conjuntura e informação anp 87

Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico Dezembro de 2014 ● Número 67

www.anp.gov.br

INTRODUÇÃO

Esta edição do Informe Conjuntura & Informação apresenta um artigo sobre a avaliação técnica dos métodos de transmissão de dados em águas ultraprofundas. Após o artigo, seguem as seções ANP na Mídia, Resoluções Publicadas pela ANP, Estatísticas Nacionais e Estatísticas Internacionais.

Esta é a última edição do Informe Conjuntura & Informação, que será descontinuado em 2015. O Informe, em seus dezesseis anos de existência (a primeira edição foi publicada em 1998), contribuiu para difundir informações relevantes da ANP e do setor de petróleo e gás natural, bem como para divulgar estudos estratégicos de instituições de pesquisa, organizações e pessoas que atuam no setor. A SPD agradece a todos que auxiliaram na realização do Informe Conjuntura & Informação ao longo desse período e aproveita para divulgar seus outros dois boletins publicados mensalmente na internet. O Boletim Eletrônico (http://www.anp.gov.br/?pg=28686), que fornece dados atualizados sobre o setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, além de indicadores econômicos que demonstram a participação desse setor na economia brasileira; e o boletim Petróleo e P&D (http://anp.gov.br/?pg=67509), em que são publicadas informações sobre a geração de obrigações em pesquisa, desenvolvimento e inovação (P,D&I) e o Programa de Recursos Humanos da ANP (PRH/ANP). A cada edição é publicada uma entrevista com uma personalidade da indústria petrolífera, além de uma matéria especial sobre o setor.

ÍNDICE

ARTIGO 2

ANP NA MÍDIA 4

RESOLUÇÕES PUBLICADAS PELA ANP 7

INDICADORES MACROECONÔMICOS NACIONAIS

Balanço de Pagamentos 9 Balança Comercial 9

ESTATÍSTICAS NACIONAIS DO SETOR DE PETRÓLEO

Produção Nacional de Petróleo, Gás Natural e Derivados 10 Comércio Exterior de Petróleo, Gás Natural e Derivados 10 Preços Médios de Etanol e Derivados ao Consumidor 11 Vendas de Etanol e Derivados 13 Royalties Distribuídos 14 Participação Especial Distribuída 16

ESTATÍSTICAS INTERNACIONAIS DO SETOR DE PETRÓLEO

Produção Mundial de Petróleo e Gás Natural 17 Cotação Diária do Brent e WTI 18 Conjuntura do Mercado Nacional e Internacional 19

Elias Ramos de Souza

Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico

Tathiany Rodrigues Moreira

Superintendente Adjunta de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico

Equipe técnica:

Krongnon Wailamer de Souza Regueira

Marcio Bezerra de Assumpção Especialistas em Regulação

Roberta Salomão Moraes da Silva (revisão)

Analista Administrativo

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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.

AVALIAÇÃO TÉCNICA DOS MÉTODOS DE TRANSMISSÃO DE DADOS LWD E MWD EM ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS

Acássio Marcelo Dias Pinto

Jamil Haddad José Luiz Gonçalves

PRH16 – Engenharia de Energia e de Petróleo

Universidade Federal de Itajubá

A exploração de petróleo e gás natural em águas profundas e ultraprofundas tem viabilizado o desenvolvimento de novas tecnologias e contribuído expressivamente com a produção mundial. No Brasil, os reservatórios do pré-sal têm demandado tecnologias de alta confiabilidade visando à redução de intervenções e manobras durante as operações de exploração e produção. Especificamente na transmissão de dados LWD e MWD durante a perfuração, a boa qualidade das informações que chegam à superfície garantem ao operador maior confiabilidade acerca dos parâmetros geológicos, dos fluidos da formação e do posicionamento da coluna de perfuração. Neste contexto, o objetivo deste artigo foi realizar uma avaliação técnica dos métodos de transmissão de dados em águas ultraprofundas, bem como analisar a qualidade e fluxo de transmissão de dados em cada método. Tem-se então como principal objetivo determinar as vantagens e limitações de cada método, indicando por fim qual o mais adequado para águas ultraprofundas. Dentro da indústria do petróleo os resultados da pesquisa contribuirão para divulgar desafios e avanços tecnológicos em águas ultraprofundas. Além de proporcionar melhor orientação para atuar durante as operações e gerar um melhor histórico do poço, obtêm-se ainda redução dos custos e um aumento de segurança ambiental e de pessoal. Durante a pesquisa foram levantados e analisados os métodos mais promissores, sendo estes: Telemetria por pulsos na lama

