conjuntura e informação anp 65

Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico Junho de 2014 ● Número 65

www.anp.gov.br

INTRODUÇÃO

Esta edição do Informe Conjuntura & Informação apresenta um artigo sobre as metodologias para a determinação da qualidade de ignição em um motor de diesel marítimo. Após o artigo, seguem as seções ANP na Mídia, Resoluções Publicadas pela ANP, Estatísticas Nacionais e Estatísticas Internacionais.

ÍNDICE

ARTIGO 2

ANP NA MÍDIA 6

RESOLUÇÕES PUBLICADAS PELA ANP 9

INDICADORES MACROECONÔMICOS NACIONAIS

Balanço de Pagamentos 11 Balança Comercial 11

ESTATÍSTICAS NACIONAIS DO SETOR DE PETRÓLEO

Produção Nacional de Petróleo, Gás Natural e Derivados 12 Comércio Exterior de Petróleo, Gás Natural e Derivados 12 Preços Médios de Etanol e Derivados ao Consumidor 13 Vendas de Etanol e Derivados 15 Royalties Distribuídos 16 Participação Especial Distribuída 18

ESTATÍSTICAS INTERNACIONAIS DO SETOR DE PETRÓLEO

Produção Mundial de Petróleo e Gás Natural 19 Cotação Diária do Brent e WTI 20 Conjuntura do Mercado Nacional e Internacional 21

LEMBRETES

Cadastre-se on-line na lista de divulgação do Informe Conjuntura & Informação no seguinte endereço www.anp.gov.br/conheca/ conjuntura_informação_nova.asp

Bolsistas do PRH-ANP, enviem seus trabalhos para serem publicados neste Informe através do e-mail: [email protected]

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

Analista Administrativo

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Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Informe Conjuntura & Informação

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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.

METODOLOGIAS PARA A DETERMINAÇÃO DA QUALIDADE DE IGNIÇÃO EM UM MOTOR DIESEL MARÍTIMO

Marcelo Pasqualette1, Jorge Antunes

2, Daniel Vieira

3, Marcelo Colaço*

4, Albino Leiroz

5

Departamento de Engenharia Mecânica, PEM-COPPE/UFRJ

Cx. Postal 68503, Rio de Janeiro, RJ, 21941-972

[email protected],

[email protected],

[email protected],

[email protected],

[email protected]

*Autor para contato

O desempenho de motores de combustão interna está diretamente relacionado com a qualidade do processo de combustão que ocorre em seu interior. A melhora deste processo é perseguida para se obter motores cada vez melhores, sendo o atraso de ignição um dos parâmetros comumente utilizados para análise de combustão em motores do ciclo diesel. O objetivo deste artigo é calcular o atraso de ignição de um motor diesel marítimo operando com óleo diesel marítimo através de diferentes métodos contidos na literatura para a determinação do ângulo de virabrequim do início da combustão e comparar os resultados obtidos por cada método. Os ensaios experimentais do motor marítimo diesel foram realizados na bancada de testes Bunker I do Laboratório de Máquinas Térmicas da Universidade Federal do Rio de Janeiro. O aparato experimental consiste em um motor MAN 5L 16/24 acoplado a um gerador WEG GPA 400, sendo o motor devidamente instrumentado para aquisição dos valores de pressão na câmara de combustão, ângulo do virabrequim, levantamento da agulha do bico injetor de combustível e dos dados operacionais deste. Todos esses dados são obtidos e salvos através dos softwares AVL Indicom e MAN EDS. O laboratório também conta com um equipamento Horiba Mexa 7100 para medição de emissões gasosas e um outro AVL Smart Sampler para medição de material particulado. Durante os ensaios foram realizadas três tomadas de dados, sendo realizada a aquisição dos dados de 200 ciclos motores completos para as cargas de 25%, 50%, 75% e 100%. Após a realização do teste é feito um tratamento dos dados experimentais da posição de abertura do bico injetor pelo ângulo de virabrequim (Figura 1) para se determinar o ângulo de injeção de combustível. Este é assumido como o ângulo em que a velocidade de abertura do bico injetor é a maior.

Figura 1 – Posição de abertura do bico injetor.

Por sua vez, a determinação do ângulo de início da combustão se mostra um maior desafio [1,2,3]. Existem duas principais maneiras de determiná-lo: através do tratamento das curvas de pressão na câmara de combustão ou através do uso de detectores de aparecimento da chama proveniente da queima do combustível. Entretanto, o momento de aparecimento da chama é posterior ao do aumento da pressão devido à combustão [1], o que



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origina grandes incertezas e erros na determinação do atraso de ignição [1,2]. Por isso, neste artigo, o ângulo de início da combustão será determinado com base nas curvas experimentais de pressão da câmara de combustão, obtidas na bancada de testes descrita anteriormente. Existem inúmeros métodos disponíveis na literatura para a determinação daquele com tais curvas e, neste artigo, vários deles foram utilizados. Foram selecionados métodos mais gerais e de mais fácil aplicação. Dentre estes, se destacam aqueles que assumem o ângulo de início da combustão como o primeiro valor máximo da derivada segunda ou derivada terceira da pressão em relação ao ângulo de virabrequim [2]. Estes métodos se originam de um equacionamento termodinâmico do volume de controle da câmara de combustão [2], no qual é possível mostrar que a taxa de liberação de energia na forma de calor liberada é diretamente proporcional à taxa de variação da pressão na câmara de combustão. O método que identifica o ângulo de início da combustão como o momento no qual a razão de calores específicos da mistura ar-combustível deixa de ser constante também foi utilizado [3]. Este momento é identificado pela curva do logaritmo natural da pressão na câmara de combustão pelo logaritmo natural do seu volume. Outro método selecionado foi o que assume que o ângulo de início da combustão é o momento em que a derivada em relação ao ângulo de virabrequim do logaritmo natural da pressão se torna mínima. Para todas as tomadas de dados, foram calculados o atraso de ignição médio e o desvio padrão para os 200 ciclos de cada uma das cargas do motor marítimo diesel. Com isso, obtivemos os resultados contidos na Tabela 1, para o motor operando com óleo diesel marítimo comercial. Tabela 1 – Atrasos de ignição calculados para cada carga e tomada.

