Monitor IBP - Setembro 2014

Prezada leitora, prezado leitor,

mais uma vez temos o prazer de apresentar este Mo-nitor IBP após a realização de uma Rio Oil & Gas. Se a edição de 2014 não foi a maior da história – em face da atual conjuntura econômica e de alguns anos de in-certeza para a indústria – certamente foi uma das mais animadoras no que diz respeito às perspectivas futuras. Se não, vejamos.

Em sua palestra, Mark Shuster, vice-presidente execu-tivo da Shell, destacou que com o pré-sal o Brasil pode se tornar o maior produtor da América Latina, a despei-to da competição do México, que recentemente abriu a sua indústria aos investimentos públicos e privados estrangeiros. Para tal, no entanto, o executivo desta-ca que o país precisa repensar algumas regras da sua indústria de E&P de petróleo e gás natural, como a de conteúdo local, assim como o ritmo de realização das rodadas de licitação.

Foi durante a seção de abertura da Rio Oil & Gas, no dia 15/9, que Marco Antonio Martins de Almeida, secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia (MME), anunciou a reali-zação da aguardada 13ª rodada de licitações em 2015. Segundo ele, as áreas que serão ofertadas ainda estão em estudo, e a defi nição dos blocos está sendo feita pela ANP, pelo Ministério e também pelo Ibama.

A realização de mais uma rodada certamente funciona como um norte para os fornecedores de bens e serviços. Se essa indústria já se encontra aquecida com a deman-da do pré-sal, uma maior previsibilidade no que con-cerne a realização de novas rodadas resulta em que os negócios se concretizem e que as expectativas futuras sejam otimistas. Um exemplo disso foi que a Rodada de Negócios promovida pela Organização Nacional da In-dústria do Petróleo (ONIP), em parceria com o Sebrae, gerou uma expectativa de negócios de R$ 164 milhōes para os próximos 12 meses, ante R$ 152 milhões na edi-ção anterior. Dela participaram 176 fornecedores inscri-tos e 37 empresas âncora.

A edição de setembro de agosto do Monitor IBP, além da tradicional análise do mercado internacional do pe-tróleo, assinada por Eraldo Porto e Luiz Guerra, traz as mais importantes estatísticas de petróleo, gás e bio-combustíveis no Brasil. Nesta edição também apresen-tamos uma análise assinada por Wagner Freire sobre a evolução das reservas provadas no Brasil.

Desejamos uma boa leitura!

editorial.................sumário

O mercado nacional, por Wagner Freire.........................02O mercado internacional, por Luiz Guerra e Eraldo Porto.........04Estatísticas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis no Brasil.....11Expediente..........................................................25

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

Ano VI – Número 9

Setembro 2014

ISSN 2176-5464

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2Setembro 2014


O MERCADO NACIONAL

A tabela e o gráfico anexo ilustram a série histórica das reservas brasileiras provadas de petróleo e gás natural de 2005 a 2013, bem como a produção a que deram origem nesse período. O total das reservas provadas brasileiras, segundo o critério da Society of Petroleum Engineers – SPE, é divulgado pela ANP, no início de cada ano, referidas a 31 de dezembro do ano anterior, com base na compilação que a Agência procede dos dados fornecidos pelos concessionários que operam no Brasil. Por outro lado, a Petrobras divulga, a cada ano, as reservas a seu encargo segundo critério SPE e também pelo critério da Securities and Exchange Commission – SEC, ligeiramente diferente, a que se obriga por ter ações comercializadas no mercado americano. É possível, desse modo, verificar-se a contribuição relativa da Petrobras e dos demais concessionários às reservas brasileiras. A produção de petróleo e gás segue as divulgações periódicas dos dados mensais totais e de cada concessionário disponibilizadas pelo MME, através de sua Diretoria de Gás Natural, e ANP, devidamente compiladas no Banco de Dados do IBP.

Com relação às reservas, observa-se um crescimento da ordem de 4% entre 2005 e 2010 e uma relativa estabilização entre 2010 e 2013, quando as reservas atingiram 17,45 Bboe. O mesmo aconteceu com relação à produção, com crescimento de 4% entre 2005 e 2010 e estabilização entre 2010 e 2013, quando a produção atingiu o mesmo nível nesses anos limites, de 2,44 MM boe/d. Cabe observar que, em fins de 2010, deu-se a Declaração de Comercialidade (DC) de Lula (ex-Tupi) pela Petrobras e associadas BG e Partex, primeira descoberta do pré-sal a incorporar algumas reservas nesse ano. Em fins de 2011, deu-se a DC de Sapinhoá (ex-Guará) pela Petrobras e suas associadas BG e RepsolSinopec. Em 2012, DC de Baúna (ex-Tiro) e Tartaruga Verde e Mestiça (ex-Aruanã), todos 100% Petrobras, em reservatórios do pós-sal de Santos e Campos. Em dezembro de 2012, a Petrobras e suas associadas BG e RepsolSinopec fizeram DC de Lapa (ex-Carioca) no pré-sal de Santos. E, finalmente, em dezembro de 2013, DC de Búzios (ex-Franco) e Lula-Sul (ex Tupi-Sul), ambos com contratos de Cessão Onerosa, no pré-sal de Santos, 100% Petrobras.

Reservas provadas e produção de petróleo e gás natural no Brasil, de 2005 a 2013, conforme registros da Petrobras e demais concessionários.......................

RESERVAS (PROVADAS) E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL DE 2005 A 2013

INDICADORES 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Reservas Brasileiras (B boe) 13,70 14,37 14,92 15,09 15,19 16,91 16,92 17,26 17,45

Petróleo (B bbl) 11,77 12,18 12,62 12,80 12,88 14,25 14,29 14,52 14,72

Gás Natural (B boe) 1,93 2,19 2,30 2,29 2,31 2,66 2,73 2,74 2,73

Reservas Petrobras (B boe) 13,23 13,75 13,92 14,09 14,18 15,28 15,71 15,72 15,97

Petróleo (B bbl) 11,36 11,67 11,80 11,97 12,07 12,91 13,22 13,28 13,57

Gás Natural (B boe) 1,88 2,08 2,12 2,12 2,11 2,37 2,49 2,44 2,46

Reservas demais empresas (B boe) 0,47 0,62 1,00 1,00 1,01 1,63 1,21 1,54 1,48

Petróleo (B bbl) 0,41 0,51 0,82 0,83 0,81 1,34 1,07 1,24 0,98

Gás Natural (B boe) 0,06 0,11 0,18 0,17 0,20 0,29 0,14 0,30 0,50

Produção Brasileira (MMboe/d) 1,92 2,03 2,05 2,10 2,27 2,33 2,38 2,35 2,33

Petróleo (MM bbl/d) 1,70 1,81 1,84 1,88 2,03 2,11 2,19 2,13 2,03

Gás Natural (MM boe/d) 0,22 0,22 0,21 0,22 0,24 0,22 0,19 0,22 0,30

Produção Petrobras (B boe) 0,70 0,74 0,75 0,77 0,83 0,85 0,87 0,86 0,85

Petróleo (B bbl) 0,62 0,66 0,65 0,69 0,72 0,73 0,74 0,72 0,70

Gás Natural (B boe) 0,08 0,08 0,08 0,08 0,11 0,12 0,13 0,14 0,14

Produção demais empresas (B boe) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,04 0,05 0,07 0,04

Petróleo (B bbl) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,04 0,04 0,06 0,03

Gás Natural (B boe) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 0,01

R/P Petróleo e Gás (anos) 19,60 19,40 19,90 19,60 18,10 19,00 18,40 18,60 19,60

Petróleo (anos) 19,00 18,40 18,80 18,50 17,40 18,30 17,90 18,60 19,90

Gás Natural (anos) 24,10 27,40 28,70 28,60 23,10 24,20 22,70 18,30 18,30

Obs. 1-Reservas Provadas de acordo com critério SPE. 2-Participação outras empresas, além da Petrobras, iniciada com Rodada Zero em 1998. 3-DC campos pré-sal: Dez.2010 – Lula; Dez 2011 – Sapinhoá; Dez. 2013 Lapa, Búzios e Lula Sul. Campos pós-sal: Dez 2012 – Baúna, Tartaruga Verde e Mestiça.Fonte: MME (Boletim Mensal GN), ANP, Petrobras e Banco de Dados IBP

3Setembro 2014


O MERCADO NACIONAL

Assim, não obstante a incorporação de reservas de reservatórios do pré-sal (e também do pós-sal) essa incorporação não contrabalançou muito a produção corrente que, obviamente, consumiu parte das reservas.

Cabe observar também que não houve mudança significativa com relação à participação do gás em relação às reservas totais. Houve apenas um discreto crescimento de 14 para 16% de 2005 para 2013. Outro indicador importante, a reserva de gás associado em relação às reservas totais de gás variou bastante, ao longo da série, de 24 a 40%, com tendência a se manter na faixa de 30%. Essa situação restringe a utilização de gás como fonte alternativa para cobrir situações não previstas na utilização regular desse produto nos suprimentos normais de médio e longo prazo, não se esperando que a contribuição do pré-sal altere muito esse cenário.

