View
214
Download
0
Category
Preview:
DESCRIPTION
Conjuntura e Informação ANP 87
Citation preview
Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico Dezembro de 2014 ● Número 67
www.anp.gov.br
INTRODUÇÃO
Esta edição do Informe Conjuntura & Informação apresenta um artigo sobre a avaliação técnica dos métodos de transmissão de dados em águas ultraprofundas. Após o artigo, seguem as seções ANP na Mídia, Resoluções Publicadas pela ANP, Estatísticas Nacionais e Estatísticas Internacionais.
Esta é a última edição do Informe Conjuntura & Informação, que será descontinuado em 2015. O Informe, em seus dezesseis anos de existência (a primeira edição foi publicada em 1998), contribuiu para difundir informações relevantes da ANP e do setor de petróleo e gás natural, bem como para divulgar estudos estratégicos de instituições de pesquisa, organizações e pessoas que atuam no setor. A SPD agradece a todos que auxiliaram na realização do Informe Conjuntura & Informação ao longo desse período e aproveita para divulgar seus outros dois boletins publicados mensalmente na internet. O Boletim Eletrônico (http://www.anp.gov.br/?pg=28686), que fornece dados atualizados sobre o setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, além de indicadores econômicos que demonstram a participação desse setor na economia brasileira; e o boletim Petróleo e P&D (http://anp.gov.br/?pg=67509), em que são publicadas informações sobre a geração de obrigações em pesquisa, desenvolvimento e inovação (P,D&I) e o Programa de Recursos Humanos da ANP (PRH/ANP). A cada edição é publicada uma entrevista com uma personalidade da indústria petrolífera, além de uma matéria especial sobre o setor.
ÍNDICE
ARTIGO 2
ANP NA MÍDIA 4
RESOLUÇÕES PUBLICADAS PELA ANP 7
INDICADORES MACROECONÔMICOS NACIONAIS
Balanço de Pagamentos 9 Balança Comercial 9
ESTATÍSTICAS NACIONAIS DO SETOR DE PETRÓLEO
Produção Nacional de Petróleo, Gás Natural e Derivados 10 Comércio Exterior de Petróleo, Gás Natural e Derivados 10 Preços Médios de Etanol e Derivados ao Consumidor 11 Vendas de Etanol e Derivados 13 Royalties Distribuídos 14 Participação Especial Distribuída 16
ESTATÍSTICAS INTERNACIONAIS DO SETOR DE PETRÓLEO
Produção Mundial de Petróleo e Gás Natural 17 Cotação Diária do Brent e WTI 18 Conjuntura do Mercado Nacional e Internacional 19
Elias Ramos de Souza
Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico
Tathiany Rodrigues Moreira
Superintendente Adjunta de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico
Equipe técnica:
Krongnon Wailamer de Souza Regueira
Marcio Bezerra de Assumpção Especialistas em Regulação
Roberta Salomão Moraes da Silva (revisão)
Analista Administrativo
Info
rme
Con
jun
tura
& I
nfo
rmaçã
o
Ag
ên
cia
Na
cio
na
l d
o P
etr
óle
o, G
ás
Na
tura
l e
Bio
co
mb
us
tív
eis
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
2
ARTIGO
O Informe Conjuntura & Informação é uma publicação da Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico, subordinada à Diretoria Geral da ANP. As opiniões emitidas no artigo são de responsabilidade única e exclusiva de seus autores e não refletem necessariamente o pensamento desta Superintendência ou desta Agência.
AVALIAÇÃO TÉCNICA DOS MÉTODOS DE TRANSMISSÃO DE DADOS LWD E MWD EM ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS
Acássio Marcelo Dias Pinto
Jamil Haddad José Luiz Gonçalves
PRH16 – Engenharia de Energia e de Petróleo
Universidade Federal de Itajubá
A exploração de petróleo e gás natural em águas profundas e ultraprofundas tem viabilizado o desenvolvimento de novas tecnologias e contribuído expressivamente com a produção mundial. No Brasil, os reservatórios do pré-sal têm demandado tecnologias de alta confiabilidade visando à redução de intervenções e manobras durante as operações de exploração e produção. Especificamente na transmissão de dados LWD e MWD durante a perfuração, a boa qualidade das informações que chegam à superfície garantem ao operador maior confiabilidade acerca dos parâmetros geológicos, dos fluidos da formação e do posicionamento da coluna de perfuração. Neste contexto, o objetivo deste artigo foi realizar uma avaliação técnica dos métodos de transmissão de dados em águas ultraprofundas, bem como analisar a qualidade e fluxo de transmissão de dados em cada método. Tem-se então como principal objetivo determinar as vantagens e limitações de cada método, indicando por fim qual o mais adequado para águas ultraprofundas. Dentro da indústria do petróleo os resultados da pesquisa contribuirão para divulgar desafios e avanços tecnológicos em águas ultraprofundas. Além de proporcionar melhor orientação para atuar durante as operações e gerar um melhor histórico do poço, obtêm-se ainda redução dos custos e um aumento de segurança ambiental e de pessoal. Durante a pesquisa foram levantados e analisados os métodos mais promissores, sendo estes: Telemetria por pulsos na lama
As informações são obtidas nos equipamentos LWD e MWD e transmitidas para uma válvula que cria uma diferença de pressão no fundo do poço, próximo à broca. Essa diferença de pressão caminha no sentido oposto ao fluxo da lama, levando as informações até um transdutor que recebe e interpreta esses dados. A telemetria por pulso na lama pode ser classificada em três tipos: pulso positivo, pulso negativo e pulso contínuo. Em todos os métodos, a energia recebida na superfície é apenas uma fração da energia enviada pelo MWD próximo à broca. A condição de propagação oferecida pelo fluido e a profundidade são fatores preponderantes para haver uma qualidade significativa de sinal na superfície. Fatores como viscosidade, tipo e peso da lama influenciam diretamente na qualidade do sinal. Outro agente atenuante do sinal é a presença de gases dissolvidos no fluido de perfuração, que podem promover o espalhamento e atenuação dos pulsos emitidos no fundo do poço. Outro fator importante é a bomba do sistema de circulação, pois trabalha através de ciclos (strokes), golpeando a lama em direção ao poço, sentido oposto ao fluxo de informações. Telemetria por onda acústica
A Telemetria acústica usa um sinal de fundo de poço que se propaga pela coluna de perfuração havendo fatores de interferência análogos aos da telemetria por pulso na lama. As taxas de dados por este método são, em geral, relativamente elevadas, quando comparadas com os métodos de pulso positivo e pulso negativo. Uma significativa atenuação do sinal acústico ocorre nas ligações do tubo de perfuração. Assim, repetidores de sinal são muitas vezes necessários ao longo da coluna de perfuração, possibilitando, assim, o aumento de profundidade.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
3
Telemetria por ondas eletromagnéticas O sistema eletromagnético transmite dados por ondas de baixa frequência que se propagam pelas formações até a superfície. Os dados enviados do fundo do poço são transmitidos em uma codificação binária e em frequências moduladas. Na superfície, uma antena receptora aterrada capta essa onda e a decodifica, transformando-a em perfis. Entre os principais fatores atenuantes do sinal, citam-se a água salgada, em virtude da sua alta condutividade elétrica, limitando a utilização do método em ambientes marítimos. Entretanto, esta técnica possui aplicações importantes em ambientes onde a perfuração não pode ser realizada por lama, como regiões glaciais e desérticas ou ainda em locais passíveis de perda severa de lama. Nestes locais, podem ser utilizados fluidos aerados ou espuma, e a velocidade e quantidade de informações transmitidas à superfície são muito superiores àquelas obtidas pelos métodos de transmissão por lama. Telemetria por tubos de perfuração inteligentes A mais nova tecnologia de telemetria é a técnica de perfilagem através de “Tubos de Perfuração Inteligentes” (Wired Drill Pipes). Os tubos de perfuração possuem duas partes isoladas e um contato elétrico em ambas as
roscas de encaixe dos tubos, que ao serem enroscados permitem uma conexão elétrica. Com esse tipo de telemetria, todas as informações obtidas durante a perfuração são enviadas à superfície em tempo real através da coluna de perfuração, de forma que a coluna tenha a mesma função de um cabo elétrico. Esta técnica permite o envio de grandes quantidades de informações à superfície e em tempo real, apresentando superioridade em relação aos demais métodos no quesito quantidade de informações. A partir do estudo das telemetrias citadas anteriormente, foram levantadas limitações, vantagens e desvantagens de cada técnica (Tabela 1). Tabela 1 – Comparação entre os métodos de transmissão de dados em águas ultraprofundas.