Pela Tabela 1, podemos ver que os resultados para o método que utiliza as curvas de vs possuem

desvios padrão menores para todas as tomadas o que é um resultado satisfatório. Além disso, podemos ver que o desvio padrão do atraso de ignição dos 200 ciclos cresce com a carga do motor. Isso é explicado pelo fato de o aumento da pressão ocorrer de forma mais brusca em cargas mais baixas e de modo mais suave em cargas maiores. Indo pelo caminho oposto está o valor médio do atraso de ignição, que decresce conforme a carga do motor é elevada, o que é esperado de acordo com o descrito por [1]. Esses dois comportamentos dos resultados foram observados para todos os métodos. As Figuras 2, 3, 4 e 5 ilustram os resultados para uma curva de pressão selecionada para o motor operando com 25%, 50%, 75% e 100% de carga, respectivamente. Nelas, estão representados os ângulos de início de combustão (pontos vermelhos) encontrados por cada método assim como o ângulo de injeção (ponto azul) do combustível na câmara de combustão. Também nelas, pode-se observar a diminuição do atraso de ignição com o aumento da carga e também o fato de o aumento de pressão ocorrer de um modo mais brusco em cargas menores e de um modo mais suave nas maiores.

Tomada Carga

Atraso de Ignição

Derivada Segunda Derivada Terceira Derivada de ln P ln P vs ln V

Média (°) DP (%) Média (°) DP (%) Média (°) DP (%) Média (°) DP (%)

1

25% 3,63 6,81% 3,19 12,41% 3,40 3,29% 4,15 2,88%

50% 2,49 27,90% 1,97 14,82% 2,75 7,80% 3,05 5,17%

75% 1,18 19,69% 1,03 62,70% 1,37 22,39% 2,04 10,23%

100% 0,57 67,00% 0,60 57,62% 0,94 30,08% 1,30 14,42%

2

25% 3,72 7,80% 3,01 9,10% 3,18 4,48% 4,25 3,27%

50% 2,32 22,62% 1,83 17,08% 2,49 5,80% 2,99 4,68%

75% 1,13 24,21% 0,97 69,70% 1,79 17,09% 2,11 9,91%

100% 0,58 66,27% 0,59 60,64% 0,86 28,17% 1,26 14,29%

3

25% 3,70 6,42% 2,99 9,66% 3,22 4,55% 4,19 3,09%

50% 2,19 28,44% 1,84 19,34% 2,60 11,09% 2,83 5,83%

75% 1,11 20,74% 0,97 59,02% 1,61 17,05% 2,01 9,03%

100% 0,57 44,73% 0,54 70,05% 0,72 37,10% 1,26 18,90%



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Figura 2 – Injeção e ignição em uma curva de

pressão característica (25% de carga).

Figura 4 - Injeção e ignição em uma curva de


Figura 3 – Injeção e ignição em uma curva de


Figura 5 - Injeção e ignição em uma curva de


Neste artigo, o atraso de ignição de um motor marítimo que opera segundo o ciclo diesel com óleo diesel marítimo foi calculado utilizando-se quatro métodos diferentes para a determinação do ângulo de início da combustão. Os resultados obtidos foram satisfatórios e ilustram bem a mudança do atraso de ignição e da eficiência dos métodos com a mudança das condições de operação do motor. Referências Bibliográficas [1] Heywood, J.B., “Internal Combustion Engine Fundamentals”, McGraw-Hill Inc., 1988.

[2] Katrasnik, T., Trenc, F., Opresnik, S.R., “A New Criterion to Determine the Start of Combustion in Diesel

Engines”, Journal of Engineering for Gas and Turbines, vol. 128, p. 928-933, 2006.

[3] Young, M.B., Lienesch, J.H., “An Engine Diagnostic Package (EDPAC) – Software for Analyzing Cylinder

Pressure Time Data”, SAE Paper N° 780967, 1978.



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ANP NA MÍDIA

REDUÇÃO NA QUEIMA DE GÁS NATURAL TEM RECORDE EM 2013 (27/01/2014) O Brasil alcançou recorde na redução da queima de gás natural em 2013, com aproveitamento de 95,4% do gás natural produzido. Esses são o maior índice de aproveitamento e o menor volume anual de gás queimado desde a criação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 1998. A queima de gás natural acima dos limites permitidos pela Portaria ANP n° 249/2000 e dos autorizados através dos Programas Anuais de Produção (PAP) levaram à assinatura de um Termo de Compromisso entre a ANP e a Petrobras, em novembro de 2010. A medida de ajuste de conduta teve como objetivo o controle da queima de gás associado nos 20 principais campos produtores da bacia de Campos. Foi lançado, então, o Programa de Ajuste para Redução de Queima de Gás na Bacia de Campos (PARQ), que contém metas de aproveitamento de gás natural até 2014, além de um plano de ação que suporta o seu cumprimento. Desde então, a ANP também vem restringindo os volumes autorizados de queima extraordinária de gás natural, proporcionando resultados cada vez melhores.

PESQUISAS EM PETRÓLEO E GÁS RECEBERÃO R$ 30 BILHÕES NOS PRÓXIMOS 10 ANOS (28/01/2014) os próximos 10 anos, serão gerados mais de R$ 30 bilhões em investimentos obrigatórios em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P,D&I) nas áreas de Petróleo e Gás. Os dados foram publicados no Boletim Petróleo e P&D nº5, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e são resultado

das previsões de produção informadas pelas empresas operadoras à ANP. Nos últimos 16 anos foram gerados R$ 8,4 bilhões em P,D&I. O estudo inclui os campos que já estão produzindo, as áreas constantes no contrato de cessão onerosa e as áreas com previsão de produção pelo Plano de Avaliação. A obrigação de investimento em P,D&I contempla 1% da receita bruta das concessionárias que operam campos de grande produção e 0,5% no caso do contrato de cessão onerosa. Conforme previsão divulgada já na edição nº 1 do Boletim Petróleo e P&D, o ano de 2020 registrará a maior obrigação de investimentos, com quase R$ 4 bilhões. Esse crescimento se explica com a entrada em produção de diversos campos concedidos dentro do polígono do pré-sal – os que geram as maiores obrigações – e das áreas da cessão onerosa. Para 2014, a estimativa é de R$ 1,4 bilhão. Já a obrigação gerada em 2013 deve ser de aproximadamente R$ 1,2 bilhão.

http://anp.gov.br/?pg=69598

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GÁS DE BOTIJÃO - ABASTECIMENTO ESTÁ NORMALIZADO (31/01/2014)

