3 = 6,28981 boe
Evolução dos Preços do Etanol Hidratado por Estado R$/litro
Estados Média 2007
Média 2008
Média 2009
Média 2010
Média 2011
Média 2012
2012Estados Média
2007Média 2008
Média 2009
Média 2010
Média 2011
Média 2012
2012
Dez Dez
AC 2,04 2,08 2,12 2,40 2,48 2,52 2,56 PB 1,74 1,76 1,70 1,83 2,09 2,17 2,18
AL 1,76 1,80 1,77 1,98 2,27 2,27 2,30 PE 1,58 1,66 1,66 1,84 2,10 2,12 2,16
AM 1,76 1,77 1,83 2,02 2,29 2,32 2,31 PI 1,88 1,89 1,86 1,97 2,28 2,25 2,29
AP 1,99 2,14 2,03 2,18 2,28 2,30 2,29 PR 1,45 1,41 1,47 1,58 1,96 1,99 1,97
BA 1,64 1,68 1,73 1,86 2,10 2,11 2,17 RJ 1,64 1,65 1,70 1,84 2,24 2,23 2,22
CE 1,68 1,78 1,76 1,87 2,12 2,16 2,19 RN 1,64 1,81 1,84 1,95 2,22 2,23 2,25
DF 1,69 1,83 1,86 2,00 2,20 2,26 2,27 RO 1,87 1,84 1,86 2,08 2,38 2,41 2,37
ES 1,79 1,76 1,86 2,02 2,38 2,46 2,46 RR 2,06 2,14 2,16 2,29 2,45 2,54 2,56
GO 1,42 1,51 1,56 1,52 1,97 1,90 1,87 RS 1,74 1,76 1,81 1,97 2,37 2,43 2,38
MA 1,80 1,72 1,73 1,85 2,17 2,19 2,18 SC 1,70 1,69 1,75 1,94 2,35 2,38 2,37
MG 1,64 1,59 1,64 1,80 2,15 2,13 2,08 SE 1,89 1,84 1,77 1,93 2,22 2,22 2,32
MS 1,70 1,71 1,71 1,78 2,07 2,13 2,10 SP 1,27 1,28 1,36 1,51 1,87 1,87 1,81
MT 1,46 1,37 1,41 1,68 1,95 1,98 1,88 TO 1,73 1,75 1,76 1,89 2,11 2,17 2,14
PA 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
1,2
1,4
1,6
1,8
2
2,2
2,4
Média 2007 Média 2008 Média 2009 Média 2010 Média 2011 Média 2012 dez/12
BA DF GO MG MT PE
PR RJ RS SP Brasil
28Ano V – Número 3
Março 2013
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
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
Curso Carga Horária Local Dias
INSTALAÇÕES ELÉTRICAS EM ATMOSFERAS EXPLOSIVAS 24 Rio de Janeiro,
RJ 8 a 10
LUBRIFICANTES E LUBRIFICAÇÃO 24 Rio de Janeiro, RJ 15 a 17
cursos de abril ...............
eventos de abril .............2° Congresso Brasileiro de Co2 na Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
Data de Início: 8/4/2013Data de Fim: 10/4/2013Local: Hotel Sofitel Rio de Janeiro - RJSite: http://www.ibp.org.br/cbco2
Workshop "Os Desafios da Educação na Formação de Engen-heiros de Petróleo no Brasil"
Data de Início: 25/4/2013Data de Fim: 25/4/2013Local: Hotel Windsor FlóridaParceria: SPE - Seção BrasilSite: http://www.ibp.org.br/workshopeducacao
29Ano V – Número 3
Março 2013
AGENDA
.......................Livros disponíveis para venda
FONTE DE DADOS - Os dados numéricos utilizados neste boletim têm como fonte a página na internet do Departamento de Energia do Governo dos Es-tados 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 gaso-lina 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 GuerraEdição de conteúdo (parte nacional): Wagner FreireEdição de conteúdo (estatísticas): IEPUCArte: Gabriel BrasilEstagiário: Ricardo CaponeLayout: Multimedia Design Studio
................................................
Expediente .....................................Presidente..................João Carlos de Luca
Conselho Editorial........Felipe Dias
Francisco Ebeling
Milton Costa Filho
Tatiana Campos
Edição.......................Francisco Ebeling
Contato.....................(21) 2112 9024 / [email protected]
Vitória Oil & GasData de Início: 1/12/2009
Data de Fim: 2/12/2009Local: Hotel Radisson Vitória - ES
CONTRATOS DE PETRÓLEO: CON-CESSÃO E PARTILHA: PROPOSTAS E LEIS PARA O PRÉ-SAL – 2011Luiz Cezar P. Quintans (coordenador)
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 uni-verso das novas leis para a
MATERIAIS: APLICA-ÇÕES DE ENGENHARIA, SELEÇÃO E INTEGRI-DADE - 2012Laerce de Paula Nunes (autor)
“Este livro se destina a profissionais que neces-sitem de conhecimentos básicos sobre os materiais, para compreenderem os aspectos rel-evantes das características, propriedades e resistência aos processos de deterioração que impactam a seleção dos mesmos.”
GUIA DE INSPEÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E ALÍVIO – N.º 10 – 2011Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis – IBP
Descrição do equipamento; Causas específicas de deterioração e avarias; Planejamento, programação e prepara-tivos para a inspeção; Procedimentos de inspeção; Manutenção e reparos; Registro de inspeção.
PROTEÇÃO CATÓDICA – 5.ED. – 2011Aldo Cordeiro Dutra; Laerce de Paula Nunes (autores)
“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.”
MAIS INFORMAÇÕES:TEL.: (21) 2112-9038 - E-MAIL: [email protected] - WWW.IBP.ORG.BR/LOJA