Fatores de influência Pulsos na Lama Ondas Eletromag. Acústica Tubos Inteligentes
Fluido Sim Não Não Não
Atenuação de sinal Média Alta Média Não
Dependência da bomba
Sim Não Sim Não
Interferências no sinal Média Alta Média Baixa
Perda de sinal Média Alta Média Não
Formação Baixa Alta Baixa Não
Taxa de transmissão 15 a 20 [bits/seg] 10 [bit/s] 20 a 40 [bits / seg] 57000 [bits/seg]
Fonte: Baker Hughes
Fonte: Baker Hughes
Fonte: Halliburton
Fonte: IntelliServ
Observou-se que entre os métodos disponíveis comercialmente, a telemetria por pulso na lama e a telemetria acústica são as mais utilizadas em águas profundas. Entretanto, há limitação destas técnicas em águas ultraprofundas, por apresentarem significativas perdas de intensidade e interferências de sinal ao longo da coluna, além de baixa capacidade de transferência de dados. Já a telemetria por ondas eletromagnéticas é limitada em poços marítimos devido à atenuação pela alta condutividade da água, sendo mais indicada em poços rasos terrestres. Por fim, o método de transmissão de dados por “tubos de perfuração inteligente” mostrou-se o mais adequado tecnologicamente para águas ultraprofundas. Isto se caracteriza pela elevada taxa de transmissão de dados e pela alta resolução dos sinais em altas taxas de penetração. Todavia, este método tem como desvantagem o custo de fabricação frente aos outros métodos.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
4
ANP NA MÍDIA ANP divulga lista de postos revendedores flagrados na prática da irregularidade conhecida como "bomba-baixa" (14/9/2014) No início de setembro, a ANP passou a divulgar mensalmente a lista de postos revendedores de combustíveis flagrados em ações de fiscalização praticando a irregularidade conhecida como “bomba-baixa”. Essa fraude consiste no fornecimento ao consumidor de quantidade de combustível menor do que a mostrada no visor da bomba de abastecimento. Inadvertidamente, o consumidor paga por quantidade maior do que a efetivamente recebida no tanque de seu veículo. A "bomba-baixa" é uma das irregularidades mais encontradas pelas forças-tarefas que vêm sendo realizadas pela ANP para fiscalizar o mercado de combustíveis de todo o Brasil. A constatação da "bomba-baixa" é atribuição da ANP que não se confunde com a do Inmetro. Esse órgão é responsável pela aferição e certificação do equipamento medidor, enquanto a Agência se ocupa em identificar se a bomba está sendo operada da maneira correta, fornecendo a quantidade de combustível informada ao consumidor. A divulgação no endereço (http://www.anp.gov.br/postosautuadosvazao) inclui endereços dos postos revendedores com dados retroativos a 1º de julho de 2014. A medida se insere na estratégia da ANP de dar publicidade às ações de fiscalização e seus resultados, propiciando à sociedade, em geral, e ao consumidor, em particular, ferramenta de proteção a seus interesses. Essa nova divulgação vêm se juntar às já praticadas pela ANP para apontar revendedores e distribuidores que comercializam combustíveis em desacordo com as especificações vigentes.
Força-tarefa fiscaliza 33 postos em Ipatinga/MG (19/9/2014) Em meados de setembro, a ANP emitiu sete autos de infração na cidade de Ipatinga (MG), em força-tarefa realizada com a Secretaria de Estado de Fazenda (Sefaz) e o Instituto de Pesos e Medidas (Ipem/MG). Os principais motivos das autuações foram aquisição e comercialização de combustível sem cobertura de documento fiscal e ostentação de bandeira indevida. O Ipem emitiu um auto de infração por vazamento de combustível na bomba medidora e a Sefaz emitiu dois por movimentação de combustíveis sem recolhimento de imposto. Em todo o estado de Minas Gerais foram realizadas 1050 ações de fiscalização entre janeiro e agosto deste ano. Foram emitidos 254 autos de infração, 30 de interdição e 19 de apreensão. De fevereiro a agosto de 2014 foram realizadas outras sete forças-tarefa em conjunto com a Sefaz e o Ipem. Entre janeiro e julho de 2014 foram realizadas 21 forças-tarefa em 12 estados brasileiros. Foram fiscalizados 1.002 agentes regulados, entre postos revendedores de combustíveis, revendas de GLP, distribuidores de líquidos e caminhões-tanque. Foram lavradas 466 autuações, 75 interdições e 5 apreensões. As principais irregularidades encontradas pela ANP foram: "bomba-baixa" (quando o visor apresenta um volume maior de combustível do que o efetivamente fornecido), produto não conforme, ausência de equipamentos para testes de combustíveis, termodensímetro danificado, botijões de GLP não requalificados e não atendimento às normas de segurança. Ações de fiscalização
A ANP tem intensificado suas ações de fiscalização, planejando-as cada vez mais a partir de vetores de inteligência, com destaque para denúncias recebidas pelo Centro de Relações com o Consumidor (CRC) e dos resultados obtidos pelo Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC), além de informações repassadas por outros órgãos públicos e pela área de inteligência da ANP. Em 2013, a Agência se empenhou ainda em criar parcerias com órgãos de diferentes esferas da administração pública, o que resultou na instituição de forças-tarefa. As ações conjuntas entre órgãos públicos fortalecem a participação do Estado na fiscalização do setor e restringem o emprego de práticas irregulares pelos agentes econômicos.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
5
PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL CRESCE 11% EM AGOSTO (3/10/2014) Pela primeira vez produção total superou 600 Mboe/d e a de petróleo superou 500 mil bbl/d no pré-sal