O Regime de Segurança Operacional para as Refinarias de Petróleo foi objeto de nova regulamentação da ANP, publicada ontem (30/01) no Diário Oficial da União. A Resolução ANP Nº 5/2014 consolida e aprimora normas de segurança operacional de refino de petróleo. O texto aprovado contempla 16 práticas de gestão, divididas em três grupos: Práticas relativas à Liderança, Pessoal e Gestão, Práticas relativas a Instalações e Tecnologia e as Operacionais. A maioria dessas práticas já estava contemplada na regulação vigente e as demais eram parcialmente verificadas nas vistorias realizadas pela ANP. A regulação de segurança operacional para o setor de refino de petróleo teve a sua primeira consolidação com a Resolução ANP Nº 16/2010. Desde então, discussões internas e com outras partes interessadas, somadas às auditorias piloto entre abril e setembro de 2011 sugeriram a necessidade de ampliação da sua abrangência e a adoção de um instrumento regulatório com foco na gestão da segurança operacional. A proposta dessa nova regulamentação foi também objeto de consulta e audiência públicas em julho de 2012 e de nova etapa de discussão interna. Ou seja, o tema da segurança operacional nas refinarias tem sido tratado na ANP há vários anos, sendo a Resolução ANP Nº 5/2014 o fruto mais recente de um contínuo processo de aprimoramento. As refinarias em operação na data da entrada em vigor da resolução têm prazo de dois anos para se adequar completamente às regras que introduzem novidades na segurança operacional.

LEILÃO DE BIODIESEL TEM 549,6 MILHÕES DE LITROS ARREMATADOS E DESÁGIO DE 18,07% (17/02/2014) No 35º Leilão de Biodiesel da ANP, concluído na sexta-feira (14/02), foram arrematados 549,6 milhões de litros de biodiesel, sendo 99,1% deste volume oriundos de produtores detentores do selo Combustível Social. O preço médio foi de R$ 1,935,36/L, sem considerar a margem Petrobras, e o valor total negociado atingiu o patamar de R$ 1,080 bilhões, refletindo num deságio médio de 18,07% quando comparado com o preço máximo de referência médio (R$ 2,362/L). Com o total comercializado, verifica-se que o mercado de óleo diesel prevê uma comercialização de cerca de 10,9 bilhões de litros de B5 para o segundo bimestre de 2014. A apresentação das ofertas de biodiesel ocorreu em um único dia (10/02), com 43 produtores disponibilizando um volume total de 699,2 milhões de litros, sendo 97,9% de produtores detentores do selo Combustível Social. No primeiro dia de seleção das ofertas (13/02), foram arrematados 462,0 milhões de litros de biodiesel exclusivamente de produtores detentores de selo Combustível Social, em torno de 66,1% do total ofertado para todo o Leilão. Após a seleção das ofertas, ocorreu a etapa de reapresentação de preços por parte dos produtores, onde se observou um deságio de cerca de 1,71%. No segundo dia de seleção das ofertas (14/02), foram arrematados 87,6 milhões de litros de biodiesel de produtores detentores ou não de selo Combustível Social, cerca de 12,5% do total ofertado no Leilão. Os Leilões de Biodiesel destinam-se a atender a Resolução nº 06 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), de 16/09/09, publicada no DOU em 26/10/09, que estabelece em 5% o percentual mínimo obrigatório de adição de biodiesel ao óleo diesel vendido ao consumidor final (B5), a partir de 01/01/10. O 35º Leilão (L35) visa garantir o abastecimento de biodiesel no mercado nacional durante o período de Março a Abril de 2014, conforme diretrizes da Portaria nº 476, de 15/08/12, do Ministério de Minas e Energia, e critérios estabelecidos no Edital do Leilão Público nº 001/14-ANP. Os volumes comercializados somente serão validados após homologação pela diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

NOTA CONJUNTA DE ESCLARECIMENTO MARINHA DO BRASIL E ANP (28/02/2014)

A Marinha do Brasil (MB), por meio do Comando do 1º Distrito Naval, e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) informam que a Sonda de Perfuração Noble Paul Wolf (SS-53), que presta serviços à Petrobras S.A., adernou na madrugada desta sexta-feira (28/2), no Campo Petrolífero de Marlim, na Bacia de Campos, Norte Fluminense. A plataforma foi estabilizada, estando em andamento a implantação de medidas adicionais visando restabelecer as plenas condições de segurança operacional. As causas do incidente estão sendo investigadas. A MB e a ANP enviaram para bordo da Sonda de Perfuração Noble Paul Wolf (SS-53) uma equipe de inspetores navais e auditores técnicos, para acompanhar as investigações e medidas corretivas de segurança em andamento. A MB também está deslocando para a área marítima onde se encontra a Sonda SS-53 o Navio de Patrulha Oceânico “Apa” e um helicóptero MH-16 Sea Hawk.



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A ANP interditou, por medida cautelar, a Sonda SS-53, até que sejam reestabelecidas as condições regulamentares de segurança operacional. A Sonda SS-53, que se encontrava no poço 7-MRL-222HPA-RJS, estava em operação de reentrada e completação do poço, que permanece fechado com tampões de cimento, não havendo risco de vazamento de hidrocarbonetos ao mar. Até o momento, não houve registro de feridos neste incidente da SS-53 e não há risco à navegação nas proximidades da locação. Adicionalmente, as operações de sobrevoo efetuadas pela MB não identificaram indícios de poluição ao mar seja por vazamento de óleo ou produtos químicos. A Marinha do Brasil abriu um incidente SAR (Busca e Salvamento), com o objetivo de garantir a segurança da navegação na área e a salvaguarda da vida humana no mar; assim como também foi instaurado o competente Inquérito Administrativo sobre Acidentes e Fatos da Navegação, visando apurar as causas e as circunstâncias do acidente. A previsão de conclusão é de até 90 dias.

PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL BATE NOVO RECORDE EM JANEIRO (07/03/2014) Aconteceu na tarde desta segunda-feira (02) a cerimônia de assinatura do Primeiro Contrato de Partilha do Pré-Sal, no Palácio do Planalto, em Brasília. Durante o evento, a presidenta Dilma Rousseff destacou o impacto que os recursos resultantes dos royalties e de parte do fundo social terão na educação e saúde. Segundo Dilma, serão R$ 700 bilhões que contribuirão para se estabelecer as bases de um país mais justo e menos desigual. A presidenta também reforçou a importância da parceria do governo com a iniciativa privada. “Ampliaremos o acesso à creche e a pré-escola, para que as crianças tenham adequado desenvolvimento cognitivo. Expandiremos educação em tempo integral e requalificaremos o ensino médio. Expandiremos o acesso ao ensino universitário e à formação de brasileiros no exterior. Mas não esqueceremos a importância e papel estratégico da formação técnico profissional. O trabalhador, que já desfruta de situação de pleno emprego, estará mais bem preparado para era do conhecimento, que será um longo período de empregos cada vez melhores e com maior remuneração”, declarou Dilma. Estiveram presentes a Diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, o Ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, e os representantes do consórcio ganhador da licitação, formado pelas empresas: Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%).

IX SEMINÁRIO DE AVALIAÇÃO DO MERCADO (20/03/2014) As vendas de combustíveis no mercado brasileiro em 2013 totalizaram 136,242 bilhões de litros, o que representa um aumento de 5,0% em relação aos 129,677 bilhões de litros registrados em 2012. Os dados foram divulgados hoje (12/03) no IX Seminário de Avaliação do Mercado de Derivados de Petróleo e Biocombustíveis da ANP, realizado no escritório central da Agência, no Rio de Janeiro. Houve aumento de 4,6% na comercialização de óleo diesel na comparação entre 2012 e 2013, de 55,900 bilhões de litros para 58,492 bilhões de litros. O aumento nas vendas de biodiesel foi de 5,9%, de 2,762 bilhões de litros em 2012, para 2,925 bilhões de litros em 2013. A comercialização de gasolina C foi de 41,365 bilhões de litros, um aumento de 4,2% em relação aos 39,698 bilhões de litros relativos a 2012. Com o aumento do teor de adição de etanol anidro à gasolina A (para composição da gasolina C vendida ao consumidor) de 20% para 25% em maio de 2013, a demanda de etanol anidro automotivo aumentou 22%. Além disso, o consumo de etanol hidratado, que havia sido de 9,850 bilhões de litros em 2012, aumentou para 10,817 bilhões de litros em 2013, o equivalente a um crescimento de 9,8%. O etanol total (soma de anidro e hidratado) teve elevação de 15,2% em 2013 frente a 2012, de 17,790 bilhões de litros para 20,503 bilhões de litros. Ainda segundo os dados divulgados pela ANP, as vendas de gás liquefeito de petróleo (GLP) aumentaram 2,7%, de 12,926 bilhões de litros para 13,276 bilhões de litros. O querosene de aviação (QAV) teve sua comercialização reduzida em 0,9%, de 7,292 bilhões de litros para 7,225 bilhões de litros. No óleo combustível houve alta de 26,8%, de 3,934 bilhões de litros para 4,990 bilhões de litros. O gás natural veicular (GNV), por fim, apresentou redução de 3,7% do volume comercializado, passando de 5,320 milhões de m³/dia para 5,125 milhões de m³/dia.



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RESOLUÇÕES PUBLICADAS PELA ANP

RESOLUÇÃO ANP Nº 1 (de 06/01/2014 - DOU de 07/01/2014) – RETIFICADA DOU EM 15/04/2014 Estabelece os requisitos a serem atendidos pelos produtores, importadores e fornecedores de aditivos que comercializam aditivos para combustíveis automotivos em todo o território nacional e pelos distribuidores que formulam os combustíveis aditivados, assim como os procedimentos para o registro destes aditivos.

RESOLUÇÃO ANP Nº 2 (de 21/01/2014 - DOU de 22/01/2014) Declara de utilidade pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, na qualidade de operadora do Consórcio BCAM-40, Contrato de Concessão ANP-4800.003518/97-82, constituído pelas empresas Petróleo Brasileiro S.A. na proporção de 35%, Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. na proporção de 45%, Rio das Contas Produtora de Petróleo Ltda. na proporção de 10% e Brasoil Manati S.A. na proporção de 10%, de participação no citado Consórcio, os imóveis constituídos de terras e benfeitorias, de propriedade privada, excluídos os bens de domínio público, compreendidos nas áreas de terra com aproximadamente 490.752 m² (quatrocentos e noventa mil setecentos e cinquenta e dois metros quadrados) situadas no município de Jaguaripe, Estado da Bahia, e cujas restrições administrativas são imprescindíveis à construção, instalação, operação, manutenção, reparo e fiscalização da Estação de Compressão do Campo de Manati, bem como de suas instalações complementares.

RESOLUÇÃO ANP Nº 3 (de 21/01/2014 - DOU de 22/01/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de dezembro de 2013, 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 4 (de 21/01/2014 - DOU de 22/01/2014) Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de dezembro de 2013, 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 5 (de 29/01/2014 - DOU de 30/01/2014) Aprova o Regulamento Técnico ANP nº 2/2014

RESOLUÇÃO ANP Nº 6 (de 05/02/2014 - DOU de 06/02/2014) Estabelece os requisitos para cadastramento de laboratórios instalados no país interessados em realizar ensaios de biodiesel destinado à comercialização em todo território nacional.

RESOLUÇÃO ANP Nº 7 (de 05/02/2014 - DOU de 06/02/2014)

Resolução que altera a Resolução ANP nº 44, de 19 de novembro de 2013.

RESOLUÇÃO ANP Nº 8 (de 05/02/2014 - DOU de 06/02/2014) Resolução que altera a Resolução ANP nº 45, de 22 de novembro de 2013.

RESOLUÇÃO ANP Nº 9 (de 12/02/2014 - DOU de 13/02/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de janeiro 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 10 (de 12/02/2014 - DOU de 13/02/2014) Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de janeiro 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.



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RESOLUÇÃO ANP Nº 12 (de 21/02/2014 - DOU de 24/02/2014) Estabelece os procedimentos para a apuração, pelos concessionários das atividades de produção de petróleo, gás natural ou ambos, da participação especial prevista no art. 50 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, em complementação ao Capítulo VII do Decreto nº 2.705, de 3 de agosto de 1998.


RESOLUÇÃO ANP Nº 14 (de 06/03/2014 - DOU de 07/03/2014) Resolução que altera a Resolução ANP nº 26, de 30 de agosto de 2012.

RESOLUÇÃO ANP Nº 15 (de 14/03/2014 - DOU de 17/03/2014) Estabelece os critérios para cálculo das Tarifas de Transporte referentes aos Serviços de Transporte firme, interruptível e extraordinário de gás natural.