Com relação à participação das diversas empresas – além da Petrobras – no desenvolvimento de reservas e na produção em relação aos respectivos totais, decorrente da abertura do mercado brasileiro, iniciada contratualmente em

1998, observa-se apenas uma discreta participação dessas empresas em relação à presença dominante da Petrobras. O pico de participação dessas empresas nas reservas ocorreu em 2010, com 1,63 Bboe ou 9,6% das reservas totais. Em 2013 essas empresas passaram a deter acesso a apenas 1,48 Bboe ou 8,5% das reservas totais. Quanto à produção, essas empresas passaram por um pico de 192 mil boe/d em 2012 ou 7,5% da produção total e fecharam o ano de 2013 com 110 mil boe/d ou 4,5% da produção total.

De qualquer modo, com a suspensão das licitações por cinco anos, em que essas empresas deixaram de fazer investimentos em E&P, com as Cessões Onerosas de baixo risco exploratório concedidas à Petrobras, para produção de até 5 B boe, e a cessão em junho deste ano, ainda não formalizada, do excedente a esse valor para produção pela Petrobras no modelo de Partilha, tem-se que esse cenário tenderá a se acentuar mais ainda..

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Produção (MMboe/d)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2013

Reservas(Bboe)

13,70 1,9214,37 2,03

14,922,05

15,09 2,10 15,19

2,33 16,912,44

16,922,52

17,262,54

17,45 2,44

2011 2012

Petróleo Gás Natural

1,93

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12,18

2,19

1,81

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2,29 0,22

1,88

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2013

Reservas(Bboe)

13,70 1,9214,37 2,03

14,922,05

15,09 2,10 15,19

2,33 16,912,44

16,922,52

17,262,54

17,45 2,44

2011 2012

Petróleo Gás Natural

1,93

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12,18

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11,77

RESERVAS PROVADAS E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL DE 2005 A 2013

Fonte: MME, ANP, Petrobras e Banco de Dados IBP

4Setembro 2014


O MERCADO INTERNACIONAL

A disponibilidade futura de petróleo é uma questão chave para o mundo nos próximos anos e, por consequência, para a volta de um crescimento mais uniforme da economia global.

Projeções no sentido de avaliar a oferta futura de petróleo são complexas por envolverem fatores econômicos, políticos e tecnológicos, todos em franca evolução. Um suprimento adequado de petróleo para satisfazer a demanda mundial para daqui a dez anos, por exemplo, requer grandes e constantes investimentos desde já.

Segundo estimativas do DOE – Department of Energy dos Estados Unidos, em seu último estudo Internacional Energy Outlook, a oferta mundial de petróleo e líquidos de gás natural terá de ser ampliada dos atuais 90 milhões de barris/dia para mais de 100 milhões de barris/dia em 2025 para atender a demanda mundial.

Não se trata somente de passar a produzir mais 10 milhões de barris/dia em curto prazo. A produção a mais, que virá basicamente do desenvolvimento de reservas já descobertas, deve também compensar o declínio de produção dos campos já maduros e o dos que ultrapassarão o pico da sua curva produtiva neste período.

A falta de dados e informações precisas de muitos países produtores, especialmente os do Oriente Médio, é mais um obstáculo na elaboração de cenários para o balanço do suprimento de petróleo. E mesmo quando as informações estão disponíveis, surgem incertezas sobre a efetiva implantação dos planos e projetos.

Autores argumentam, por exemplo, que a Arábia Saudita já estaria perdendo sua capacidade de produção de petróleo pelo declínio de suas jazidas mais antigas, entre elas a de Ghawar, a maior do mundo.

A produção de petróleo no México e no Mar do Norte, lado britânico, comprovadamente caíram de forma substancial em 2013 e, mesmo que possam se estabilizar nos níveis atuais, não tardarão a voltar ao declínio.

E os exemplos se multiplicam, onde quer que haja campos maduros com produtividade alta. Até o Brasil, com seus campos gigantes do pós-sal como Roncador e Marlim, já enfrenta esta realidade e procura repor suas reservas para compensar a queda natural dos mesmos.

Do lado dos países que poderão contribuir para o aumento de produção de petróleo até 2025, serão destacados três países: Iraque, Estados Unidos e Brasil.

Há outros países com planos de aumento de produção, mas estes três estão chamando a atenção do mercado não somente pela importância de seu potencial como pelas dificuldades em implementar seus projetos. As reservas atuais destes países são: Iraque: 141,4 bilhões de barrisBrasil: 15,6 bilhões de barrisEstados Unidos: 44,2 bilhões de barris

Tais reservas e suas projeções de aumento mostram o potencial dos três para alcançar destaque no rol dos maiores produtores mundiais de petróleo.

Iraque: Tido como perto de produzir três milhões de barris/dia de petróleo até o final de 2014, o plano do governo local de expandir a produção para mais do dobro da atual tem sofrido revezes. Há a falta de infraestrutura e os episódios de violência no país, decorrentes de disputas políticas e religiosas, são cada vez mais freqüentes. Em 2012 o Iraque tornara-se o segundo maior produtor de petróleo dos países membros da OPEP, ultrapassando o Irã. No ranking dos maiores países exportadores mundiais de petróleo, o Iraque ocupa a sexta colocação; a maior parte de suas exportações dirigem-se aos Estados Unidos e ‘as refinarias da Ásia.

Alcançando a paz – o que parece improvável – e retomando as atividades mais importantes ligadas ao desenvolvimento do país, com ênfase na indústria doméstica de petróleo, o Iraque talvez seja o país com maior potencial de contribuir para o suprimento mundial de petróleo da década de 2020 a 2030. Além de suas enormes reservas conhecidas, há muitas áreas a serem exploradas. Entretanto, os fatos que ocorreram este ano mostram a delicadeza da situação política e o longo caminho que o Iraque terá de percorrer na sua reconstrução política e econômica.

Brasil: Com base nos planos de desenvolvimento em curso, anunciados pela Petrobras e por outras companhias de petróleo que atuam no Brasil, e sem incluir novas descobertas, estão sendo feitas estimativas de que as reservas provadas atuais do Brasil crescerão muito nos próximos anos. Em maio último, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), através de um de seus diretores e durante um evento, estimou que as reservas brasileiras poderão mais do que dobrar até 2022. Analistas especializados vão mais além e colocam o Brasil como possível possuidor de pelos menos 40,0 bilhões de barris naquele ano e dispondo de um volume exportável excedente da produção – não refinado no País – entre 1,5 a 1,8 milhões de barris/dia. As dificuldades para atingir tais metas são conhecidas.

Visão geral do mercado...................................

5Setembro 2014



As médias semanais dos preços spot dos petróleos WTI e Brent da última semana do mês de agosto de 2014 foram, respectivamente, US$ 96,25/b e US$ 100,64/b. A evolução dos preços dos petróleos de referência foi a seguinte:

Evolução das cotações em agosto (em US$/barril):

A densidade do petróleo Basrah Leve de 340 API, produzido no Iraque, tem se apresentada mais pesada (grau API mais baixo). Por isso, a estatal SOMO, empresa nacional que comercializa o petróleo, resolveu conceder um desconto-compensação de US$0,04/b para cada décimo de grau API (0,10 API) de todo petróleo exportado cuja densidade esteja abaixo da densidade contratual típica de 340 API.

O grau API das cargas embarcadas tem se reduzidos mês a mês, sendo que no mês de julho o valor médio foi 28,630 API, a menor densidade nos últimos seis meses. Isto representou uma redução no preço contratual de mais de US$2,00/b apenas pelo ajuste do grau API.

O petróleo Basrah tem estado mais pesado por dois motivos. Primeiro, pela entrada em operação de novos campos de produção de petróleo, e, depois, pela falta de tanques para misturas com óleos mais leves no terminal exportador localizado na península de FAO.

No fim de maio, a petroleira russa Lukoil iniciou a produção de petróleo no reservatório Mishref, na região de Qurna, cuja produção é de óleo de 280 API e chegou a 120 mil b/d.

Mercado de petróleos....................................

Médias semanais WTI Brent

1a semana (4 – 8 agosto) 97,50 103,60

2a semana (11 – 15 agosto) 97,17 101,94

3a semana (18 – 22 agosto) 94,95 99,88

4a semana (25 – 29 agosto) 96,25 100,64

Média mensal de julho 2014 (*) 103,59 106,77

Média mensal de agosto 2014 (*) 96,54 101,61

(*) As médias mensais apresentadas são obtidas diretamente da fon-te, a EIA/DOE, que calcula os valores a partir das cotações diárias dos petróleos. Dependendo do número de dias do mês e tam-bém da ocorrência de grandes variações de preços nos últimos dias do mês, as médias mensais mencionadas podem ser diferentes

Estados Unidos: Estimativas recentes do DOE mostram o crescimento recente da produção de petróleo dos Estados Unidos e a projeção 2014/2015:

Produção (milhões de barris/dia)

2011 2012 2013 2014 2015

Petróleo 5,645 6,497 7,451 8,534 9,532

Líquidos de Gás Natural

2,216 2,408 2,606 2,906 3,120

Total 7,861 8,905 10,057 11,44 12,652

Muito se tem discutido sobre este salto de produção, que se seguiu ao salto tecnológico na exploração de petróleo e gás natural, no país de maior consumo mundial de energia.

De 2015 em diante, as perspectivas são divididas em dois cenários principais, entre os que acreditam na continuação do crescimento explosivo da produção norte americana, como nos anos anteriores, e os que começam a duvidar na capacidade dos Estados Unidos de manter o ritmo exploratório mostrado nestes últimos dez anos.