As informações são obtidas nos equipamentos LWD e MWD e transmitidas para uma válvula que cria uma diferença de pressão no fundo do poço, próximo à broca. Essa diferença de pressão caminha no sentido oposto ao fluxo da lama, levando as informações até um transdutor que recebe e interpreta esses dados. A telemetria por pulso na lama pode ser classificada em três tipos: pulso positivo, pulso negativo e pulso contínuo. Em todos os métodos, a energia recebida na superfície é apenas uma fração da energia enviada pelo MWD próximo à broca. A condição de propagação oferecida pelo fluido e a profundidade são fatores preponderantes para haver uma qualidade significativa de sinal na superfície. Fatores como viscosidade, tipo e peso da lama influenciam diretamente na qualidade do sinal. Outro agente atenuante do sinal é a presença de gases dissolvidos no fluido de perfuração, que podem promover o espalhamento e atenuação dos pulsos emitidos no fundo do poço. Outro fator importante é a bomba do sistema de circulação, pois trabalha através de ciclos (strokes), golpeando a lama em direção ao poço, sentido oposto ao fluxo de informações. Telemetria por onda acústica

A Telemetria acústica usa um sinal de fundo de poço que se propaga pela coluna de perfuração havendo fatores de interferência análogos aos da telemetria por pulso na lama. As taxas de dados por este método são, em geral, relativamente elevadas, quando comparadas com os métodos de pulso positivo e pulso negativo. Uma significativa atenuação do sinal acústico ocorre nas ligações do tubo de perfuração. Assim, repetidores de sinal são muitas vezes necessários ao longo da coluna de perfuração, possibilitando, assim, o aumento de profundidade.



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Telemetria por ondas eletromagnéticas O sistema eletromagnético transmite dados por ondas de baixa frequência que se propagam pelas formações até a superfície. Os dados enviados do fundo do poço são transmitidos em uma codificação binária e em frequências moduladas. Na superfície, uma antena receptora aterrada capta essa onda e a decodifica, transformando-a em perfis. Entre os principais fatores atenuantes do sinal, citam-se a água salgada, em virtude da sua alta condutividade elétrica, limitando a utilização do método em ambientes marítimos. Entretanto, esta técnica possui aplicações importantes em ambientes onde a perfuração não pode ser realizada por lama, como regiões glaciais e desérticas ou ainda em locais passíveis de perda severa de lama. Nestes locais, podem ser utilizados fluidos aerados ou espuma, e a velocidade e quantidade de informações transmitidas à superfície são muito superiores àquelas obtidas pelos métodos de transmissão por lama. Telemetria por tubos de perfuração inteligentes A mais nova tecnologia de telemetria é a técnica de perfilagem através de “Tubos de Perfuração Inteligentes” (Wired Drill Pipes). Os tubos de perfuração possuem duas partes isoladas e um contato elétrico em ambas as

roscas de encaixe dos tubos, que ao serem enroscados permitem uma conexão elétrica. Com esse tipo de telemetria, todas as informações obtidas durante a perfuração são enviadas à superfície em tempo real através da coluna de perfuração, de forma que a coluna tenha a mesma função de um cabo elétrico. Esta técnica permite o envio de grandes quantidades de informações à superfície e em tempo real, apresentando superioridade em relação aos demais métodos no quesito quantidade de informações. A partir do estudo das telemetrias citadas anteriormente, foram levantadas limitações, vantagens e desvantagens de cada técnica (Tabela 1). Tabela 1 – Comparação entre os métodos de transmissão de dados em águas ultraprofundas.

Fatores de influência Pulsos na Lama Ondas Eletromag. Acústica Tubos Inteligentes

Fluido Sim Não Não Não

Atenuação de sinal Média Alta Média Não

Dependência da bomba

Sim Não Sim Não

Interferências no sinal Média Alta Média Baixa

Perda de sinal Média Alta Média Não

Formação Baixa Alta Baixa Não

Taxa de transmissão 15 a 20 [bits/seg] 10 [bit/s] 20 a 40 [bits / seg] 57000 [bits/seg]

Fonte: Baker Hughes

Fonte: Baker Hughes

Fonte: Halliburton

Fonte: IntelliServ

Observou-se que entre os métodos disponíveis comercialmente, a telemetria por pulso na lama e a telemetria acústica são as mais utilizadas em águas profundas. Entretanto, há limitação destas técnicas em águas ultraprofundas, por apresentarem significativas perdas de intensidade e interferências de sinal ao longo da coluna, além de baixa capacidade de transferência de dados. Já a telemetria por ondas eletromagnéticas é limitada em poços marítimos devido à atenuação pela alta condutividade da água, sendo mais indicada em poços rasos terrestres. Por fim, o método de transmissão de dados por “tubos de perfuração inteligente” mostrou-se o mais adequado tecnologicamente para águas ultraprofundas. Isto se caracteriza pela elevada taxa de transmissão de dados e pela alta resolução dos sinais em altas taxas de penetração. Todavia, este método tem como desvantagem o custo de fabricação frente aos outros métodos.