A produção total de petróleo e gás natural no Brasil no mês de agosto atingiu 2,89 milhões de barris de óleo equivalente (BOE) por dia, sendo 2,326 milhões de barris diários de petróleo e 90,9 milhões de metros cúbicos de gás natural. O volume é o maior já registrado, superando o do mês anterior, quando a produção de petróleo e gás natural totalizou 2,82 milhões de barris de óleo equivalente por dia. A produção de petróleo também superou a marca de 2,267 milhões de barris por dia, alcançada no mês anterior. Houve aumento de 2,6% na produção de petróleo em relação a julho de 2014 e de 15,7% na comparação com agosto de 2013. A produção de gás natural superou em 3,4% a do mês anterior, de 87,9 milhões de metros cúbicos por dia, e em 18,1% a de agosto de 2013. As informações são do Boletim da Produção da ANP, disponível em http://www.anp.gov.br/?pg=71248. Pré-sal
A produção no pré-sal aumentou 11% em relação ao mês anterior, totalizando 647 mil barris de óleo equivalente por dia, sendo 533 mil barris diários de petróleo e 18,1 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. A produção teve origem em 35 poços, localizados nos campos de Baleia Azul, Baleia Franca, Jubarte, Barracuda, Caratinga, Linguado, Lula, Marlim Leste, Pampo, Sapinhoá, Trilha e nas áreas de Iara e Entorno de Iara. Os poços do “pré-sal” são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do art. 2º da Lei nº 12.351, de 2010. Queima de gás
O aproveitamento do gás natural no mês foi de 95%. A queima de gás natural em agosto foi de 4,549 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de aproximadamente 1% em relação ao mês anterior e de 38,5% em relação a agosto de 2013. Os principais motivos para o aumento da queima de gás natural foram os comissionamentos das plataformas P-55 e P-62, ambas localizadas no campo de Roncador. Campos produtores
Em torno de 91,8% da produção de petróleo e gás natural foram provenientes de campos operados pela Petrobras. Aproximadamente 92,8% da produção de petróleo e 74,1% da produção de gás natural do Brasil foram extraídos de campos marítimos. O campo de Roncador, na bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo, com média de 287,8 mil barris por dia. O maior produtor de gás natural foi o campo de Lula, na bacia de Santos, com média diária de 7,5 milhões de metros cúbicos. A plataforma P-52, localizada no campo de Roncador, produziu, através de 14 poços a ela interligados, cerca de 132 mil barris de óleo equivalente por dia e foi a unidade com maior produção. Os campos cujos contratos são de acumulações marginais produziram um total de 94,4 barris diários de petróleo e 2 mil metros cúbicos de gás natural por dia. Dentre esses campos, Bom Lugar, operado pela Alvopetro, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, com 35,6 barris de óleo equivalente por dia. A produção procedente das bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) foi de 170,3 Mboe/d, sendo 139,8 Mbbl/d de petróleo e 4,8 MMm³/d de gás natural. Desse total, 4,1 Mboe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 330 boe/d no Estado de Alagoas, 2.048 boe/d na Bahia, 22 boe/d no Espírito Santo, 1.444 boe/d no Rio Grande do Norte e 265 boe/d em Sergipe. Outras informações
Em agosto, 308 concessões, operadas por 23 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 86 são concessões marítimas e 222 terrestres. Vale ressaltar que, do total das concessões produtoras, duas encontram-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) ou Teste de Formação (TFR), e outras seis são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. O grau API médio do petróleo produzido no mês foi de aproximadamente 24,6°, sendo que 9,3% da produção é considerada óleo leve (>=31°API), 61,3% é óleo médio (>=22°API e <31°API) e 29,4% é óleo pesado (<22°API), de acordo com a classificação da Portaria ANP nº 9/2000. A produção de petróleo e gás natural no Brasil foi oriunda de 9.012 poços, sendo 830 marítimos e 8.182 terrestres. O campo com o maior número de poços produtores foi Carmópolis, bacia de Sergipe, com 1.105 poços. Marlim, localizado na bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores, 63 no total.
56,1 Milhões de litros de biodiesel arrematados 39º Leilão complementar (31/10/2014) No 39º Leilão de Biodiesel Complementar (L39C) da ANP foram arrematados 56,1 milhões de litros de biodiesel oriundos integralmente de produtores detentores do selo Combustível Social. O preço médio foi de R$ 2,051/L,
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
6
sem considerar a margem Petrobras, e o valor total negociado atingiu o patamar de R$ 116,4 milhões refletindo um deságio médio de 1,37% quando comparado com o preço máximo de referência médio (R$ 2,080/L). A apresentação das ofertas de biodiesel ocorreu em um único dia (24/10), com 20 produtores disponibilizando um volume total de 76 milhões de litros. No primeiro dia de seleção das ofertas (29/10), foram arrematados 54,3 milhões de litros de biodiesel exclusivamente de produtores detentores de selo Combustível Social, em torno de 71,4% do total ofertado para todo o Leilão. Após a seleção das ofertas, ocorreu a etapa de reapresentação de preços por parte dos produtores, na qual se observou um deságio de aproximadamente 0,05%. No segundo dia de seleção das ofertas (30/10), foram arrematados 1,8 milhão de litros de biodiesel, 2,4% do total ofertado no Leilão. O 39º Leilão de Biodiesel Complementar (L39C) foi criado para complementar o volume arrematado no 39º Leilão de Biodiesel (L39). No L39, com entrega para novembro e dezembro de 2014, a oferta de biodiesel pelos produtores foi de apenas 62% da capacidade das usinas habilitadas. Em virtude do baixo volume ofertado, o Ministério de Minas e Energia (MME) e a ANP optaram por realizar um leilão complementar para garantir o abastecimento de biodiesel em dezembro de 2014. Os leilões de biodiesel destinam-se a atender o disposto na Lei nº 13.033, publicada no DOU em 24/9/14, que estabelece em 7% o percentual mínimo obrigatório de adição de biodiesel ao óleo diesel vendido ao consumidor final (B7), a partir de 1/11/14. O 39º Leilão de Biodiesel Complementar (L39C) visa garantir o abastecimento de biodiesel no mercado nacional durante o mês de dezembro de 2014, conforme diretrizes da Portaria nº 476, de 15/8/12, do Ministério de Minas e Energia, e critérios estabelecidos no Edital de Leilão Público nº 048/14-ANP.