A produção de hidrocarbonetos líquidos inclui duas categorias principais:

1ª. Petróleo bruto e condensado: nesta categoria incluem-se o tight oil, o shale oil, o cru extrapesado, os condensadose o betume (i.e., oil sands ou areias betuminosas, que podem ser diluídas ou processadas).

2ª. Outros combustíveis líquidos: esta categoria se refere aos líquidos de gás natural (GLP, naftas de UPGNs), biocombustíveis, gas-to-liquids (GTL), coal-to-liquids (CTL) e o querogênio (i.e., oil shale ou óleo de xisto).

Os mais otimistas falam até de uma independência energética americana, mas a queda de demanda de alguns derivados importantes por causa da crise econômica deve ter um final em breve e será muito difícil que as importações continuem caindo e cessem, embora já tenham diminuído bastante.

Os pessimistas levantam pontos relevantes de preocupação: a produção futura, principalmente de tight oil e shale oil, demandam vultosos e renovados investimentos, grande consumo de água e produtos químicos e uma alta taxa de perfuração de poços, posto que o decaimento de produção é muito mais rápido do que o do petróleo convencional onshore. Por último, mas não menos importante, há a questão ambiental. Conter os danos causados pela exploração acelerada nas regiões ricas em tight oil e shale oil já levou estados e países a proibirem a atividade. De qualquer modo, é incerto como vai se desenvolver a indústria americana de petróleo, sob este aspecto..

6Setembro 2014


O MERCADO INTERNACIONAL No mesmo campo, no reservatório Yamama, que produzirá óleo de 430 API, o início da produção está previsto somente para o próximo ano.

Também na mesma região, a operadora russa Gazpromneft tem o campo de Badrah, que produzirá óleo na faixa 34/350 API. Em maio, começaram as operações preliminares para colocar o campo em produção, mas o petróleo ainda não está disponível para exportação.

No mês de julho o Iraque exportou quase 2,5 milhões de b/d de petróleo Basrah leve, sendo que cerca de 65% foram destinados para a Ásia, 18% para a Europa e 15% para as Américas.

A China, que adquiriu 571 mil b/d, foi a maior compradora do petróleo iraquiano, seguida pela Índia, que comprou 536 mil b/d. Cingapura ficou com cerca de 130 mil b/d. Para a Europa, região do Mediterrâneo, foram embarcados 326 mil b/d. Os Estados Unidos e Canadá importaram 275 mil b/d, uma queda de 37% em relação ao volume de petróleo Basrah leve importado no mês de junho (AGM, 15/08/2014).

Outras notícias de destaque que circularam na imprensa especializada em petróleo: 1. A empresa americana LyondellBassell adquiriu, mas não está aceitando receber, um carregamento de um milhão de barris de petróleo curdo (Kirkuk), que está num petroleiro ancorado na Costa do estado americano do Texas.

A empresa americana diz que comprou o petróleo de uma trading internacional, de notória reputação, que tinha o título (propriedade) claro e garantido e, principalmente, tudo estava de acordo irrestrito com as leis americanas.

A empresa informa ainda que cancelou, e não aceitará a entrega, de qualquer outra compra de petróleo que tenha título contestado, até que a situação se esclareça definitivamente.

A carga, ora em discussão, foi embarcada no petroleiro United Kalavryta e seria o quarto de cinco carregamentos de petróleo produzido na região semi autônoma administrada pelo Governo Regional do Curdistão (Iraque). Este petróleo é embarcado pelo porto turco de Ceyhan, no Mar Mediterrâneo.

Dados preliminares mostram que a demanda aparente por derivados de petróleo, em julho, deve se manter inalterada em relação à demanda de um ano atrás, ligeiramente abaixo dos 10 milhões de b/d.

Como o refino (throughput) foi de aproximadamente 9,7 milhões de b/d, verifica-se que houve a utilização de

estoques. Por isso mesmo, a estatal Sinopec já recomeçou a preencher a reserva estratégica Tianjin.

Ainda em julho, a extração de petróleo ficou ligeiramente acima dos quatro milhões de b/d, 4% abaixo da produção de junho, mas 1% acima do volume extraido no mesmo mês do ano passado (AGM, 14/08/2014).

3. Numa reunião com o vice-premier chinês, Zhang Gaoli, o presidente russo, Vladimir Putin, ofereceu à China uma participação no segundo maior projeto russo de extração de petróleo, chamado de Vankor, que está voltado prioritariamente para o atendimento do mercado chinês.

No segundo trimestre de 2014, a petroleira russa Rosneft produziu, no projeto que está sendo oferecido à China, 440 mil b/d. Este volume de produção é equivalente a 4% da demanda atual da China.

A Rússia está se voltando para a China para impulsionar sua economia, tendo em vista as dificuldades que suas atividades comerciais vêm enfrentando, devido às sanções impostas pelos EUA e Europa por causa da crise da Ucrânia.

Recentemente, o governo dos Estados Unidos congelou vários ativos do Chief Executive Officer da Rosneft, Igor Sechin, e também lhe negou visto.

A Rosneft, responsável por cerca de 40 por cento de todo petróleo produzido na Rússia, deve oferecer ‘a China 49% de Vankor, por um valor estimado entre 4 e 5 bilhões de dólares.

Vankor é hoje o segundo maior projeto de produção de petróleo na Rússia, com quase 3,5 bilhões de barris de reservas recuperáveis (BLoomberg.net, 01/09/2014).

4. Em seu site na internet, a Petrobras publicou teor de resposta ao jornal “O Estado de São Paulo”, e, dentre outros aspectos, pontuou que:

- Desde 2012, a companhia investiu 230 bilhões de reais, enquanto o endividamento líquido aumentou 138 bilhões de reais.- Suas reservas de petróleo, sua produção de óleo, bem como a venda de derivados cresceram mais do que aquelas de algumas das grandes empresas de petróleo no mundo (como, por exemplo, a ExxonMobil, a Chevron, a Shell e a BP). - A elevação da produção de petróleo, a maior eficiência do atual parque de refino, bem como a entrada em operação da Refinaria Abreu e Lima, em novembro de 2014, aumentará a geração operacional de caixa. - A convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme a política de preços do diesel

7Setembro 2014



e da gasolina, previsto no Fluxo de Caixa Livre positivo (geração operacional superior aos investimentos), antes dos dividendos, já a partir de 2015, reduzirá, significativamente, a necessidade de contratação de novas dívidas.- A produção de petróleo operada pela Petrobras nos campos do pré-sal nas bacias de Santos e de Campos ultrapassou a 540 mil b/d, em julho, apenas oito anos após a primeira descoberta de petróleo na camada pré-sal, em 2006.

- Atualmente, o pré-sal responde por mais de 20% do total da produção operada pela Petrobras no Brasil (petrobras.com.br, agosto/2014)..

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS PETRÓLEOS - US$/b

3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13 2TRIM13 3TRIM13 4TRIM13 1TRIM14 2TRIM14

WTI 89,72 94,01 102,88 93,42 92,18 87,96 94,34 94,10 105,84 97,34 98,75 103,35

Brent 113,34 109,4 118,49 108,42 109,61 110,09 112,49 102,58 110,27 109,21 108,17 109,70

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US$

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Preços FOB dos Derivados nos Estados Unidos

Neste último verão no hemisfério norte, o mercado de gasolina na bacia do Atlântico sofreu um enorme rearranjo, que aparentemente veio para ficar, pelo menos no futuro próximo.

Como se sabe, no mercado americano as gasolinas sempre foram os combustíveis mais importantes. Até a crise econômica de 2008-9, além de o consumo ser o mais elevado de todos, havia um crescimento constante na demanda.

A crise trouxe alguma racionalização, e hoje em dia, apesar de ainda ser um mercado gigantesco, o crescimento,quando existe, é apenas moderado.

Apesar da capacidade de refino do país ser compatível e adequada às suas necessidades de consumo, os Estados Unidos sempre foram importadores de gasolina.

A maior parte das refinarias americanas estão localizadas no chamado Golfo americano – USGulf atendendo preferencialmente ‘a própria região, além de extensas

regiões do centro do País – Mid Continent. O déficit, localizado principalmente na Costa Leste – Atlantic Coast, sempre foi neutralizado por importações complementares. Por outro lado, as refinarias europeias historicamente tinham nos mercados de exportação um local seguro para colocar o excedente de gasolina que produzem. Por isso, o mercado americano de gasolinas, com sua demanda permanente, era um local interessante e lucrativo para as gasolinas da Europa e de outras origens.

Além dos Estados Unidos, as refinarias europeias eram importantes supridoras de gasolina para a África, aí considerando, especialmente, a África Ocidental – costa atlântica – onde se localizam os países mais populosos, e, por conseguinte, com maiores demandas.

Mas, os fatores que estimulavam as importações pelos Estados Unidos da gasolina europeia estão mudando. A demanda dos Estados Unidos não está acompanhando o ritmo do aumento dos suprimentos locais e os estoques aumentaram neste verão, no hemisfério norte, fechando a

Mercado de Derivados....................................

8Setembro 2014



arbitragem com a Europa.