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ANP NA MÍDIA ANP divulga lista de postos revendedores flagrados na prática da irregularidade conhecida como "bomba-baixa" (14/9/2014) No início de setembro, a ANP passou a divulgar mensalmente a lista de postos revendedores de combustíveis flagrados em ações de fiscalização praticando a irregularidade conhecida como “bomba-baixa”. Essa fraude consiste no fornecimento ao consumidor de quantidade de combustível menor do que a mostrada no visor da bomba de abastecimento. Inadvertidamente, o consumidor paga por quantidade maior do que a efetivamente recebida no tanque de seu veículo. A "bomba-baixa" é uma das irregularidades mais encontradas pelas forças-tarefas que vêm sendo realizadas pela ANP para fiscalizar o mercado de combustíveis de todo o Brasil. A constatação da "bomba-baixa" é atribuição da ANP que não se confunde com a do Inmetro. Esse órgão é responsável pela aferição e certificação do equipamento medidor, enquanto a Agência se ocupa em identificar se a bomba está sendo operada da maneira correta, fornecendo a quantidade de combustível informada ao consumidor. A divulgação no endereço (http://www.anp.gov.br/postosautuadosvazao) inclui endereços dos postos revendedores com dados retroativos a 1º de julho de 2014. A medida se insere na estratégia da ANP de dar publicidade às ações de fiscalização e seus resultados, propiciando à sociedade, em geral, e ao consumidor, em particular, ferramenta de proteção a seus interesses. Essa nova divulgação vêm se juntar às já praticadas pela ANP para apontar revendedores e distribuidores que comercializam combustíveis em desacordo com as especificações vigentes.

Força-tarefa fiscaliza 33 postos em Ipatinga/MG (19/9/2014) Em meados de setembro, a ANP emitiu sete autos de infração na cidade de Ipatinga (MG), em força-tarefa realizada com a Secretaria de Estado de Fazenda (Sefaz) e o Instituto de Pesos e Medidas (Ipem/MG). Os principais motivos das autuações foram aquisição e comercialização de combustível sem cobertura de documento fiscal e ostentação de bandeira indevida. O Ipem emitiu um auto de infração por vazamento de combustível na bomba medidora e a Sefaz emitiu dois por movimentação de combustíveis sem recolhimento de imposto. Em todo o estado de Minas Gerais foram realizadas 1050 ações de fiscalização entre janeiro e agosto deste ano. Foram emitidos 254 autos de infração, 30 de interdição e 19 de apreensão. De fevereiro a agosto de 2014 foram realizadas outras sete forças-tarefa em conjunto com a Sefaz e o Ipem. Entre janeiro e julho de 2014 foram realizadas 21 forças-tarefa em 12 estados brasileiros. Foram fiscalizados 1.002 agentes regulados, entre postos revendedores de combustíveis, revendas de GLP, distribuidores de líquidos e caminhões-tanque. Foram lavradas 466 autuações, 75 interdições e 5 apreensões. As principais irregularidades encontradas pela ANP foram: "bomba-baixa" (quando o visor apresenta um volume maior de combustível do que o efetivamente fornecido), produto não conforme, ausência de equipamentos para testes de combustíveis, termodensímetro danificado, botijões de GLP não requalificados e não atendimento às normas de segurança. Ações de fiscalização

A ANP tem intensificado suas ações de fiscalização, planejando-as cada vez mais a partir de vetores de inteligência, com destaque para denúncias recebidas pelo Centro de Relações com o Consumidor (CRC) e dos resultados obtidos pelo Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC), além de informações repassadas por outros órgãos públicos e pela área de inteligência da ANP. Em 2013, a Agência se empenhou ainda em criar parcerias com órgãos de diferentes esferas da administração pública, o que resultou na instituição de forças-tarefa. As ações conjuntas entre órgãos públicos fortalecem a participação do Estado na fiscalização do setor e restringem o emprego de práticas irregulares pelos agentes econômicos.