ANP discute segurança operacional com a indústria (21/11/2014)
A ANP realizou, no dia 18 de novembro, o 2º Workshop de Segurança Operacional e Meio Ambiente, no Rio de Janeiro. O objetivo foi promover um debate entre a Agência e a indústria de forma a aprimorar o trabalho de ambas no âmbito da segurança operacional. O diretor Waldyr Barroso deu início ao evento destacando a relevância do assunto. “Estamos aqui para ouvir a indústria e saber como ela vê a ANP, o que estamos fazendo de positivo e o que precisamos melhorar. A ANP trata esse tema como prioridade”, afirmou. O superintendente de segurança operacional e meio ambiente da ANP, Marcelo Mafra, também ressaltou que “o regulador trabalha melhor, exerce sua função regulatória com plenitude quando ouve o mercado”. Ainda segundo ele, “quando falamos em segurança operacional estamos falando de vida, de meio ambiente e da interação dessas atividades no nosso dia-a-dia”. O workshop também apresentou palestras de representantes da indústria. Carlos Roberto Derossi, gerente de segurança E&P da Petrobras, e Cristiano Salgado, consultor da Statoil, falaram sobre acidentes ocorridos em plataformas contratadas por suas respectivas empresas, explicando suas causas, consequências, o trabalho das comissões e as ações preventivas e corretivas implantadas a partir de então. “Esse evento é uma oportunidade de dividirmos nossas experiências com o restante da indústria”, lembrou Derossi. Já o representante do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Anderson Cantarino, falou sobre o que a indústria espera da ANP em relação à segurança operacional e meio ambiente e o que a indústria tem feito para aprimorar a segurança. O evento contou ainda com palestras de técnicos da ANP, que apresentaram dados sobre incidentes na indústria, regulamentos da Agência e sistema de comunicação de incidentes, entre outros temas. O evento foi encerrado com a palestra “Olhar da ANP para o futuro da regulação de segurança”.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
7
RESOLUÇÕES PUBLICADAS PELA ANP
RESOLUÇÃO ANP Nº 35 (de 2/7/2014 - DOU de 3/7/2014) Resolução que altera a Resolução ANP nº 41, de 5 de novembro de 2013. Revogada pela Resolução ANP nº 57, de 17/10/2014 – DOU 20/10/2014 – Efeitos a partir de 20/10/2014.
RESOLUÇÃO ANP Nº 36 (de 8/7/2014 - DOU de 9/7/2014) Prorroga para 31 de dezembro de 2014 a data prevista no caput do Art. 5º e para 30 de junho de 2014 a data prevista no parágrafo primeiro do Art. 5º da Resolução ANP nº 47/2012.
RESOLUÇÃO ANP Nº 37 (de 17/7/2014 - DOU de 18/7/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de junho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.
RESOLUÇÃO ANP Nº 38 (de 17/7/2014 - DOU de 18/7/2014) Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de junho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.
RESOLUÇÃO ANP Nº 39 (de 30/7/2014 - DOU de 31/7/2014) Aprova o Regulamento que trata dos procedimentos para a realização de licitação para a concessão da atividade de transporte de gás natural, contemplando a construção ou ampliação e a operação de gasodutos de transporte de gás natural.
RESOLUÇÃO ANP Nº 40 (de 31/7/2014 - DOU de 1/8/2014) Veda ao distribuidor de GLP o envasamento e a comercialização de recipientes transportáveis de GLP de até 250 (duzentos e cinquenta) quilogramas que apresentem requisitos para requalificação.
RESOLUÇÃO ANP Nº 41 (de 13/8/2014 - DOU de 14/8/2014)
Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de julho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.
RESOLUÇÃO ANP Nº 42 (de 13/08/2014 - DOU de 14/08/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de julho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais. Revogada pela Resolução ANP nº 46, 28/8/2014 – DOU 29/8/2014 – efeitos a partir de 29/8/2014.
RESOLUÇÃO ANP Nº 43 (de 19/8/2014 - DOU de 20/8/2014) Resolução que altera a Resolução ANP nº 42, de 18 de agosto de 2011.
RESOLUÇÃO ANP Nº 44 (de 20/08/2014 - DOU de 21/08/2014) Resolução que altera o Anexo I da Resolução ANP nº 63, de 7 de dezembro de 2011, e o art. 27 da Resolução ANP nº 7, de 9 de fevereiro de 2011.
RESOLUÇÃO ANP Nº 45 (de 25/8/2014 - DOU de 26/8/2014) Estabelece a especificação do biodiesel contida no Regulamento Técnico ANP nº 3/2014 e as obrigações quanto ao controle da qualidade a serem atendidas pelos diversos agentes econômicos que comercializam o produto em todo o território nacional.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
8
RESOLUÇÃO ANP Nº 46 (de 28/8/2014 - DOU de 29/8/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de julho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.
RESOLUÇÃO ANP Nº 47 (de 3/9/2014 - DOU de 5/9/2014) Estabelece as diretrizes para a elaboração do Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) e aprova o Regulamento Técnico de Estimativa de Recursos e Reservas de Petróleo e Gás Natural (RTR), documento anexo que estabelece critérios para sua estimativa, classificação e categorização.
RESOLUÇÃO ANP Nº 48 (de 3/9/2014 - DOU de 5/9/2014) Atualiza a Resolução nº 16/2010 e do Regulamento Técnico ANP nº 1, de 10 de junho de 2010.
RESOLUÇÃO ANP Nº 49 (de 3/9/2014 - DOU de 5/9/2014) Atualiza a Resolução nº 17/2010 e do Regulamento Técnico ANP nº 2, de 10 de junho de 2010.
RESOLUÇÃO ANP Nº 50 (de 4/9/2014 - DOU de 9/9/2014) - RETIFICADA DOU EM 9/9/2014 Resolução que insere o § 4º ao art. 5º da Resolução ANP nº 9, de 7 de março de 2007.
RESOLUÇÃO ANP Nº 51 (de 15/9/2014 - DOU de 16/9/2014) Inclui o capítulo "Da Comercialização de Combustíveis Automotivos pelo Distribuidor de Combustíveis de Aviação Dentro de Aeródromo" e o art. 25-A na Resolução ANP nº 17, de 26/7/2006.
RESOLUÇÃO ANP Nº 52 (de 18/9/2014 - DOU de 19/9/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de agosto de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.