Além disso, ultimamente as refinarias americanas estão se beneficiando dos suprimentos crescentes de petróleos domésticos mais baratos, particularmente no saturado mercado de petróleo no USGulf e, também, pelo suprimento de gás natural barato, que é utilizado na geração de energia nas refinarias, provocando uma redução nos custos do refino.

Por isso, passou-se a registrar um crescente excedente na produção de gasolina no Golfo dos Estados Unidos - USGulf.A primeira consequência foi o estabelecimento de um novo fluxo de parte do excedente para a costa atlântica – USAC, bloqueando as importações europeias.

Agora, os refinadores americanos com volume excedente de gasolinas, procuram novas oportunidades, e se mostram cada vez mais competitivos.

O mercado da África Ocidental, onde já atuavam de forma marginal, foi o alvo seguinte. Neste caso, deslocando, também, os refinadores europeus.

No último verão, as refinarias europeias tiveram muitas dificuldades para colocar os excedentes de produção de gasolina nos seus mais tradicionais mercados, a costa Atlântica dos Estados Unidos e, também, a África Ocidental, devido à forte presença de rivais americanas.

Como as exportações foram reduzidas, as refinarias tiveram de diminuir o refino, o que se refletiu em menor produção geral de derivados. Por isso, várias refinarias foram paradas preventivamente para manutenção até que se tenha uma visão mais clara sobre o comportamento do mercado de gasolinas.

A italiana ENI, por exemplo, já decidiu fechar três de suas refinarias que correspondiam à metade de sua capacidade de refino.

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

1. A petroleira italiana ENI considera que as atuais margens de refino na Europa estão “muito baixas”. Por isso, decidiu aumentar para 50% o corte na sua capacidade processamento na Itália. Em fevereiro, a ENI já havia decido reduzir seu refino de petróleo em 35%.

Segundo seu CEO, Claudio Descalzi, “não há futuro no negócio de refino de petróleo para a ENI, nem para nenhuma outra petroleira europeia”.

A empresa já resolveu que continuará refinando petróleo apenas nas refinarias Sannazzaei, que processa 200 mil

b/d e que foi recentemente modernizada e na refinaria de Milazzo, que processsa 235 mil b/d e tem participação acionária da petroleira KPC do Kuwait.

Assim, ficam comprometidas as continuações do funcionamento das refinarias Gela, processamento de 105 mil b/d; Taranto, processamento de 84 mil b/d e Livorno, processamento de 84 mil b/d (AGM, 01/08/2014).

2. A refinadora japonesa Idemitsu Kosan está fornecendo querosene de aviação (jet fuel) para o estado americano do Alaska. A empresa vendeu pelo menos dois carregamentos de 315 mil barris, cada um, no mês de junho. Tanto a Idemitsu quanto outra japonesa, Cosmo Oil têm licenças para importar jet fuel para o Alaska, mas a Cosmo não importa o produto desde 2010.

A chinesa Sinopec retornou as exportações de jet para o Alaska no último mês de julho.

Desde maio passado, quando a Koch fechou a refinaria North Pole, o Alaska começou a importar jet. Esta situação deve continuar no futuro próximo (AGM, 15/08/2014).

3. O preço médio da gasolina comum (regular) no varejo dos Estados Unidos no mês de agosto foi de cerca de US$ 3,40/galão.

A aproximação do feriado do dia do trabalho nos Estados Unidos, quando muitas famílias saem de carro para viajar, costuma provocar o aumento no consumo e no preço da gasolina, refletindo a maior demanda.

Mas, desta vez, o valor médio foi o menor desde 2010. O preço médio na bomba foi cerca de US$ 0,25/galão inferior ao que era no final de junho.

A recente queda nos preços da gasolina reflete em grande parte a evolução do preço do petróleo. Em agosto, os preços do petróleo Brent estiveram abaixo do valor médio dos últimos três anos.

Em 2010, os preços do petróleo eram menores, isto porque a economia mundial estava começando a se recuperar da recessão de 2008-09, que reduziu o crescimento da demanda de petróleo (EIA/TWIP, 29/08/2014).

4. Em agosto, a Polônia teria recebido 20% menos gás do que o volume habitual fornecido pela Rússia.

Muitos europeus acreditam que Moscou pode usar as entregas de gás como um trunfo contra o estabelecimento de sanções, por sua atuação militar na Ucrânia.

Somente a possibilidade do aumento das sanções vem provocando a redução nas transações comerciais entre

quando existe, é apenas moderado.

9Setembro 2014



A média semanal dos estoques de petróleo, na primeira semana de agosto, foi de 367,0 milhões de barris e de 359,6 milhões de barris na última semana; na mesma época, no ano passado, os estoques de petróleo eram de 360,2 milhões de barris. Os estoques da última semana de agosto foram, em volume, 0,2 % inferiores aos níveis da mesma semana de 2013 e eram suficientes para 21,9 dias de consumo, contra os mesmos 22,8 dias de um ano atrás.

Os estoques de destilados começaram o mês de agosto com 122,5 milhões de barris e encerraram com 123,4 milhões de barris ou 31,6 dias de consumo. Os estoques no fim do mês se encontravam, em volume, abaixo dos estoques de um ano atrás. Nessa época, no ano passado, os estoques de destilados eram de 129,6 milhões de barris ou 34,9 dias de consumo; portanto, em volume, o estoque no final de agosto estava 4,8 % abaixo do valor da mesma semana no ano passado.

Já os estoques de gasolina encerraram o mês de agosto com 210,0 milhões de barris, 23,2 dias de consumo. Os estoques de um ano atrás eram de 23,7 dias de consumo..

Estoques de petróleo e derivados nos Estados Unidos ....................

PREÇO MÉDIO TRIMESTRAL DOS DERIVADOS - US$/b

3TRIM11 4TRIM11 1TRIM12 2TRIM12 3TRIM12 4TRIM12 1TRIM13 2TRIM13 3TRIM13 4TRIM13 1TRIM14 2TRIM14

Gasolina Reg.USG 118,55 108,81 125,23 117,56 121,06 108,85 118,89 113,13 116,45 104,45 111,40 117,77

Nr.2 Diesel LS USG 126,39 124,38 132,75 123,63 128,91 127,60 129,51 120,16 126,49 122,43 123,24 122,60

Moscou e o Ocidente para o menor nível, desde o tempo da Guerra Fria.

Entretanto, a monopolista Gazprom, exportadora do gás russo, divulgou um comunicado, dizendo que estava bombeando gás para todos os destinos "de acordo com os recursos disponíveis para as exportações e, também, para o bombeamento contínuo para armazenamento na Federação Russa".

Mas a Gazprom não negou que o fornecimento para a Polônia - um país ex-comunista com o qual as relações de Moscou têm esfriado bastante - foram menores.

A Rússia responde por mais de um terço da demanda de gás europeu e envia metade desses suprimentos via Ucrânia.

Grande parte da demanda restante, inclusive para a Polônia é atendida pela rota Yamal -Europa, e para a Alemanha, através do gasoduto Nord Stream, que vai diretamente da Rússia para a Alemanha sob o Mar Báltico.

A interrupção pareceu afetar apenas a rota Yamal -Europa, sem redução significativa nos volumes que estão sendo enviados por outras rotas (Reuters, 11/09/2014)..

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US$

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Preços FOB dos petróleos - Spot

10Setembro 2014



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

Ano Número de sondas operando no mundo

2013 3.412

2012 3.518

2011 3.466

2010 2.985

2009 2.304

2008 3.336

2007 3.116

No mês de agosto, aumentou em 34 o número de sondas operando no mundo, passou de 3.608 em julho para 3.642. Os países que aumentaram o número de sonda operando foram o Canadá que passou de 350 para 399 e os Estados Unidos de 1876 para 1904. Por outro lado, reduziram as

sondas no Oriente Médio de 432 para 406, na África de 137 para 125 e na Europa de 153 para 143.

Na América Latina estiveram em operação 410 sondas..

Contagem de sondas....................................

A publicação mensal da OPEP – Monthly Oil Market Report – MOMR de setembro apresentou a projeção para demanda mundial por petróleo em 2014 no valor de 91,19 milhões de b/d. No ano de 2013, para uma necessidade média de óleo da OPEP de 30,26 milhões de b/d, os membros da organização teriam produzido 30,20 milhões de b/d, ou seja, cerca de 60 mil b/d em excesso, o que representou um aumento dos estoques de petróleo, na mão dos refinadores/consumidores, de cerca de 22 milhões de barris no ano.

Para 2014, a projeção para a oferta mundial de petróleo não OPEP é de 61,74 milhões de b/d, um aumento de 1,86 milhões de b/d em relação à oferta de 2013, ou seja: 3,1 %.

Assim, a necessidade de óleo produzido pelos países membros da OPEP deverá ser de 29,45 milhões de b/d. No primeiro semestre de 2014, a OPEP já produziu, em média, 29,79 milhões de b/d, um excedente de 340 mil b/d em relação ao que se projeta de necessidade média para o ano todo..

Demanda e Oferta de Petróleo................................