http://www.anp.gov.br/postosautuadosvazao



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PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL CRESCE 11% EM AGOSTO (3/10/2014) Pela primeira vez produção total superou 600 Mboe/d e a de petróleo superou 500 mil bbl/d no pré-sal

A produção total de petróleo e gás natural no Brasil no mês de agosto atingiu 2,89 milhões de barris de óleo equivalente (BOE) por dia, sendo 2,326 milhões de barris diários de petróleo e 90,9 milhões de metros cúbicos de gás natural. O volume é o maior já registrado, superando o do mês anterior, quando a produção de petróleo e gás natural totalizou 2,82 milhões de barris de óleo equivalente por dia. A produção de petróleo também superou a marca de 2,267 milhões de barris por dia, alcançada no mês anterior. Houve aumento de 2,6% na produção de petróleo em relação a julho de 2014 e de 15,7% na comparação com agosto de 2013. A produção de gás natural superou em 3,4% a do mês anterior, de 87,9 milhões de metros cúbicos por dia, e em 18,1% a de agosto de 2013. As informações são do Boletim da Produção da ANP, disponível em http://www.anp.gov.br/?pg=71248. Pré-sal

A produção no pré-sal aumentou 11% em relação ao mês anterior, totalizando 647 mil barris de óleo equivalente por dia, sendo 533 mil barris diários de petróleo e 18,1 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. A produção teve origem em 35 poços, localizados nos campos de Baleia Azul, Baleia Franca, Jubarte, Barracuda, Caratinga, Linguado, Lula, Marlim Leste, Pampo, Sapinhoá, Trilha e nas áreas de Iara e Entorno de Iara. Os poços do “pré-sal” são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do art. 2º da Lei nº 12.351, de 2010. Queima de gás

O aproveitamento do gás natural no mês foi de 95%. A queima de gás natural em agosto foi de 4,549 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de aproximadamente 1% em relação ao mês anterior e de 38,5% em relação a agosto de 2013. Os principais motivos para o aumento da queima de gás natural foram os comissionamentos das plataformas P-55 e P-62, ambas localizadas no campo de Roncador. Campos produtores

Em torno de 91,8% da produção de petróleo e gás natural foram provenientes de campos operados pela Petrobras. Aproximadamente 92,8% da produção de petróleo e 74,1% da produção de gás natural do Brasil foram extraídos de campos marítimos. O campo de Roncador, na bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo, com média de 287,8 mil barris por dia. O maior produtor de gás natural foi o campo de Lula, na bacia de Santos, com média diária de 7,5 milhões de metros cúbicos. A plataforma P-52, localizada no campo de Roncador, produziu, através de 14 poços a ela interligados, cerca de 132 mil barris de óleo equivalente por dia e foi a unidade com maior produção. Os campos cujos contratos são de acumulações marginais produziram um total de 94,4 barris diários de petróleo e 2 mil metros cúbicos de gás natural por dia. Dentre esses campos, Bom Lugar, operado pela Alvopetro, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, com 35,6 barris de óleo equivalente por dia. A produção procedente das bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) foi de 170,3 Mboe/d, sendo 139,8 Mbbl/d de petróleo e 4,8 MMm³/d de gás natural. Desse total, 4,1 Mboe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 330 boe/d no Estado de Alagoas, 2.048 boe/d na Bahia, 22 boe/d no Espírito Santo, 1.444 boe/d no Rio Grande do Norte e 265 boe/d em Sergipe. Outras informações

Em agosto, 308 concessões, operadas por 23 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 86 são concessões marítimas e 222 terrestres. Vale ressaltar que, do total das concessões produtoras, duas encontram-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) ou Teste de Formação (TFR), e outras seis são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. O grau API médio do petróleo produzido no mês foi de aproximadamente 24,6°, sendo que 9,3% da produção é considerada óleo leve (>=31°API), 61,3% é óleo médio (>=22°API e <31°API) e 29,4% é óleo pesado (<22°API), de acordo com a classificação da Portaria ANP nº 9/2000. A produção de petróleo e gás natural no Brasil foi oriunda de 9.012 poços, sendo 830 marítimos e 8.182 terrestres. O campo com o maior número de poços produtores foi Carmópolis, bacia de Sergipe, com 1.105 poços. Marlim, localizado na bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores, 63 no total.