RESOLUÇÃO ANP Nº 53 (de 18/9/2014 - DOU de 19/9/2014) Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de agosto de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
9
INDICADORES MACROECONÔMICOS
BALANÇO DE PAGAMENTOS (em milhões de US$)
Fonte: Banco Central do Brasil (www.bacen.gov.br/?seriebalpag)
BALANÇA COMERCIAL (em milhões de US$ FOB)
Fonte: Secretaria de Comércio Exterior – SECEX. (www.desenvolvimento.gov.br/sitio/secex/depPlaDesComExterior/indEstatisticas/balCom_mensal.php). Nota: As possíveis diferenças entre soma de parcelas e respectivos totais são provenientes do critério de arredondamento
jan-set/13 jul/14 ago/14 set/14 jan-set/14
(A = 1-2) Balança Comercial – FOB -1.760 1.574 1.163 -940 -696
1. Exportações – FOB 177.505 23.024 20.463 19.617 173.635
2. Importações – FOB -179.266 -21.450 -19.300 -20.556 -174.330
(B) Serviços e Rendas -60.742 -7.762 -6.742 -7.100 -63.130
(C) Transferências Unilaterais 2.220 192 113 159 1.259
(D = A+B+C) Transações Correntes -60.282 -5.996 -5.466 -7.880 -62.566
(E) Conta Capital e Financeira 62.460 11.586 7.306 7.641 78.377
Investimento Direto (líquido) 46.407 8.322 5.667 6.114 46.772
(F) Erros e Omissões 135 -407 601 578 4.177
(G = D+E+F) SALDO 2.313 5.183 2.441 339 19.988
jan-set/13 jul/14 ago/14 set/14 jan-set/14
Total Exportado 177.505 23.024 20.463 19.617 173.635
Bens de capital 16.739 2.386 2.448 1.523 15.313
Bens de consumo 29.626 3.373 3.165 3.496 27.111
Combustíveis e Lubrificantes 12.051 2.990 1.910 1.726 15.694
Matérias-primas e intermediários 115.400 13.824 12.483 12.398 111.762
Operações especiais 3.689 452 456 474 3.755
Total Importado 179.266 21.450 19.297 20.556 174.330
Bens de capital 38.366 4.033 3.730 4.062 35.970
Bens de consumo 30.397 3.302 3.224 3.399 29.414
Combustíveis e Lubrificantes 30.714 4.575 2.976 3.935 30.516
Matérias-primas e intermediários 79.788 9.540 9.366 9.160 78.430
SALDO -1.760 1.574 1.167 -940 -696
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
10
ESTATÍSTICAS NACIONAIS DO SETOR
PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL E DERIVADOS
Fonte: ANP (www.anp.gov.br/petro/dados_estatisticos.asp?id=2). Nota: Inclui refinarias da Petrobras, Manguinhos, Ipiranga. *Inclui condensado e não inclui LGN (GLP e C5
+).
**Inclui produção das UPGNs de LUBNOR, REDUC I e II, Catu e Candeias. *** Inclui os volumes de reinjeção, queimas, perdas e consumo próprio de gás natural.
COMÉRCIO EXTERIOR DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL E DERIVADOS
Fonte: ANP (www.anp.gov.br/petro/dados_estatisticos.asp?id=2). * Inclui condensado e não inclui LGN (GLP e C5+). **Inclui: óleo diesel, óleo combustível, GLP (inclui butano e propano), gasolina automotiva, gasolina de aviação, nafta petroquímica, QAV, solventes, lubrificantes, outros energéticos e outros não energéticos.
jan-set/13 jul/14 ago/14 set/14 jan-set/14
Petróleo* (mil b/d) 1.910,7 2.169,3 2.229,6 2.262,3 2.110,9
Gasolina automotiva (mil m3) 21.286 2.485 2.574 2.417 21.607
Óleo diesel (mil m3) 37.151 4.438 4.198 4.090 36.922
Óleo combustível (mil m3) 11.082 1.383 1.442 1.302 12.299
GLP** (mil m3) 6.077 663 664 625 5.693
QAV (mil m3) 4.220 522 570 482 4.552
Gás Natural*** (milhões m3/d) 77,0 87,9 90,9 88,9 85,4
jan-set/13 abr/14 mai/14 jun/14 jan-set/14
PETRÓLEO*
Volume Importado (mil b/d) 388,6 536,4 256,2 595,1 388,6
Valor Importado (milhões US$ FOB) 12.112,1 1.892,6 940,7 2.031,1 12.112,1
Volume Exportado (mil b/d) 338,5 883,9 523,9 503,1 486,8
Valor Exportado (milhões US$ FOB) 8.630,9 2.602,6 1.488,9 1.327,2 12.233,1
DERIVADOS**
Volume Importado (mil m3) 23.219,8 3.046,2 2.335,0 2.713,6 23.236,3
Valor Importado (milhões US$ FOB) 14.893,9 1.841,2 1.442,3 1.790,9 14.752,3
Volume Exportado (mil m3) 10.779,5 1.330,3 1.403,9 1.345,5 11.010,9
Valor Exportado (milhões US$ FOB) 7.499,7 924,8 942,5 898,1 7.592,3
GÁS NATURAL
Volume Importado (milhões m3/d) 46,7 65,9 55,9 36,3 47,5
Valor Importado (milhões US$ FOB) 5.449,5 995,1 774,2 342,1 5.522,5
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
11
PETRÓLEO - PRODUÇÃO, IMPORTAÇÃO E PREÇO MÉDIO DO BARRIL IMPORTADO
DERIVADOS - PRODUÇÃO, IMPORTAÇÃO E PREÇO MÉDIO DO BARRIL IMPORTADO
PREÇOS MÉDIOS DE ETANOL E DERIVADOS AO CONSUMIDOR
Fonte: ANP (http://www.anp.gov.br/i_preco-web/include/Resumo_Mensal_Index.asp).* Gasolina C – Inclui 20% de etanol etílico anidro e 80% de gasolina A a partir de 1/10/2011 e 25% de etanol etílico anidro e 75% de gasolina A a partir de 1/5/2013.
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,00
110,00
120,00
130,00
-
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14
US
$/b
arr
il
milh
ões b
ep
Produção Nacional de Petróleo Importação de Petróleo Preço Médio do Barril Importado
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,00
110,00
120,00
130,00
140,00
-
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14
US
$/b
arr
il
milh
ões b
ep
Produção Nacional de Derivados Importação de Derivados Preço Médio do Barril Importado
jul/14 ago/14 set/14 jul/14 ago/14 set/14
Centro-Oeste 3,087 3,096 3,065 2,126 2,104 2,033
Nordeste 2,933 2,928 2,977 2,415 2,402 2,461
Norte 3,150 3,156 3,157 2,595 2,593 2,590
Sudeste 2,930 2,929 2,925 1,959 1,952 1,946
Sul 2,914 2,933 2,927 2,118 2,121 2,066
Brasil 2,957 2,960 2,963 2,042 2,034 2,005
jul/14 ago/14 set/14 jul/14 ago/14 set/14
Centro-Oeste 45,55 45,54 46,24 2,632 2,637 2,637
Nordeste 41,04 41,13 42,85 2,460 2,451 2,447
Norte 46,19 46,31 46,98 2,655 2,656 2,667
Sudeste 42,68 42,58 43,46 2,461 2,462 2,463
Sul 42,04 42,01 42,91 2,464 2,464 2,463
Brasil 42,66 42,64 43,70 2,499 2,501 2,501
RegiãoGasolina C* (R$/litro) Etanol Hidratado (R$/litro)
RegiãoGLP (R$/botijão de 13kg) Óleo Diesel (R$/litro)
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
12
EVOLUÇÃO DOS PREÇOS AO CONSUMIDOR DA GASOLINA C vs BRENT DATED
EVOLUÇÃO DOS PREÇOS AO CONSUMIDOR DO DIESEL vs BRENT DATED
EVOLUÇÃO DOS PREÇOS AO CONSUMIDOR DO GLP vs BRENT DATED
EVOLUÇÃO DOS PREÇOS AO CONSUMIDOR DO ETANOL vs BRENT DATED
Fontes: ANP; Banco Central do Brasil; Platt’s Notas: (i) todos os gráficos acima possuem como referência, base 100 em outubro de 2013. (ii) a taxa de câmbio utilizada refere-se à média mensal do dólar comercial para venda.