(1) Fonte: OPEP (MOMR) incluindo Iraque e baseado em fontes secundárias.(2) Com exceção da linha Condensado OPEP, as demais produções não incluem condensados.(3) A OPEP costuma ajustar os dados, mesmo os realizados. (4) Produçao OPEP: Jun14=29,786 milhões de b/d; Jul14=30,117 milhões de b/d ; Jul14=30,347 milhões de b/d. (5) nd = não disponível

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

Realizado Projeção Variação %

2010 2011 2012 2013 1trim14 2trim14 3trim14 4trim14 2014 2014/2013

(a) Demanda Mundial 86,94 88,04 88,96 90,14 90,14 90,11 91,97 92,50 91,19 1,16

Oferta Não-OPEP 52,30 52,45 52,86 54,23 55,59 55,77 55,86 56,42 55,91 3,10

Condensado OPEP (LGN+Não convencionais) 4,98 5,37 5,57 5,65 5,73 5,79 5,86 5,93 5,83 3,19

(b) Oferta Mundial total (Não-OPEP+ Condensado OPEP) 57,28 57,82 58,43 59,88 61,32 61,56 61,72 62,35 61,74 3,11

Diferença (a) - (b) 29,66 30,22 30,53 30,26 28,82 28,55 30,25 30,15 29,45 -2,68

Produção de Petróleo OPEP (1)(2)(3) 29,23 29,79 31,14 30,20 29,83 29,75 nd nd nd nd

Excesso / Falta(-) de produção de petróleo da OPEP -0,06 1,01 1,20 nd nd nd nd

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2500

3000

3500

4000

África Europa Ásia OrienteMédio

Canadá AméricaLatina

EUA Total -Mundo

Contagem do número de sondas

2010 2011 2012 2013 ago/14

11Setembro 2014


Exploração.........................................ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

I. Declarações de comercialidade (Julho/2014)

MAR

TERRA

II. Poços concluídos por operador (Agosto/2014)

MAR

III. Evolução de poços concluídos por classificação

Bloco Operadora Campo Bacia Data

BT-POT-8 Petrobras SIBITE Potiguar 31/07/2014Fonte: ANP

Operador Bacia

Nº de Poços Concluídos

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação Produção Injeção Especiais Total

Petrobras

Campos - - 1 - - 1

Espírito Santo - 1 - - - 1

Santos 1 1 - - - 2

Total Campos 1 - - - 1 2

Total 2 2 1 0 1 6Fonte: ANP

Operador Bacia

Nº de Poços Concluídos

Exploratórios Pioneiros

Extensão/ Avaliação Produção Injeção Especiais Total

Integral Alagoas 1 - - - - 1

Petrobras

Espírito Santo 1 - 1 - - 2

Potiguar - - 20 - - 20

Recôncavo - - 2 - - 2

Total 2 0 23 0 0 25Fonte: ANP

Evolução de Poços Concluídos

Poços2013 2014

Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago

Exploratórios Pioneiros 2 2 1 0 1 0 2 1 2 1 0 1 2

Extensão/Avaliação 4 0 1 3 1 4 2 1 3 2 1 0 2

Produção 5 0 6 3 1 10 4 4 1 1 1 1 1

Injeção 3 2 0 1 0 1 3 4 1 1 1 2 0

Especiais 5 3 3 6 3 1 0 0 1 0 0 0 1

TOTAL 19 7 11 13 6 16 11 10 8 5 3 4 6*Fonte: ANP

12Setembro 2014


ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

TERRA

IV. Evolução do Número de Poços Concluídos por Bacia

Evolução do número de poços concluídos por bacia

Evolução de Poços Concluídos

Poços2013 2014

Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago

Exploratórios Pioneiros 3 2 1 2 1 0 1 2 5 1 1 1 2

Extensão/Avaliação 4 5 2 3 1 1 1 3 1 0 0 1 0

Produção 11 9 9 14 7 25 10 33 13 18 11 22 23

Injeção 1 2 2 1 2 0 0 2 1 3 1 0 0

Especiais 1 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0

TOTAL 20 19 14 20 12 26 12 40 21 22 13 24 25*Fonte: ANP

Evolução do Número de Poços Concluídos

Bacia Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago

Alagoas 1 1 0 0 1 0 0 1 1 2 0 1 1

Sergipe 7 8 9 6 3 6 3 4 3 3 2 3 0

Potiguar 26 11 11 9 14 14 5 26 8 12 11 16 20

Recôncavo 9 7 7 3 3 1 4 7 6 1 0 3 2

Espírito Santo 5 3 4 4 3 5 2 6 3 6 0 1 3

Solimões 1 1 1 1 1 2 0 0 2 0 1 0 0

Campos 13 11 6 7 4 10 7 4 3 3 2 2 3

Santos 2 4 3 3 2 4 2 2 2 0 0 1 2

Pará-Maranhão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Jequitinhonha 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Camamu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Parnaíba 0 1 2 1 0 0 0 0 1 0 0 1 0

São Francisco 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Barreirinha 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ceará 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 64 47 44 35 33 42 23 50 29 27 16 28 31Fonte: ANP

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10

20

30

40

50

60

70

Média2010

Média2011

Média2012

Média2013

Média2014

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14

Ceará

Barreirinha

São Francisco

Parnaíba

Camamu

Jequitinhonha

Pará-Maranhão

Santos

Campos

Solimões

Espírito Santo

Recôncavo

Potiguar

Sergipe

Alagoas

13Setembro 2014



V. Sondas por empresa operadora (Agosto/2014)

Produção..........................................I. Evolução da Produção de Petróleo e Gás Natural em milhares de b/d

Evolução da produção em milhares de b/d

Sondas em atividade (Agosto/2014)

Nome Operador Terra Mar Total de Sondas

Alvopetro 1 0 1Integral 1 0 1Parnaíba Gás 1 0 1Petrobras 17 38 55Queiroz Galvão 0 1 1Repsol 0 1 1Statoil 0 1 1Total 0 1 1Total 20 42 62

Fonte: ANP

Petróleo2013 2014

Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun

Offshore 1.926 1.804 1.839 1.921 1.908 1.910 1.939 1.886 1.918 1.948 1.976 2.019 2.075

Onshore 176 174 175 176 174 175 173 170 175 173 173 173 173

Total 2.103 1.978 2.014 2.097 2.082 2.084 2.112 2.055 2.093 2.121 2.149 2.192 2.248

Fonte: ANPNota: Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.

32%

68%

Terra Mar

1%

1% 1%

89%

2%

2%

2% 2%

Alvopetro Integral Parnaíba Gás

Petrobras Queiroz Galvão Repsol

Statoil Total

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14

Offshore Onshore

14Setembro 2014



II. Evolução da Produção por Concessionário em boe/d

Evolução da Produção de Óleo (boe/dia)

Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014

Jan Fev Mar Abr Mai JunPetrobras 1.916.233 1.930.763 1.889.150 1.839.638 1.861.884 1.835.578 1.837.615 1.841.532 1.853.562 1.885.598 1.917.418BG 4.395 12.253 21.564 35.532 57.200 47.012 56.514 56.550 55.748 61.736 65.639Statoil 0 22.037 36.801 43.093 43.458 30.799 45.979 47.118 45.131 47.122 44.600Shell 53.410 45.366 35.119 21.473 37.402 23.655 25.891 39.382 44.662 38.566 52.255Sinochem 0 3.958 24.534 28.729 28.972 20.533 30.653 31.412 30.087 31.415 29.733Repsol 9.138 8.724 6.630 12.432 22.243 12.223 15.383 21.600 25.455 29.051 29.747Chevron 25.729 36.961 6.421 6.206 19.762 15.095 14.940 13.692 20.814 26.462 27.572OGP/OGX 0 0 8.682 5.169 15.443 12.089 15.820 16.572 16.229 16.009 15.939ONGC 11.155 8.787 6.515 4.612 12.586 12.757 8.065 12.738 13.251 12.104 16.603