RESOLUÇÃO ANP Nº 16 (de 14/03/2014 - DOU de 17/03/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de fevereiro 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 17 (de 14/03/2014 - DOU de 17/03/2014) Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de fevereiro 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 18 (de 27/03/2014 - DOU de 01/04/2014) Aprova o Regulamento Técnico de Notificação de Falhas de Sistemas de Medição de Petróleo e Gás Natural e Falhas de Enquadramento do Petróleo, o qual estabelece os prazos e procedimentos que deverão ser observados na comunicação de eventos de falhas de sistemas de medição de petróleo e gás natural e falhas de enquadramento de petróleo.

RESOLUÇÃO ANP Nº 19 (de 27/03/2014 - DOU de 01/04/2014) - RETIFICADA DOU EM 03/04/2014 Resolução que altera a Resolução ANP nº 52, de 29 de dezembro de 2010.

http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/leis/NXT/gateway.dll?f=id$id=Lei%209.478%20-%201997$an=art50

http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/decretos/NXT/gateway.dll?f=id$id=Dec%202.705%20-%201998



10

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-mar/13 jan/14 fev/14 mar/14 jan-mar/14

(A = 1-2) Balança Comercial – FOB -5.156 -4.059 -2.125 112 -6.072

1. Exportações – FOB 50.837 16.026 15.934 17.628 49.588

2. Importações – FOB -55.992 -20.085 -18.059 -17.516 -55.660

(B) Serviços e Rendas -20.445 -7.669 -5.404 -6.470 -19.544

(C) Transferências Unilaterais 896 189 131 110 430

(D = A+B+C) Transações Correntes -24.704 -11.539 -7.398 -6.247 -25.186

(E) Conta Capital e Financeira 31.142 14.257 6.417 7.654 29.511

Investimento Direto (líquido) 10.171 4.972 4.568 5.424 14.964

(F) Erros e Omissões 116 174 1.203 246 441

(G = D+E+F) SALDO 6.554 2.892 222 1.653 4.767


Total Exportado 50.837 16.026 15.934 17.628 49.588

Bens de capital 4.664 1.262 1.423 1.486 4.171

Matérias-primas e intermediários 32.428 10.243 10.155 11.934 32.332

Bens de consumo 8.910 2.684 2.729 2.604 8.017

Combustíveis e Lubrificantes 3.618 1.414 1.199 1.254 3.867

Operações especiais 1.217 423 427 351 1.201

Total Importado 55.992 20.084 18.059 17.516 55.660

Bens de capital 12.141 4.627 3.635 3.745 12.008

Matérias-primas e intermediários 24.200 8.693 7.681 8.177 24.551

Bens de consumo 9.397 3.467 3.145 3.315 9.927

Combustíveis e Lubrificantes 10.253 3.297 3.599 2.279 9.175

SALDO -5.156 -4.058 -2.125 112 -6.072



11

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.


Petróleo* (mil b/d) 1.882,2 1.971,5 2.004,2 2.034,7 2.003,4

Gasolina automotiva (mil m3) 6.505 2.326 2.201 2.405 6.932

Óleo diesel (mil m3) 12.048 3.918 3.588 4.269 11.775

Óleo combustível (mil m3) 4.054 1.322 1.238 1.523 4.083

GLP** (mil m3) 1.995 623 514 648 1.785

QAV (mil m3) 1.405 513 443 542 1.499

Gás Natural*** (milhões m3/d) 76,5 80,4 83,2 83,4 82,3


PETRÓLEO*

Volume Importado (mil b/d) 343,5 318,8 489,2 224,8 339,5

Valor Importado (milhões US$ FOB) 3.610,8 1.098,3 1.616,7 809,2 3.524,2

Volume Exportado (mil b/d) 320,1 384,9 329,6 342,5 353,1

Valor Exportado (milhões US$ FOB) 2.796,1 1.111,4 795,8 975,6 2.882,8

DERIVADOS**

Volume Importado (mil m3) 7.786,4 2.819,1 2.698,4 2.093,5 7.611,0

Valor Importado (milhões US$ FOB) 5.178,1 1.773,7 1.806,4 1.334,9 4.915,0

Volume Exportado (mil m3) 2.878,0 1.096,3 1.289,1 868,5 3.254,0

Valor Exportado (milhões US$ FOB) 2.117,4 766,8 902,7 620,2 2.289,7

GÁS NATURAL

Volume Importado (milhões m3/d) 49,1 38,4 38,5 37,4 38,1

Valor Importado (milhões US$ FOB) 1.949,1 443,5 404,6 444,7 1.292,9



12

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 01/10/2011 e 25% de etanol etílico anidro e 75% de gasolina A a partir de 01/05/2013.

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

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


US

$/b

arr

il

milh

ões b

ep

Produção Nacional de Derivados Importação de Derivados Preço Médio do Barril Importado

out/13 nov/13 dez/13 out/13 nov/13 dez/13

Norte 3,007 3,006 3,074 2,426 2,420 2,449

Nordeste 2,804 2,805 2,928 2,274 2,270 2,311

Centro-Oeste 2,973 2,975 3,087 2,009 2,012 2,143

Sudeste 2,796 2,799 2,900 1,830 1,847 1,944

Sul 2,830 2,861 2,971 2,004 2,061 2,122

Brasil 2,834 2,841 2,946 1,914 1,932 2,022

out/13 nov/13 dez/13 out/13 nov/13 dez/13

Norte 44,76 44,93 44,84 2,457 2,457 2,592

Nordeste 40,75 40,97 41,09 2,298 2,297 2,415

Centro-Oeste 44,50 44,72 45,04 2,451 2,448 2,592

Sudeste 42,13 42,42 42,51 2,302 2,302 2,435

Sul 41,76 41,82 41,93 2,302 2,301 2,446

Brasil 42,11 42,34 42,44 2,332 2,332 2,466

RegiãoGasolina C* (R$/litro) Etanol Hidratado (R$/litro)

RegiãoGLP (R$/botijão de 13kg) Óleo Diesel (R$/litro)



13

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 abril de 2013. (ii) a taxa de câmbio utilizada refere-se à média mensal do dólar comercial para venda.

80

85

90

95

100

105

110


Brent Dated US$ Gasolina C R$ Gasolina C US$

85

90

95

100

105

110

115


Brent Dated US$ Diesel R$ Diesel US$

80

85

90

95

100

105

110


Brent Dated US$ GLP R$ GLP US$

75

80

85

90

95

100

105

110


Brent Dated US$ Etanol R$ Etanol US$



14

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).