85
90
95
100
105
110
out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14
Brent Dated US$ Gasolina C R$ Gasolina C US$
85
90
95
100
105
110
out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14
Brent Dated US$ Diesel R$ Diesel US$
85
90
95
100
105
110
out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14
Brent Dated US$ GLP R$ GLP US$
859095
100105110115120
out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14
Brent Dated US$ Etanol R$ Etanol US$
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
13
VENDAS DE ETANOL HIDRATADO E DERIVADOS
Fonte: ANP (http://www.anp.gov.br/doc/dados_estatisticos/Vendas_de_Combustiveis_m3.xls). *Gasolina C – Os dados de vendas aqui apresentados baseiam-se no Demonstrativo de Controle de Produtos – DCP, fornecido pelas distribuidoras de combustíveis (Portaria CNP n.º 221/81).
jan-set/13 jul/14 ago/14 set/14 jan-set/14
Gasolina C (mil m3)
Região Norte 1.932 247 250 260 2.110
Região Nordeste 5.723 713 714 739 6.318
Região Centro-Oeste 2.857 343 354 366 3.097
Região Sudeste 13.674 1.601 1.643 1.659 14.522
Região Sul 6.126 744 745 754 6.606
Brasil 30.312 3.648 3.705 3.777 32.653
Óleo diesel (mil m3)
Região Norte 4.275 533 514 550 4.432
Região Nordeste 7.132 839 891 930 7.445
Região Centro-Oeste 5.588 689 725 707 5.832
Região Sudeste 18.239 2.156 2.217 2.206 18.473
Região Sul 8.232 970 1.003 962 8.494
Brasil 43.466 5.187 5.350 5.354 44.675
Etanol hidratado (mil m3)
Região Norte 106 12 12 12 104
Região Nordeste 509 57 56 57 552
Região Centro-Oeste 1.093 132 138 147 1.184
Região Sudeste 5.152 705 730 761 6.374
Região Sul 841 109 125 123 1.028
Brasil 7.701 1.015 1.061 1.100 9.241
Óleo combustível (mil m3)
Região Norte 845 98 91 118 886
Região Nordeste 1.534 218 331 320 2.215
Região Centro-Oeste 307 35 38 38 322
Região Sudeste 795 87 110 93 894
Região Sul 252 33 28 24 244
Brasil 3.732 470 597 592 4.561
GLP (mil m3)
Região Norte 592 73 69 70 623
Região Nordeste 2.255 285 275 276 2.383
Região Centro-Oeste 802 99 94 91 823
Região Sudeste 4.510 557 539 518 4.504
Região Sul 1.751 220 207 200 1.742
Brasil 9.910 1.234 1.184 1.154 10.075
QAV (mil m3)
Região Norte 292 34 33 33 294
Região Nordeste 798 95 87 83 792
Região Centro-Oeste 495 67 69 67 566
Região Sudeste 3.385 414 398 378 3.504
Região Sul 394 47 48 45 404
Brasil 5.364 658 635 606 5.559
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
14
ROYALTIES DISTRIBUÍDOS (em mil R$)
COMPETÊNCIA JULHO/14 E CRÉDITO EM OUTUBRO/14
COMPETÊNCIA AGOSTO/14 E CRÉDITO EM OUTUBRO/14
Royalties Distribuídos em Julho Acumulado
< 5% > 5% Total 2014 12 meses
Estados 269.553 195.692 465.246 4.107.175 5.436.887
Alagoas 1.890 1.221 3.111 28.636 36.860
Amazonas 10.662 7.700 18.361 176.806 233.639
Bahia 13.067 8.043 21.110 200.681 267.637
Ceará 886 595 1.481 13.396 18.352
Espírito Santo 40.622 32.788 73.410 614.198 809.473
Maranhão 2.127 1.596 3.723 39.285 47.669
Paraná 621 - 621 6.546 8.838
Rio de Janeiro 160.410 116.394 276.804 2.422.467 3.239.731
Rio Grande do Norte 13.599 9.011 22.610 213.757 287.314
São Paulo 17.765 12.716 30.481 262.401 314.631
Sergipe 7.905 5.629 13.533 129.004 172.743
Municípios 314.458 228.198 542.656 4.761.524 6.299.111
Fundo Especial 73.329 54.238 127.567 1.107.655 1.465.056
Comando da Marinha 111.945 82.615 194.560 1.748.869 2.425.001
Ministério da Ciência e Tecnologia - 137.692 137.692 1.237.025 1.715.825
Fundo Social 32.188 79.585 111.773 937.812 1.052.907
Educação e Saúde - - - 10.136 10.268
Total 804.000 783.074 1.587.074 13.910.196 18.405.056
Royalties Distribuídos em Agosto Acumulado
< 5% > 5% Total 2014 12 meses
Estados 267.798 194.398 462.196 4.569.371 5.445.376
Alagoas 1.817 1.166 2.983 31.619 37.048
Amazonas 10.443 7.463 17.907 194.712 231.618
Bahia 12.644 7.777 20.421 221.101 264.803
Ceará 847 561 1.407 14.803 17.966
Espírito Santo 40.899 32.982 73.881 688.078 818.188
Maranhão 2.052 1.539 3.591 42.876 48.501
Paraná 708 - 708 7.254 8.753
Rio de Janeiro 157.945 114.609 272.554 2.695.022 3.233.246
Rio Grande do Norte 12.883 8.528 21.411 235.168 283.033
São Paulo 19.884 14.312 34.196 296.597 331.304
Sergipe 7.675 5.461 13.136 142.140 170.915
Municípios 313.152 227.598 540.750 5.302.273 6.317.385
Fundo Especial 73.297 54.224 127.522 1.235.177 1.471.127
Comando da Marinha 109.040 80.464 189.504 1.938.373 2.371.604
Ministério da Ciência e Tecnologia - 134.107 134.107 1.371.132 1.677.937
Fundo Social 35.021 84.664 119.685 1.057.497 1.155.538
Educação e Saúde 2.534 5.068 7.603 17.739 17.870
Total 800.841 780.524 1.581.365 15.491.561 18.456.837
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
15
COMPETÊNCIA SETEMBRO/14 E CRÉDITO EM NOVEMBRO/14
Nota: Valor sem a retenção de 1% (um por cento) de PASEP, conforme disposto no inciso III, do Art. 2
o da Lei n
o 9.715, de 25 de novembro de
1998, combinado com o parágrafo 6o do Art. 19 da Medida Provisória n
o 2.158, de 24 de agosto de 2001.