Petrogal 1.735 3.667 8.606 10.948 15.048 15.468 17.956 15.288 13.054 13.716 14.806QPI / BC-10 - - - 1.290 10.722 10.867 6.870 10.851 11.288 10.311 14.143HRT - - - 1.058 6.110 6.980 6.313 4.757 6.346 6.210 6.056Frade Japão 9.107 13.077 2.266 2.062 4.200 3.633 2.964 2.725 5.187 5.452 5.239Maersk/SK 7.737 6.259 4.803 4.635 4.073 4.654 4.208 3.171 4.231 4.140 4.037Gran Tierra 0 104 321 827 1.012 822 763 1.055 1.105 1.164 1.163El Paso 1.313 1.297 1.183 807 724 757 733 732 575 780 769Petrosynergy 652 664 575 590 540 577 551 546 516 512 535Nova Petróleo 125 131 196 212 248 273 266 230 260 186 271Queiroz Galvão 290 184 292 272 257 237 284 247 250 266 261Sonangol 183 272 204 298 239 248 237 238 232 243 239Recôncavo E&P 143 162 152 146 162 206 123 180 164 156 142UTC 13 69 40 51 149 80 69 74 130 261 277Partex 72 167 161 148 129 138 136 126 127 123 124Potióleo 5 46 17 23 40 46 41 48 102 - -Parnaíba - - - 17 101 101 101 101 101 101 101Santana 0 0 24 54 67 88 40 52 76 61 84Petro Vista - - - 34 69 100 26 1 73 114 100UP Petróleo 5 8 50 112 55 80 21 1 59 92 80Brasoil 64 41 65 60 57 53 63 55 55 59 58Geopark 64 41 65 60 57 53 63 55 55 59 58Petra/BPMB 0 0 0 24 43 43 43 43 43 43 43Alvopetro 202 376 93 35 36 36 39 34 43 28 37Aurizônia 25 23 22 28 21 33 27 25 28 4 10EPG - - - 10 23 25 27 25 26 18 19Severo Villares 44 37 26 18 20 26 21 22 17 17 17Cheim/IPI 39 22 12 14 23 - 31 35 16 31 25TDC 32 153 6 16 14 20 5 0 15 23 20Phoenix 3 4 10 13 13 17 14 13 13 12 11Central 0 2 16 18 11 8 13 9 10 10 12Egesa 8 7 7 5 5 5 6 5 3 6 7Guto & Cacal - - - - 1 - 0 0 0 2 1Quantra - - 0 0 0 - 0 0 0 0 0Silver Marlin 5 23 10 18 4 12 13 0 - - -Ral 5 0 1 0 - - - - - - -BP 0 5.798 7.204 5.894 - - - - - - -Genesis 2000 3 3 2 1 - - - - - - -ERG - 1 0 0 - - - - - - -Panergy - 0 0 0 - - - - - - -ArClima - - 1 0 - - - - - - -Vipetro 2 7 3 - - - - - - - -BrazAlta 114 88 0 - - - - - - - -Allpetro - 0 - - - - - - - - -Odebrecht 6 7 1 - - - - - - - -Nord 5 2 0 - - - - - - - -Mercury 4 2 0 - - - - - - - -Koch 14 12 - - - - - - - - -Devon 11.694 - - - - - - - - - -TOTAL 2.053.772 2.101.606 2.061.846 2.012.402 2.143.225 2.055.425 2.092.925 2.121.342 2.149.141 2.192.264 2.248.250

Fonte: ANPNota: Não Inclui Reinjeção. Produção terrestre da Petrobras inclui a UO SIX.

15Setembro 2014



III. Evolução da Produção de Petróleo por Bacia

Evolução da produção por concessionário em boe/d

Evolução da produção por bacia em mil bbl/dia

Produção Julho 2014 (Mil bbl/dia)

Bacia Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul

Campos 1.756 1.778 1.708 1.614 1.635 1.560 1.552 1.641 1.641 1.655 1.683 1.717

Santos 39 85 126 187 307 272 307 292 292 313 342 331

Potiguar 59 60 61 61 59 58 60 60 60 58 58 59

Recôncavo 44 44 43 44 44 44 44 44 44 44 43 43

Espírito Santo 68 50 39 37 35 40 42 28 28 37 36 37

Sergipe 41 42 40 39 42 39 44 43 43 42 42 41

Solimões 36 35 34 31 28 30 29 28 28 28 28 28

Ceará 6 6 5 7 6 6 6 6 6 6 7 6

Alagoas 6 5 5 4 5 4 5 5 5 5 5 5

Camamu - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Tucano Sul - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Parnaíba - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 2.055 2.105 2.061 2.024 2.162 2.053 2.090 2.146 2.146 2.189 2.246 2.267Fonte: ANP*Nota: Inclui condensado.

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

Média2010

Média2011

Média2012

Média2013

Média2014

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14

Petrobras BG Statoil Shell Sinochem Repsol Outras concessionárias

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Média2010

Média2011

Média2012

Média2013

Média2014

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14

Campos Santos Potiguar Recôncavo Espírito Santo Sergipe

Solimões Ceará Alagoas Camamu Tucano Sul Parnaíba

16Setembro 2014



IV. Evolução da Produção de petróleo do pré-sal e evolução dos poços em produção

0

50

100

150

200

250

300

350

400

J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M

2011 2012 2013 2014

(M b/d)

POÇOS DE DIVERSOS OUTROS CAMPOS

LULA

BALEIAAZUL

LULA

B.AZUL

OUTROS

SAPINHOÁ

SAPINHOÁ

TOTAL

1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 4 5 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 6 7 7 8 8 8

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 3 4 4 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 5 4 5 4 4

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 2 2

3 3 2 4 5 5 5 4 5 6 6 6 5 5 3 5 5 5 5 5 5 6 7 6 14 15 15 15 16 15 15 16 15 15 15 12 12 11 14

4 4 3 6 7 7 7 6 7 8 9 9 8 9 8 10 10 10 10 10 13 15 15 15 24 26 26 26 27 27 25 26 25 26 28 24 26 25 28

NÚMEROS DE POÇOS EM PRODUÇÃO

Nota. São destacados no gráfico os três campos que produzem somente dos reservatórios do Pré-sal: Lula e Sapinhoá, na Bacia de Santos, e Baleia Azul, na Bacia de Campos. No grupamento "Outros" são incluídos poços que produzem de reservatórios do Pré-sal em campos que produzem regularmente de poços em reservatórios pós-sal, listados, a seguir, com o número de poços do Pré-sal , em novembro de 2013, num total de 15, todos localizados na Bacia de Campos: Jubarte (3), Linguado (3), Marlim Leste (3), Pampo (2), Trilha (1), Marlim/Voador (1), Pirambu (1) e Caratinga/Barracuda (1). O Campo de Lula produz para o FPSO Cidade Angra dos Reis, desde setembro de 2009 e para o FPSO Cidade de S. Vicente desde junho de 2013; em novembro, produziu para essas plataformas com respectivamente 4 e 3 poços. Sapinhoá produziu para o FPSO Cidade de S. Paulo com um único poço e Baleia Azul com 4 poços para o FPSO Cidade de Anchieta. Fonte: ANP e Banco de Dados IBP

17Setembro 2014


Refino...........................................ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

I. Evolução do Volume de Petróleo e Derivados Processados

II. Evolução do Volume de Óleo Refinado por Refinaria

Petróleo e Derivados Processados (boe/dia)

Petróleo / Derivado Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

Junho

2014Petróleo 1.826.526 1.866.071 1.936.722 2.055.343 2.091.260 2.182.255Derivados - TOTAL 1.841.116 1.896.160 2.022.493 2.134.965 2.159.337 2.266.618Asfalto 47.687 42.470 48.103 45.724 51.595 56.088Coque 52.679 64.730 76.515 82.897 83.465 84.320Gasolina A 370.603 405.106 450.784 493.077 491.211 515.525Gasolina de Aviação 1.553 991 1.334 1.614 1.635 1.237GLP 131.891 136.351 142.988 136.931 130.093 142.897Lubrificante 10.394 10.383 10.448 11.877 11.915 13.552Nafta 126.757 109.370 110.675 92.262 92.676 97.826Óleo Combustível 239.445 227.613 237.524 254.372 284.001 297.912Óleo Diesel 713.924 732.938 781.999 853.679 840.735 887.087Parafina 1.623 1.728 2.121 2.113 5.633 0Querosene de Aviação 80.381 92.972 93.192 95.715 53.541 55.245Querosene Iluminante 439 415 410 265 2.273 2.379Solvente 8.697 6.365 4.907 7.739 103.428 105.538Outros Energéticos 4.521 7.463 6.639 4.055 242 222Outros Não Energéticos 50.523 57.265 54.853 52.645 6.892 6.791

Fonte: ANP1m3 = 6,28981 boe

Volume de Óleo Refinado por Refinaria (boe/dia)

Refinaria Média 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013 Média 2014Junho

2014Riograndense (RS) 14.146 15.121 16.058 15.706 12.974 15.511Pólo Guamaré (RN) 32.749 34.280 36.456 37.272 37.776 38.131Refap (RS) 150.295 150.026 156.858 198.513 188.188 207.571Lubnor (CE) 7.945 6.971 7.847 8.412 8.933 9.035Manguinhos (RJ) 4.210 10.062 10.451 277 895 1.527Reduc (RJ) 221.986 217.471 227.317 243.720 247.176 252.756Regap (MG) 147.304 133.548 148.203 149.602 159.461 159.324Reman (AM) 42.153 42.795 37.914 38.895 42.261 44.106Repar (PR) 171.512 194.448 199.379 195.089 206.919 208.539RLAM (BA) 263.185 239.096 241.537 280.192 301.693 319.211Dax Oil (BA) 464 1.070 1.572 1.233 1.003 869RPBC (SP) 160.529 151.751 156.724 175.769 177.104 178.085Recap (SP) 36.493 42.937 53.267 53.456 52.254 57.165Replan (SP) 322.252 379.309 395.434 426.329 392.263 427.418Revap (SP) 242.720 241.965 246.914 230.815 262.345 263.006Univen (SP) 8.583 5.220 789 64 14 0TOTAL 1.826.526 1.866.071 1.936.722 2.055.343 2.091.260 2.182.255

Fonte: ANP1m3 = 6,28981 boe

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

Média 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013 Média 2014 jun/14

Outras refinarias

Reduc (RJ)

Revap (SP)

RLAM (BA)

Replan (SP)

Outros derivados

GLP

Gasolina A

Óleo Diesel

Óleo Combustível

Evolução do refino por derivado e por refinaria em boe/dia

18Setembro 2014


Importações e Exportações .................................ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

I. Evolução das Importações e Exportações em bep/d

Importações e exportações em boe/dia

Gás Natural

Petróleo

Derivados

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 336.142 664.728 328.586 435.860 249.840 -186.020 219.506 -219.506 991.508 914.568 -76.940