Gasolina C (mil m3)

Região Norte 597 223 210 221 655

Região Nordeste 1.849 729 655 673 2.058

Região Centro-Oeste 897 321 315 340 975

Região Sudeste 4.360 1.577 1.544 1.615 4.736

Região Sul 1.983 740 709 725 2.173

Brasil 9.685 3.590 3.433 3.574 10.597

Óleo diesel (mil m3)

Região Norte 1.309 464 437 465 1.366

Região Nordeste 2.418 839 759 764 2.362

Região Centro-Oeste 1.770 538 664 658 1.860

Região Sudeste 5.367 1.850 1.878 1.911 5.639

Região Sul 2.564 860 920 990 2.770

Brasil 13.428 4.551 4.658 4.788 13.998

Etanol hidratado (mil m3)

Região Norte 35 13 12 11 35

Região Nordeste 185 77 65 63 205


Região Sudeste 1.623 670 695 623 1.988

Região Sul 298 120 114 95 329

Brasil 2.482 1.020 1.016 915 2.951

Óleo combustível (mil m3)

Região Norte 314 100 84 99 283



Região Sudeste 329 69 113 113 295

Região Sul 87 29 23 24 76

Brasil 1.507 442 491 500 1.433

GLP (mil m3)

Região Norte 191 69 66 71 205



Região Sudeste 1.377 461 440 476 1.376

Região Sul 523 174 163 183 520

Brasil 3.052 1.057 994 1.075 3.126

QAV (mil m3)

Região Norte 99 36 31 33 99



Região Sudeste 1.102 414 361 388 1.163

Região Sul 129 47 42 44 133

Brasil 1.755 661 567 610 1.838



15

ROYALTIES DISTRIBUÍDOS (em mil R$)

COMPETÊNCIA JANEIRO/14 e CRÉDITO EM ABRIL/14

COMPETÊNCIA FEVEREIRO/14 e CRÉDITO EM MAIO/14

Royalties Distribuídos em Janeiro Acumulado

< 5% > 5% Total 2014 12 meses

Estados 271.728 197.000 468.728 1.379.193 4.981.590

Alagoas 1.941 1.210 3.150 8.780 31.654

Amazonas 12.532 9.183 21.715 62.370 223.980

Bahia 14.803 9.127 23.931 69.614 255.203

Ceará 935 618 1.553 4.491 19.046

Espírito Santo 38.189 30.903 69.092 198.648 743.196

Maranhão 2.764 2.073 4.836 12.425 33.008

Paraná 766 - 766 2.249 7.586

Rio de Janeiro 161.533 117.325 278.858 831.085 3.031.339

Rio Grande do Norte 14.819 9.957 24.776 74.133 276.185

São Paulo 14.952 10.568 25.521 72.068 200.306

Sergipe 8.496 6.035 14.531 43.330 160.089

Municípios 308.296 229.411 537.707 1.591.658 5.749.952

Fundo Especial 72.274 53.431 125.705 370.242 1.332.920

Comando da Marinha 116.561 85.968 202.529 602.450 2.359.747

Ministério da Ciência e Tecnologia - 143.279 143.279 426.292 1.726.010

Fundo Social - 73.191 101.160 287.423 654.314

Educação e Saúde - 40 59 59 191

Total 796.848 782.319 1.579.167 4.657.318 16.804.723

Royalties Distribuídos em Fevereiro Acumulado

< 5% > 5% Total 2014 12 meses

Estados 253.810 183.829 437.639 1.816.832 5.051.335

Alagoas 2.099 1.341 3.440 12.220 32.724

Amazonas 11.735 8.704 20.439 82.808 227.716

Bahia 13.711 8.420 22.131 91.745 258.223

Ceará 884 586 1.470 5.961 18.978

Espírito Santo 33.632 27.041 60.674 259.322 744.708

Maranhão 3.172 2.379 5.551 17.976 37.733

Paraná 781 - 781 3.030 7.843

Rio de Janeiro 150.441 109.458 259.899 1.090.984 3.063.465


São Paulo 15.041 10.612 25.652 97.721 219.098

Sergipe 8.365 5.954 14.319 57.649 162.352

Municípios 294.519 212.825 507.344 2.099.002 5.829.581

Fundo Especial 66.929 49.429 116.358 486.600 1.350.986



Fundo Social - 71.830 99.390 386.814 699.220

Educação e Saúde - 124 185 245 376

Total 749.117 726.628 1.475.745 6.133.063 17.036.965



16

COMPETÊNCIA MARÇO/14 e CRÉDITO EM JUNHO/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 Março Acumulado

< 5% > 5% Total 2014 12 meses

Estados 270.134 195.814 465.948 2.282.780 5.148.838

Alagoas 2.122 1.368 3.490 15.710 33.768

Amazonas 11.560 8.517 20.077 102.885 230.050

Bahia 14.455 8.906 23.361 115.106 261.324

Ceará 915 608 1.523 7.484 18.881

Espírito Santo 37.965 30.525 68.489 327.811 755.877

Maranhão 3.028 2.271 5.299 23.275 41.751

Paraná 686 - 686 3.716 7.854

Rio de Janeiro 157.631 114.509 272.139 1.363.123 3.110.906


São Paulo 18.114 12.899 31.014 128.734 241.805

Sergipe 8.893 6.340 15.233 72.882 165.124

Municípios 310.668 227.889 538.557 2.637.560 5.946.120

Fundo Especial 71.822 53.062 124.883 611.483 1.378.507



Fundo Social - 75.519 104.670 491.484 745.226

Educação e Saúde - - - 245 376

Total 796.255 777.202 1.573.457 7.706.520 17.375.700



17

PARTICIPAÇÃO ESPECIAL DISTRIBUÍDA

COMPETÊNCIA 1o TRIMESTRE 2014 e CRÉDITO EM JUNHO/14

Fonte: ANP (http://www.anp.gov.br/?pg=9912).