Royalties Distribuídos em Setembro Acumulado
< 5% > 5% Total 2014 12 meses
Estados 258.270 187.346 445.617 5.014.987 5.444.653
Alagoas 1.684 1.086 2.770 34.389 37.037
Amazonas 10.017 7.091 17.109 211.821 230.621
Bahia 12.253 7.522 19.776 240.877 261.789
Ceará 777 495 1.272 16.075 17.609
Espírito Santo 40.723 32.827 73.550 761.629 825.765
Maranhão 1.247 935 2.182 45.058 47.978
Paraná 673 - 673 7.927 8.653
Rio de Janeiro 152.967 110.898 263.864 2.958.886 3.224.300
Rio Grande do Norte 12.363 8.169 20.532 255.700 279.213
São Paulo 18.197 13.093 31.291 327.888 342.832
Sergipe 7.368 5.230 12.598 154.738 168.856
Municípios 302.666 219.884 522.550 5.824.824 6.322.180
Fundo Especial 71.018 52.531 123.550 1.358.726 1.474.341
Comando da Marinha 105.800 78.063 183.863 2.122.236 2.314.795
Ministério da Ciência e Tecnologia - 130.106 130.106 1.501.237 1.637.645
Fundo Social 33.615 80.922 114.537 1.172.034 1.253.827
Educação e Saúde 2.622 5.244 7.866 25.604 25.736
Total 773.991 754.097 1.528.088 17.019.649 18.473.177
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
16
PARTICIPAÇÃO ESPECIAL DISTRIBUÍDA
COMPETÊNCIA 3o TRIMESTRE 2014 E CRÉDITO EM NOVEMBRO/14
Fonte: ANP (http://www.anp.gov.br/?pg=9912).
Beneficiário R$ mil
Estados 1.730.442
AMAZONAS 15.227
BAHIA 2.439
ESPÍRITO SANTO 258.422
RIO DE JANEIRO 1.369.782
RIO GRANDE DO NORTE 3.943
SERGIPE 2.342
SÃO PAULO 78.287
Municípios 432.610
COARI-AM 3.807
CAIRU-BA 610
ANCHIETA-ES 122
ITAPEMIRIM-ES 21.459
MARATAIZES-ES 4.335
PIUMA-ES 151
PRESIDENTE KENNEDY-ES 38.539
ARMACAO DOS BÚZIOS-RJ 4.308
ARRAIAL DO CABO-RJ 340
CABO FRIO-RJ 27.157
CAMPOS DOS GOYTACAZES-RJ 157.811
CARAPEBUS-RJ 536
CASIMIRO DE ABREU-RJ 8.064
MACAE-RJ 15.447
MARICA-RJ 29.245
NITEROI-RJ 25.745
PARATI-RJ 2.071
QUISSAMA-RJ 1.972
RIO DAS OSTRAS-RJ 33.700
RIO DE JANEIRO-RJ 4.787
SÃO JOÃO DA BARRA-RJ 31.262
AREIA BRANCA-RN 173
MOSSORO-RN 810
SERRA DO MEL-RN 2
AUGUSTO SEVERO-RN 1
CARMOPOLIS-SE 229
GENERAL MAYNARD-SE 1
JAPARATUBA-SE 303
MARUIM-SE 7
ROSARIO DO CATETE-SE 34
SANTO AMARO DAS BROTAS-SE 12
CARAGUATATUBA-SP 172
ILHABELA-SP 8.261
IGUAPE-SP 1.096
ILHA COMPRIDA-SP 9.876
PERUÍBE-SP 122
UBATUBA-SP 44
União 2.163.052
MINISTÉRIO DO MEIO AMBIENTE 327.800
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA 1.311.202
FUNDO SOCIAL 524.050
Total 4.326.104
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
17
ESTATÍSTICAS INTERNACIONAIS DO SETOR
PRODUÇÃO MUNDIAL DE PETRÓLEO (em milhões de b/d)
Fonte: IEA - Agência Internacional de Energia. Monthly Oil Market Report. Nota: As possíveis diferenças entre soma de parcelas e respectivos totais são provenientes do critério de arredondamento. O item Outros Biocombustíveis diz respeito à produção de fontes que incluem Brasil e Estados Unidos. Anteriormente, a produção de etanol de outros biocombustíveis era somada à produção de petróleo.
PRODUÇÃO MUNDIAL DE GÁS NATURAL (em bilhões de m3)
Fonte: IEA - Agência Internacional de Energia. Monthly Natural Gas Survey. Nota: As possíveis diferenças entre soma de parcelas e respectivos totais são provenientes do critério de arredondamento.
PARTICIPAÇÂO DE GRUPOS DE PAÍSES NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO (set/14)
PARTICIPAÇÂO DE PAÍSES DA OCDE NA PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL (set/14)
Fonte: IEA Agência Internacional de Energia – Monthly Oil Market Report e Monthly Natural Gas Survey.
jan-set/13 jul/14 ago/14 set/14 jan-set/14
Total OPEP 36,88 36,90 36,80 37,24 36,62
Total Não-OPEP 54,29 56,14 56,68 56,93 55,99
Total OCDE 20,66 22,36 22,37 22,39 22,03
Américas 16,97 18,60 18,81 18,70 18,27
Europa 3,19 3,26 3,05 3,17 3,25
Ásia-Oceania 0,47 0,50 0,50 0,52 0,50
Total Não-OCDE 29,53 29,35 29,55 29,79 29,69
Ex-URSS 13,79 13,70 13,86 13,95 13,89
Ásia 7,69 7,52 7,52 7,62 7,67
Europa 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14
América Latina 4,20 4,39 4,44 4,48 4,29
Oriente Médio 1,38 1,30 1,31 1,30 1,31
África 2,32 2,31 2,29 2,30 2,38
Ganho de Processamento 2,18 2,24 2,24 2,24 2,21
Biocombustíveis Globais 1,93 2,19 2,52 2,51 2,07
TOTAL MUNDO 91,28 93,05 93,48 94,17 92,63
jan-set/13 jul/14 ago/14 set/14 jan-set/14
OCDE Américas 666,13 79,86 79,98 78,06 698,95
OCDE Ásia-Oceania 48,07 6,69 6,35 6,14 54,21
OCDE Europa 196,91 17,05 17,11 17,16 179,79
TOTAL OCDE 911,10 103,60 103,44 101,36 932,96
42%
25%
33%
Total OPEP
Total OCDE
Total Não-OCDE
77%
6%
17%
OCDE Américas
OCDE Ásia-Oceania
OCDE Europa
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
18
Cotação Diária do Brent e WTI no Mercado Spot Internacional (out/2013 – set/2014)
Fonte: Platt’s
85
90
95
100
105
110
115
120o
ut-
13
no
v-1
3
dez-
13
jan-1
4
fev-1
4
mar-
14
ab
r-14
mai-14
jun-1
4
jul-14
ag
o-1
4
set-
14
(US
$/b
bl)
Brent WTI
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
19
CONJUNTURA DO MERCADO NACIONAL E INTERNACIONAL
A produção mundial de petróleo fechou o período de janeiro a setembro de 2014 em 92,63 milhões de barris por dia, 1,35 milhão superior à produção observada no mesmo período de 2013, o que representa crescimento de 1,48%. Os países não Opep foram os que mais contribuíram para este resultado. Sua produção aumentou em 3,13%, alcançando 55,99 milhões de barris por dia, volume 1,70 milhão de barris superior ao do mesmo período do ano anterior. As Américas se destacaram ao ampliar sua produção em 1,30 milhão de barris por dia, melhor desempenho entre todos os grupos de produtores. Assim, do total de crescimento da produção mundial, 1,35 milhão de barris, as Américas foram responsáveis por 96%.