2011 390.145 636.341 246.196 482.684 245.831 -236.853 181.914 -181.914 1.054.743 882.172 -172.571

2012 309.090 576.819 267.729 431.179 271.938 -159.241 226.547 -226.547 966.816 848.756 -118.060

2013 400.319 401.096 777 485.479 258.554 -226.925 286.794 -286.794 1.172.593 659.650 -512.942

2014 377.444 501.756 124.312 496.023 257.984 -238.040 302.123 -302.123 1.175.590 759.740 -415.850

jan/14 316.368 405.168 88.801 532.398 231.808 -300.590 243.045 -243.045 1.091.810 636.977 -454.834

fev/14 485.434 346.988 -138.446 557.423 303.816 -253.606 244.204 -244.204 1.287.060 650.804 -636.256

mar/14 223.056 360.519 137.463 385.145 184.086 -201.059 236.834 -236.834 845.036 544.605 -300.431

abr/14 373.046 399.764 26.718 387.299 241.606 -145.693 329.204 -329.204 1.089.549 641.370 -448.179

mai/14 307.839 534.283 226.444 521.435 214.544 -306.890 403.042 -403.042 1.232.316 748.827 -483.488

jun/14 404.121 535.161 131.039 535.964 348.246 -187.718 241.319 -241.319 1.181.405 883.407 -297.999

jul/14 532.246 930.411 398.165 552.499 281.778 -270.721 417.210 -417.210 1.501.955 1.212.189 -289.766

Fonte: ANP

-600.000

-100.000

400.000

900.000

1.400.000

19Setembro 2014



III. Evolução das Exportações de Petróleo por País

IV. Evolução das Importações de Petróleo por País

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

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

Evolução das Exportações por País (Milhões US$ F.O.B)

País Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014


Estados Unidos 321 493 465 290 283 392 149 183 375 222 131 528

China 338 449 403 336 292 192 64 403 0 322 610 453

Chile 92 153 89 94 181 105 0 157 432 102 48 423

Demais Países 595 765 735 341 589 422 583 233 271 789 628 1.199

Total 1.346 1.860 1.692 1.061 1.345 1.111 796 976 1.078 1.436 1.418 2.603Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

Evolução das Importações por País (Milhões US$ F.O.B)

País Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014


Nigéria 467 679 630 747 696 662 765 603 674 642 691 835

Arábia Saudita 158 224 241 241 226 232 454 0 451 0 449 0

Argélia 19 21 82 117 59 0 89 85 0 136 25 81

Iraque 62 75 80 58 96 183 0 98 100 104 0 185

Guiné Equatorial 35 41 13 81 82 0 201 0 29 98 0 246

Estados Unidos 17 22 7 0 1 2 1 3 2 0 0 0

Demais Países 84 110 65 117 114 8 106 0 0 0 144 543

Total 841 1.173 1.117 1.360 1.275 1.087 1.616 789 1.255 980 1.308 1.891Fonte: Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Média2010

Média2011

Média2012

Média2013

Média2014


Estados Unidos China Chile Demais Países

0200400600800

100012001400160018002000

Média2010

Média2011

Média2012

Média2013

Média2014


Nigéria Arábia Saudita Argélia Iraque Guiné Equatorial Estados Unidos Demais Países

20Setembro 2014


Arrecadações e tributos ...................................ESTATÍSTICAS DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS

I. Participações Especiais (2º Trimestre/2014)

II. Royalties

Participações Especiais

Participações Especiais

Consolidação das Participações Governamentais e de Terceiros (Mil R$)

BeneficiárioMédia

Trimestral 2010

Média Trimestral

2011

Média Trimestral

2012

Média Trimestral

2013

Média Trimestral

2014

1º Trimestre

2014

2º Trimestre

2014

UNIÃOMMA 291.750 316.228 388.497 363.156 351.322 377.690 324.953MME 1.167.001 1.264.911 1.551.398 1.452.625 1.405.286 1.510.759 1.299.814FUNDO SOCIAL 0 0 42.002 112.795 358.354 295.845 420.863

ESTADOSAM 7.508 11.927 15.751 16.791 19.202 18.304 20.101BA 1.266 425 1.817 2.244 2.691 2.642 2.740ES 58.984 127.310 243.542 206.417 212.518 225.409 199.626RJ 1.095.084 1.120.059 1.317.113 1.310.040 1.425.031 1.452.500 1.397.562RN 2.173 2.662 4.021 5.310 5.578 5.585 5.571SE 1.986 2.528 3.272 2.842 3.384 3.235 3.532SP 0 0 0 6.074 22.477 39.663 5.292

MUNICÍPIOSAM 1.877 2.982 3.938 4.198 4.801 4.576 5.025BA 317 106 454 561 673 660 685ES 14.746 31.828 60.886 51.604 53.129 56.352 49.907RJ 273.771 278.119 329.278 327.510 356.258 363.125 349.390RN 543 665 1.005 1.328 1.395 1.396 1.393SE 496 632 818 711 846 809 883SP 0 0 0 1.519 5.619 9.916 1.323TOTAL GERAL 2.917.503 3.160.381 3.963.793 3.865.724 4.228.562 4.368.464 4.088.660

Fonte: ANP

Royalties (R$)

Beneficiários Média 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013 Média 2014 Agosto 2014

Estados 275.404.553 319.973.601 408.065.749 402.761.808 455.241.148 467.679.992

Municípios 317.515.455 370.057.700 471.720.697 465.229.093 527.358.449 545.732.424

Fundo Especial 74.342.158 86.131.635 109.668.657 107.819.280 122.510.959 127.591.894Comando da

Marinha 148.684.317 172.263.270 200.496.454 195.771.340 194.288.674 194.441.403

MCT 115.295.999 133.902.931 151.394.993 146.058.290 137.416.536 137.533.503

FUNDO SOCIAL - - 37.812.007 40.307.033 103.254.860 117.846.164EDUCAÇÃO E

SAÚDE - - - 10.956 319.649 2.211.214

Total 931.242.483 1.082.329.137 1.379.158.557 1.349.269.630 1.026.926.850 1.593.036.593Fonte: ANP

01.000.0002.000.0003.000.0004.000.0005.000.000

MédiaTrimestral

2010

MédiaTrimestral

2011

MédiaTrimestral

2012

MédiaTrimestral

2013

MédiaTrimestral

2014

1ºTrimestre

2014

2ºTrimestre

2014

MMA MME FUNDO SOCIAL Estados Municípios

21Setembro 2014



Gás Natural .........................................I. Preços domésticos do Gás Natural

II. Preços internacionais do Gás Natural

Royalties

Preços do Gás Natural (Maio 2014)

Preço Petrobras para Distribuidoras - Preço US$/MMBTU (Preços isentos de tributos e encargos)

Região Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14

Nordeste (Importado) - - - - - - - - - -

Nordeste (Nacional) 10,2178 12,1433 12,8214 12,7210 12,4855 11,9170 11,9097 12,8669 12,8669 12,8669

Sudeste (Importado) 7,3704 8,9354 10,0552 10,1109 9,9415 9,9527 9,9527 9,9341 9,9341 9,9341

Sudeste (Nacional) 9,9461 11,5509 12,3605 12,4490 12,4856 11,9171 11,9097 12,8671 12,8671 12,8671

Sul (Importado) 7,3667 8,9278 9,6544 10,1287 9,9226 9,9272 9,9272 9,9196 9,9196 9,9196

Sul (Nacional) - - - - - - - - - -

Centro Oeste (Importado) 8,3339 10,1258 11,4063 11,4053 11,1669 11,1812 11,1812 11,1574 11,1574 11,1574

Centro Oeste (Nacional) - - - - - - - - - -Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014*Preços do Gás nacional sem o desconto dado para as distribuidoras das regiões Nordeste e Sudeste, a exceção da GASMIG

Preços do Petróleo e Gás Natural (Maio 2014)

Preços Internacionais (US$/MMBtu)

Media 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14

Gás russo na fronteira da Alemanha 7,94 10,23 11,56 11,19 10,77 10,9 10,83 10,69 10,79 10,64

NBP * 6,39 9,35 8,91 10,48 9,35 11,09 9,95 9,60 8,40 7,70

Henry Hub 4,38 4,00 2,72 3,73 4,91 4,71 6,00 4,63 4,64 4,56

Petróleo Brent 14,16 19,82 19,83 19,39 19,29 19,26 19,40 19,10 19,16 19,52

Petróleo WTI 14,14 16,93 16,77 17,45 17,82 16,86 17,96 17,89 18,16 18,25Petróleo Brent (US$/Bbl) 79,48 111,25 111,31 108,81 108,27 108,12 108,90 107,19 107,55 109,57

Petróleo WTI (US$/Bbl) 79,37 95,04 94,12 97,92 100,05 94,62 100,82 100,42 101,94 102,44Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014* 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

1.800.000.000

Média 2010Média 2011Média 2012Média 2013Média 2014 ago/14

Estados Municípios Fundo Especial

Comando da Marinha MCT Fundo Social

Educação e Saúde

22Setembro 2014



III. Balanço do Gás Natural (Maio/2014)

Balanço do gás natural em boe/dia

Balanço do Gás Natural no Brasil (boe/dia)

Ano Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014

Mai

PRODUÇÃO NACIONAL 395.252 414.687 443.935 485.510 521.237 531.741Reinjeção 78.811 69.628 60.885 66.924 93.718 99.882