Beneficiário R$ mil

Estados 1.636.480

AMAZONAS 20.101

BAHIA 2.740

ESPÍRITO SANTO 199.623

MARANHÃO 2.080

RIO DE JANEIRO 1.397.541

RIO GRANDE DO NORTE 5.571

SERGIPE 3.532

SÃO PAULO 5.292

Municípios 407.271

COARI-AM 5.025

CAIRU-BA 685

ITAPEMIRIM-ES 16.136

MARATAIZES-ES 2.713

PIUMA-ES 55

PRESIDENTE KENNEDY-ES 31.001

ARMACAO DOS BUZIOS-RJ 5.338

ARRAIAL DO CABO-RJ 187

CABO FRIO-RJ 34.665

CAMPOS DOS GOYTACAZES-RJ 161.424

CARAPEBUS-RJ 510

CASIMIRO DE ABREU-RJ 10.798

MACAE-RJ 12.593

MARICA-RJ 28.546

NITEROI-RJ 25.130

PARATI-RJ 1.138

QUISSAMA-RJ 2.026

RIO DAS OSTRAS-RJ 34.154

RIO DE JANEIRO-RJ 4.658

SAO JOAO DA BARRA-RJ 28.218

AREIA BRANCA-RN 261

MOSSORO-RN 1.122

SERRA DO MEL-RN 2

AUGUSTO SEVERO-RN 1

CARMOPOLIS-SE 372

GENERAL MAYNARD-SE 1

JAPARATUBA-SE 431

MARUIM-SE 10

ROSARIO DO CATETE-SE 50

SANTO AMARO DAS BROTAS-SE 19

IGUAPE-SP 94

ILHA GRANDE-SP 1.229

MACAU-RN 6

SANTO ANTÔNIO DO LOPES-MA 520

MINISTÉRIO DO MEIO AMBIENTE 324.947

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA 1.299.790

FUNDO SOCIAL 420.863

Total 4.089.351



18

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 (mar/14)

PARTICIPAÇÂO DE PAÍSES DA OCDE NA PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL (mar/14)

Fonte: IEA Agência Internacional de Energia – Monthly Oil Market Report e Monthly Natural Gas Survey.


Total OPEP 36,78 36,45 36,90 35,89 36,39

Total Não-OPEP 53,84 55,68 56,04 55,49 55,74

Total OCDE 20,52 21,90 22,24 21,96 22,05

Américas 16,82 18,04 18,18 18,16 18,15

Europa 3,25 3,38 3,54 3,31 3,41

Ásia-Oceania 0,45 0,48 0,51 0,49 0,49

Total Não-OCDE 29,67 29,92 29,91 29,65 29,82

Ex-URSS 13,85 14,01 14,03 13,91 13,99

Ásia 7,80 7,78 7,77 7,67 7,74

Europa 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14

América Latina 4,16 4,19 4,24 4,24 4,22

Oriente Médio 1,42 1,32 1,28 1,28 1,29

África 2,30 2,47 2,46 2,41 2,44

Ganho de Processamento 2,18 2,21 2,21 2,21 2,21

Biocombustíveis Globais 1,48 1,65 1,68 1,67 1,67

TOTAL MUNDO 90,62 92,13 92,94 91,38 92,13


OCDE Américas 222,68 77,73 72,13 79,94 232,27

OCDE Ásia-Oceania 15,08 5,78 5,26 5,77 16,81

OCDE Europa 82,69 26,04 22,61 23,99 72,66

TOTAL OCDE 320,44 109,55 100,00 109,70 321,73

41%

25%

34%

Total OPEP

Total OCDE

Total Não-OCDE

73%

5%

22%

OCDE Américas

OCDE Ásia-Oceania

OCDE Europa



19

Cotação Diária do Brent e WTI no Mercado Spot Internacional (abr/2013 – mar/2014)

Fonte: Platt’s

75

80

85

90

95

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110

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125ab

r-13

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no

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4

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4

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14

(US

$/b

bl)

Brent WTI



20

CONJUNTURA DO MERCADO NACIONAL E INTERNACIONAL

A produção mundial de petróleo fechou o primeiro trimestre de 2014 com aumento de 1,51 milhão de barris por dia (bp/d) relativamente ao mesmo trimestre do ano anterior ao passar de 90,62 milhões bp/d no intervalo de janeiro a março de 2013 para 92,13 milhões bp/d no mesmo período deste ano. Mais uma vez, os países não-OPEP foram os grandes responsáveis por este resultado ao produzirem 55,74 milhões de barris por dia, produção 1,9 milhão de barris superior à do trimestre equivalente do ano anterior, com destaque para Américas que ampliaram suas produções em 1,33 milhão de bp/d. Por sua vez, a OPEP voltou a contrair sua produção em 0,39 milhão de bp/d, contrapondo-se ao movimento dos países não-OPEP.

O esforço para aumentar em 3,53% a produção dos produtores de petróleo não-OPEP não foi identicamente distribuído entre seus membros. Os países da OCDE ampliaram a sua produção em 7,46%, este desempenho foi algo próximo a 15 vezes superior ao crescimento alcançado pelo grupo não-OCDE, como resultado, o primeiro grupo de países seguiu ampliando a sua importância como produtor no mercado, enquanto o último grupo teve a sua reduzida. Entre os países pertencentes a este grupo, permanece a disparidade de desempenho entre seus membros: países da Ex-URSS, América Latina e África aumentaram suas produções em 1,01%, 1,44% e 6,09%, respectivamente. Com tal desempenho, a África conquistou representatividade dentro do próprio grupo, bem como em termos globais, sua participação no grupo aumentou de 7,75% para 8,18% e, em termos mundiais, foi de 2,54% para 2,65%; mas, por outro lado, a Ásia e o Oriente Médio perderam participação, tanto dentro do grupo como em termos mundiais; os demais, Europa e América Latina mantiveram estáveis suas produções. O peso negativo foi maior e provocou queda de participação do grupo de países não-OCDE na produção mundial.

No grupo OCDE, o esforço empreendido pelo conjunto de países do grupo Américas, que permitiu aumentar a sua produção por 7,91%, recebeu o apoio dos demais membros, Europa e Ásia-Oceania, cuja produção conjunta aumentou por 5,40% ao sair de 3,70 milhões de barris para 3,90 milhões. Desta forma, a participação mundial do grupo Américas passou de 18,56% para 19,70%, um ganho de 1,14%, o maior dentre todos os grupos de países. Diga-se que apenas o grupo OCDE ganhou participação.