Quatro grupos são responsáveis por mais de 80% da produção mundial de petróleo: Opep, Américas, Rússia e Ásia respondem por 39,53%, 19,72%, 15% e 8,28%, respectivamente. No entanto Opep e Ásia tiveram suas produções decrescidas em 0,70% e 0,26%, neta ordem, enquanto a produção da Rússia cresceu 0,73% e das Américas, 7,66%. Este último continente ampliou sua participação na produção mundial em 1,13%.
Tal resultado está vinculado ao sucesso da produção não convencional, que mudou o status dos Estados Unidos (EUA) de importador para potencial exportador de petróleo (Figura 1). Mais recentemente, de acordo com a Agência de Energia Americana (EIA/DOE), a produção de óleo bruto atingiu 9 milhões de barris por dia pela primeira vez em três décadas.
O sucesso da produção não convencional associada à menor atividade econômica internacional, motivada pelo fraco desempenho do Japão e da União Europeia, bem como pela desaceleração do crescimento econômico da China, tem sido motivo de uma reviravolta no mercado mundial de petróleo de julho para cá. Em julho, o preço do Brent alcançou seu maior valor no ano: US$ 114,55/barril. Em 30 de setembro, havia caído para US$ 94,67/barril, enquanto em 1º de dezembro foi cotado a US$ 70,87/barril. No mesmo período, o preço do WTI baixou de US$ 107,95/barril para US$ 68,98/barril (Figura 2). Esses movimentos correspondem a quedas de 38% e de 36% para o Brent e para o WTI, respectivamente, em resposta ao excesso de oferta, uma vez que a produção mundial cresceu, enquanto a procura diminuiu. Hoje, calcula-se o excedente em 1,43 milhão de barris por dia.
Diante deste cenário de desvalorização do petróleo, esperava-se que a Opep agisse como regulador de mercado, cortando sua produção para estancar a queda de preço e reequilibrar oferta e demanda. Porém, dada a negativa de seu principal membro, Arábia Saudita, o grupo decidiu manter o nível de produção e o declínio do preço prosseguiu.
Alguns analistas acreditam que a decisão da Opep, em verdade, revela o desejo da organização de não perder participação de mercado para os produtores de fora do grupo, bem como de inibir ou inviabilizar a produção e o investimento em fontes cuja viabilidade econômica depende de um óleo mais caro, como o petróleo não convencional. Contudo, de acordo com a Agência americana, mesmo com a queda no preço é estimado crescimento mais lento da produção, ainda que menos lucrativa. A Agência também acredita que o preço, embora menor, permanecerá alto o suficiente para assegurar a continuidade da exploração nas principais áreas do shale oil. Mais do que o custo dos equipamentos, a maior eficiência e produtividade da exploração tem sido o
principal condutor do recente crescimento da produção. Também nota-se que, se por um lado o preço do óleo é menor, uma contenção no ritmo de exploração deverá baratear o custo dos equipamentos ali empregados. Resta saber o que prevalecerá no final desse embate.
O petróleo mais barato tem sido responsável pela queda de ações de empresas de petróleo, como Exxon Mobil, BP e Royal Dutch Shell, e das moedas de grandes produtores como Rússia, Nigéria, México e Canadá. As petrolíferas terão de rever seus projetos, de modo a ajustar os orçamentos elaborados quando os preços estavam elevados. Em um mercado cujo horizonte de planejamento está posicionado 10 a 20 anos à frente, a duração desta fase de declínio é uma questão relevante.
Durante o período de preços altos dos últimos anos, as empresas aceitaram aumentos de custos, o que viabilizou megaprojetos como os que exploram as areias betuminosas do Canadá. Tais projetos são de interesse das grandes empresas por permitirem adicionar novas reservas provenientes de campos grandes e duradouros, compensando a queda de produção de campos mais maduros. Os projetos em andamento possivelmente prosseguirão, uma vez que seus custos já estão contratados, talvez com revisão de valores. Ao se concretizar a postergação de investimentos em novos projetos, o valor dos equipamentos necessários à prospecção e exploração, bem como dos serviços prestados nessas fases, deverão cair. Uma reestruturação patrimonial das petrolíferas também não pode ser descartada, uma vez que elas se endividaram para reforçar um fluxo de caixa que não era suficiente para arcar com todas as despesas. Talvez o melhor projeto para as petrolíferas, grandes e pequenas, seja a busca pela redução de custos de produção e exploração.
Vários países produtores de petróleo deverão enfrentar dificuldades. Países como Irã, Rússia, Síria e Venezuela possuem orçamentos que dependem fortemente das receitas oriundas das exportações de petróleo. A economia russa, por exemplo, entrou em recessão em consequência das sanções impostas pelo Ocidente em resposta às ações de Moscou na Ucrânia. Como metade do orçamento do país depende das exportações de óleo, e sem a perspectiva de poder reduzir despesas em virtude da cara ajuda militar às forças separatistas na Crimeia, há a expectativa de que enfrente dificuldades econômicas significativas se esse quadro perdurar. O Irã se encontra em situação parecida. Este país enfrenta sanções devido a seu programa nuclear e depende do óleo para suprir
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Informe Conjuntura & Informação
20
metade de seu orçamento. Talvez ambos, mais o Irã do que a Rússia, se vejam impelidos a buscar acordo que alivie as sanções impostas.
A Venezuela é um exportador de petróleo membro da Opep em situação econômica e política crítica. Com um orçamento inteiramente dependente das receitas provenientes do petróleo, terá de lidar com a rigidez de suas elevadas despesas.
Após oito décadas de monopólio, o recém-aberto setor de petróleo do México parecia promissor. Devido à sua proximidade com o mercado americano, poderia atrair uma significativa fatia dos investimentos petrolíferos mundiais. Porém, a inesperada queda no preço e a consequente redução nos projetos de investimentos ameaçam esse investimento.
Não obstante, há alguns beneficiados com a queda do preço do petróleo: os grandes consumidores e países como o próprio Estados Unidos. Alguns setores, como o aéreo, serão favorecidos pela redução de custos. Este setor tem significativa parcela de custos dependente do preço do querosene de aviação, que é altamente correlacionado ao preço do petróleo. Seu empenho para alcançar ganhos de eficiência e produtividade tem resultado em demanda por equipamentos poupadores de combustível. Assim, pode-se esperar uma economia de caixa para financiar novos projetos ou distribuição de dividendos. O setor petroquímico também deverá ser favorecido pelo barateamento de sua matéria-prima.
Figura 1: Setor de Petróleo dos Estados Unidos (mil barris/dia)
Fonte: IEA (2014)
Figura 2: Preços no mercado à vista (US$)
Fonte: IEA (2014)
4.500
5.500
6.500
7.500
8.500
9.500
10.500
11.500
12.500
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
Processamento
Importação
Produção
60
70
80
90
100
110
jan 02, 2014 abr 02, 2014 jul 02, 2014 out 02, 2014
Cushing, OK WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)
Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)
Recommended