Queima e Perda 41.764 30.254 24.845 22.455 28.682 29.814

Consumo nas Unidades de E&P 61.137 63.842 66.483 68.244 69.502 71.138Consumo nas Unidades de Transporte e Armazenamento / Ajustes 14.781 16.605 19.750 26.732 24.782 27.738

Absorção em UPGNs (GLP, C5+) 22.392 21.574 22.140 22.392 20.693 22.077

Oferta de Gás Nacional ao Mercado 176.366 212.784 249.894 278.827 283.859 281.029Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014

IMPORTAÇÃO 217.313 179.260 226.685 292.287 339.398 368.709

Bolívia 169.259 168.944 173.221 199.701 206.872 209.388

Argentina 0 0 0 1.006 2.830 5.472

Gás Natural Liquefeito - GNL 48.054 10.315 53.463 91.580 129.759 153.849

Consumo em Transporte na Importação 5.598 5.850 5.850 7.359 7.925 8.114

Oferta de Gás Importado ao Mercado 211.715 173.410 220.835 284.991 331.473 360.595Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014

OFERTA TOTAL AO MERCADO 388.081 386.194 470.729 563.756 615.332 641.686

Vendas nas Distribuidoras de Gás Natural 312.792 299.835 359.274 420.725 456.389 481.108Consumo Instalações Industriais Produtor (Refinarias/ FAFENS) 57.363 70.949 79.818 78.497 86.799 86.674Consumo Termoelétrico Direto do Produtor (Fafen/ Termobahia/ Canoas/ Termoceará/ TermoaçúTermoaçú/Euzébio Rocha)

17.863 15.473 31.638 64.533 72.144 86.674

Participação do Gás Nacional na Oferta Total ao Mercado 45,4% 55,1% 53,9% 49,5% 46,3% 43,8%

Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR 388.018 386.194 470.729 563.756 615.332 641.686

Industrial 222.722 256.939 263.040 259.580 270.588 273.670

Automotivo 34.594 33.965 33.462 32.267 31.197 31.323

Residencial 4.969 5.472 5.787 6.290 5.158 6.101

Comercial 3.963 4.277 4.529 4.717 4.592 4.592

Geração de Energia Elétrica 99.190 65.540 144.854 244.737 287.507 308.830

Co-geração 18.240 18.932 18.366 15.473 15.913 16.857

Outros (Inclui GNC) 4.277 1.069 692 629 377 252Fonte: Boletim do Gás Natural/MME, Junho de 2014

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

Média 2010 Média 2011 Média 2012 Média 2013 Média 2014 mai/14

Oferta de Gás Nacional ao Mercado Oferta de Gás Importado ao Mercado

Industrial Automotivo

Residencial Comercial

Geração de Energia Elétrica Co-geração

Outros (Inclui GNC)

23Setembro 2014



IV. Evolução da Produção de Gás Natural por Concessionário

Evolução da Produção de Gás Natural (boe/dia)

Concessionários Média 2010

Média 2011

Média 2012

Média 2013

Média 2014

2014Jan Fev Mar Abr Mai Jun

Petrobras 278.540 310.259 337.542 351.831 348.585 338.428 349.498 348.474 343.608 350.379 361.123Parnaíba 0 0 0 4.111 25.513 26.010 26.452 26.824 26.631 23.196 23.967Queiroz Galvão 17.525 11.634 17.357 16.911 16.901 17.130 17.274 16.689 16.738 16.507 17.066Petra/BPMB - 0 2 7.319 10.934 11.147 11.336 11.496 11.413 9.941 10.272BG 1.153 2.317 4.856 5.165 5.859 5.038 5.582 4.331 5.289 7.072 7.842Brasoil 3.894 2.585 3.857 3.758 3.756 3.807 3.839 3.709 3.719 3.668 3.793Panoro/Geopark 3.894 2.585 3.857 3.758 3.756 3.807 3.839 3.709 3.719 3.668 3.793El Paso 6.488 6.774 6.559 4.657 4.172 4.452 4.422 4.415 3.146 4.305 4.291Shell 2.427 2.378 2.179 1.351 2.235 740 1.573 2.317 2.766 2.613 3.399Repsol 845 982 595 1.360 2.189 858 937 1.070 2.331 3.789 4.146Petrogal 456 690 1.985 1.932 1.868 2.146 2.346 1.814 1.594 1.580 1.725Chevron 1.746 2.765 519 394 1.074 934 910 820 1.190 1.261 1.330ONGC 203 233 228 186 431 400 328 427 424 419 590Statoil 0 271 370 331 342 235 359 379 370 377 333QPI / BC-10 - - - 51 367 340 279 364 361 357 502Frade Japão 618 978 183 136 280 238 191 185 341 363 360OGP/OGX 0 0 313 13.109 290 226 306 312 306 311 282Sinochem 0 44 247 221 228 156 240 253 247 252 222Gran Tierra - 7 39 90 102 91 64 114 116 116 114HRT - - - 19 115 137 120 88 113 112 118Maersk 128 91 78 80 76 91 80 58 76 75 78Petrosynergy 71 69 90 86 53 100 74 48 29 33 35Sonangol 5 10 18 11 17 17 17 17 17 17 15UTC 2 12 10 15 16 17 16 12 11 23 20Recôncavo E&P 4 4 3 5 9 11 6 9 8 9 8Aurizônia 5 3 6 9 6 10 9 7 7 1 1Santana - 0 2 4 5 7 3 4 6 5 7Petro Vista - - - 4 5 9 1 0 6 9 9Nova Petróleo 4 4 5 5 5 5 6 5 5 4 6EPG - - - 2 5 5 5 5 5 4 4UP Petróleo 1 0 2 10 4 7 1 0 4 7 7Phoenix 0 0 3 5 5 6 6 4 4 4 4Potióleo 0 10 4 6 4 7 6 5 4 - -Cheim/IPI 2 2 2 3 5 - 6 7 3 6 5Severo Villares 6 6 5 3 3 3 2 3 3 2 2Alvopetro 16 38 8 3 3 3 3 3 3 2 3Partex - 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1TDC 4 12 0 1 1 2 0 0 1 2 2Central Resources - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Egesa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Guto & Cacal - - - - 0 - - 0 0 0 0Silver Marlin 2 5 1 1 2 11 0 - - - -Ral 0 0 0 0 - - - - - - -ERG 6 70 123 53 - - - - - - -Genesis 2000 - 0 0 0 - - - - - - -BP 0 136 117 100 - - - - - - -Quantra - 0 0 0 - - - 0 - 0 -Panergy 2 30 53 23 - - - - - - -Anadarko 0 0 0 0 - - - - - - -Devon 184 0 0 0 - - - - - - -Allpetro - 0 - 0 - - - - - - -ArClima - 0 0 0 - - - - - - -BrazAlta 3 2 0 - - - - - - - -Koch 0 0 - - - - - - - - -Nord 0 0 0 - - - - - - - -Vipetro - 0 0 - - - - - - - -Total 318.235 345.005 381.222 417.120 429.221 416.632 430.138 427.976 424.616 430.491 445.473Fonte: ANP*Nota: Não Inclui Reinjeção

24Setembro 2014



I. Evolução da Produção de Biodiesel em boe/dia

Biodiesel ..........................................

Evolução da produção de biodiesel em boe/dia

Evolução da produção de gás natural por concessionário em boe/d

Produção de Biodiesel B100 (boe/dia)

Biodiesel 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Jan 3.471 15.579 18.332 29.914 37.805 39.161 45.957 49.754

Fev 3.804 16.719 18.021 39.996 39.712 46.546 46.216 54.031

Mar 4.593 12.920 26.781 43.450 47.369 44.814 46.819 55.155

Abr 3.936 13.492 22.110 38.766 42.012 38.236 53.168 53.091

Mai 5.276 15.420 21.033 41.133 44.736 43.221 49.899 49.208

Jun 5.694 21.546 29.591 42.968 48.552 45.056 49.572 49.812

Jul 5.421 21.870 31.359 42.088 50.703 46.735 52.889 -

Ago 8.919 22.224 33.901 46.902 50.305 51.622 50.240 -

Set 9.647 27.729 33.659 46.123 49.055 52.885 52.984 -

Out 10.877 25.731 31.816 40.558 48.266 51.012 56.404 -

Nov 11.825 24.743 34.844 43.582 49.729 51.434 55.597 -

Dez 9.945 22.735 30.523 38.116 44.002 49.702 43.494 -

Média Mensal 6.951 20.059 27.664 41.133 46.021 46.702 50.270 51.842 Fonte: ANP 1m3 = 6,28981 boe

050.000

100.000150.000200.000250.000300.000350.000400.000450.000500.000

Média2010

Média2011

Média2012

Média2013

Média2014

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14

Petrobras Parnaíba Queiroz Galvão Petra/BPMB BG Outras concessionárias

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

25Setembro 2014


EXPEDIENTE

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As notícias, em geral, têm como fontes publicações especializadas sobre a indústria do petróleo tais como o Platts, Copyright 2012 The McGraw-Hill Companies (www.platts.com), o Argus Global Market – AGM, Copyright 2012 Argus Media Ltd. (www.argusmedia.com) e o ICIS e são interpretadas pelos editores.

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Monitor IBP - Setembro 2014