A economia mundial continua em busca da recuperação, mas ainda tenta superar desafios que têm se apresentado no meio do caminho, como a normalização da política monetária americana que impõe vulnerabilidades ao setor financeiro dos mercados emergentes. A área do euro busca fortalecer o setor bancário enquanto em quanto caminha para uma estrutura mais robusta. A transação está longe de completa. Nas economias avançadas o suporte monetário aos mercados financeiros prossegue. A transição para um ambiente de crescimento exigirá a eliminação desses suportes ao mesmo tempo em que os investimentos privados e o emprego crescerem. A mudança gradual para o crescimento autossustentado está mais avançada nos EUA, contudo, a crescente alavancagem apresenta desafio à recuperação econômica. Neste período de transição, dificuldades com o crescimento norte americano poderiam levar dificuldades às economias avançadas e emergentes.

No Brasil, as dificuldades com a extração de petróleo têm sido menos intensas do que no passado recente, de modo que a produção praticamente retornou aos níveis de 2011 ao atingir o volume de 187,8 milhões de barris no primeiro trimestre, em 2011 foram 188 milhões de barris no mesmo período. Mas ainda está abaixo do que foi observado em 2012, quando foi produzido, em período equivalente, 197,8 milhões de barris. Em relação ao primeiro trimestre de 2013, houve um aumento de cerca de 5,80%. Permanecem os efeitos provocados pela falta de investimentos nos últimos anos. A produção tanto em terra quanto no mar foi abaixo daquela alcançada em 2012 por algo próximo a 5%.

Neste cenário, as importações brasileiras de petróleo decresceram ligeiramente por 1,2%, atingiram 30,5 milhões de barris, porém estão 4,8% acima da média dos últimos cinco primeiro trimestres que alcançou 29,1 milhões de barris. Contudo, na comparação com a média do primeiro trimestre de cada ano do período 2005-2009, que totalizou 35,4 milhões de barris, as importações estão menores 13,7%. A própria média 2010-2014 é inferior a de 2005-2009, queda de 17,6%. Já as exportações continuam em baixa com pequena melhora, depois do tombo de 2013. Elas estão abaixo da média 2010-2014 por 26,0% ao atingirem o volume de 31,8 milhões de barris contra os 43,0 milhões de barris, alcançados pela média do período. Entretanto, no confronto entre médias, a do período 2010-2014 está 49,1% acima da de 2005-2009. Este cenário mostra a redução na dependência externa do petróleo importado na última década, não obstante o aumento no consumo aparente, cuja média dos últimos cinco anos supera em 34,3% a média dos cinco primeiros anos. Nota-se que as exportações líquidas da última metade da década em média, positiva, superam a da primeira metade, está negativa, mesmo com o saldo negativo de 2013 e o pequeno saldo de 2014. Uma parcela deste resultado é explicada pelo aumento na produção de petróleo que, apesar da queda de 10,2% em 2013 e de ainda estar em nível inferior ao de 2012, aumentou por 41% nesta década.

As vendas totais de derivados continuaram sua vigorosa trajetória de crescimento. Ao alcançarem o volume de 65,0 milhões de barris no primeiro trimestre de 2014, elas asseguraram um crescimento de 55,8% em relação ao desempenho observado no primeiro ano da década, primeiro trimestre de 2005. Tal crescimento se opôs a queda de produção de petróleo nacional observada em 2013, e só contribuiu para aumentar a dependência nacional por derivados importados. O país se tornou deficitário na conta de derivados a partir de 2008 e desde então seu peso somente aumentou. As vendas médias de derivados dos últimos cinco anos superam por 55,8% as dos cinco anos anteriores. Um forte crescimento. Em particular, observa-se que as vendas de gasolina C e óleo Diesel correspondem a cerca de 80% das vendas totais. Ou seja, estes dois derivados são responsáveis



21

pela maior parte da dependência externa do país no setor e a sua trajetória permanece ascendente. Apesar disto, observa-se melhora no saldo esterno da conta gasolina A. Esta conta observou um significativo recuo nas importações de 2014 ao cair de 10,2 milhões de barris em 2013 para 3,9 milhões este ano, o que aliviou em parte a dependência do exterior. Quanto ao óleo diesel, este permaneceu na sua trajetória ascendente das importações, alcançando este ano o volume de 17,9 milhões de barris importados, aumento de 13,1% em relação a 2013.

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Milh

õe

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e b

arri

s

Primeiro Trimestre

Importações Média (2010 - 2014) Média (2005-2009)

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Milh

õe

s d

e b

arri

s

Primeiro Trimestre

Exportações Média (2011 - 2014) Média (2005-2010)



22

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Milh

õe

s

Primeiro Trimestre

Exportações Líquidas Média (2010-2014) Média (2005-2009)

-19,0%

-1,7% -1,3%

-8,5%

3,5%

13,5%

9,3%

14,1%

-1,2%

0,7%

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-15,0%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Dependência Externa

Primeiro Trimestre

-

10

20

30

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50

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70

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20

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20

14

Milh

õe

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arri

s

Vendas do Primeiro Trimestre

Gasolina C



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Fonte: ANP (2014)

-

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

20

05

20

06

20

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20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

Milh

õe

s d

e b

arri

s

Vendas do Primeiro Trimestre

Óleo Diesel

3,8 4,5

3,0 4,1

2,3

0,3 1,1

0,2 0,3 0,4 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0

2,4

0,0

7,7

10,2

3,9

20

05

20

06

20

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20

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20

09

20

10

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11

20

12

20

13

20

14

Gasolina A Primeiro Trimestre

Exportação Importação

Nota: Em milhões de barris

3,8 4,5 3,0

4,1 2,3

0,3 1,1

0,2 0,3 0,4 1,9

5,8 4,2

8,0

3,8

8,4 8,1

10,5

15,8

17,9

20

05

20

06

20

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20

08

20

09

20

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20

12

20

13

20

14

Óleo Diesel Primeiro Trimestre

Exportação Importação

Nota: Em milhões de barris



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A produção total de gás pela OCDE recuou 0,37% ao cair de 320,44 bilhões de m3 no período jan-mar de 2013

para 319,25 bilhões de m3 em jan-mar de 2014, ou 1,19 bilhões de m

3 a menos. Este movimento resultou da

queda de 12,15% na produção da Europa, o que corresponde a significativos 10 bilhões de metros cúbicos a menos de gás, não compensados pelo aumento na produção de Ásia-Oceania e Américas. Sendo assim, a Europa perdeu participação de mercado para as outras duas regiões.

conjuntura e informação anp 65

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