56,1 Milhões de litros de biodiesel arrematados 39º Leilão complementar (31/10/2014) No 39º Leilão de Biodiesel Complementar (L39C) da ANP foram arrematados 56,1 milhões de litros de biodiesel oriundos integralmente de produtores detentores do selo Combustível Social. O preço médio foi de R$ 2,051/L,

http://www.anp.gov.br/?pg=71248



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sem considerar a margem Petrobras, e o valor total negociado atingiu o patamar de R$ 116,4 milhões refletindo um deságio médio de 1,37% quando comparado com o preço máximo de referência médio (R$ 2,080/L). A apresentação das ofertas de biodiesel ocorreu em um único dia (24/10), com 20 produtores disponibilizando um volume total de 76 milhões de litros. No primeiro dia de seleção das ofertas (29/10), foram arrematados 54,3 milhões de litros de biodiesel exclusivamente de produtores detentores de selo Combustível Social, em torno de 71,4% do total ofertado para todo o Leilão. Após a seleção das ofertas, ocorreu a etapa de reapresentação de preços por parte dos produtores, na qual se observou um deságio de aproximadamente 0,05%. No segundo dia de seleção das ofertas (30/10), foram arrematados 1,8 milhão de litros de biodiesel, 2,4% do total ofertado no Leilão. O 39º Leilão de Biodiesel Complementar (L39C) foi criado para complementar o volume arrematado no 39º Leilão de Biodiesel (L39). No L39, com entrega para novembro e dezembro de 2014, a oferta de biodiesel pelos produtores foi de apenas 62% da capacidade das usinas habilitadas. Em virtude do baixo volume ofertado, o Ministério de Minas e Energia (MME) e a ANP optaram por realizar um leilão complementar para garantir o abastecimento de biodiesel em dezembro de 2014. Os leilões de biodiesel destinam-se a atender o disposto na Lei nº 13.033, publicada no DOU em 24/9/14, que estabelece em 7% o percentual mínimo obrigatório de adição de biodiesel ao óleo diesel vendido ao consumidor final (B7), a partir de 1/11/14. O 39º Leilão de Biodiesel Complementar (L39C) visa garantir o abastecimento de biodiesel no mercado nacional durante o mês de dezembro de 2014, conforme diretrizes da Portaria nº 476, de 15/8/12, do Ministério de Minas e Energia, e critérios estabelecidos no Edital de Leilão Público nº 048/14-ANP.

ANP discute segurança operacional com a indústria (21/11/2014)

A ANP realizou, no dia 18 de novembro, o 2º Workshop de Segurança Operacional e Meio Ambiente, no Rio de Janeiro. O objetivo foi promover um debate entre a Agência e a indústria de forma a aprimorar o trabalho de ambas no âmbito da segurança operacional. O diretor Waldyr Barroso deu início ao evento destacando a relevância do assunto. “Estamos aqui para ouvir a indústria e saber como ela vê a ANP, o que estamos fazendo de positivo e o que precisamos melhorar. A ANP trata esse tema como prioridade”, afirmou. O superintendente de segurança operacional e meio ambiente da ANP, Marcelo Mafra, também ressaltou que “o regulador trabalha melhor, exerce sua função regulatória com plenitude quando ouve o mercado”. Ainda segundo ele, “quando falamos em segurança operacional estamos falando de vida, de meio ambiente e da interação dessas atividades no nosso dia-a-dia”. O workshop também apresentou palestras de representantes da indústria. Carlos Roberto Derossi, gerente de segurança E&P da Petrobras, e Cristiano Salgado, consultor da Statoil, falaram sobre acidentes ocorridos em plataformas contratadas por suas respectivas empresas, explicando suas causas, consequências, o trabalho das comissões e as ações preventivas e corretivas implantadas a partir de então. “Esse evento é uma oportunidade de dividirmos nossas experiências com o restante da indústria”, lembrou Derossi. Já o representante do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Anderson Cantarino, falou sobre o que a indústria espera da ANP em relação à segurança operacional e meio ambiente e o que a indústria tem feito para aprimorar a segurança. O evento contou ainda com palestras de técnicos da ANP, que apresentaram dados sobre incidentes na indústria, regulamentos da Agência e sistema de comunicação de incidentes, entre outros temas. O evento foi encerrado com a palestra “Olhar da ANP para o futuro da regulação de segurança”.



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RESOLUÇÕES PUBLICADAS PELA ANP

RESOLUÇÃO ANP Nº 35 (de 2/7/2014 - DOU de 3/7/2014) Resolução que altera a Resolução ANP nº 41, de 5 de novembro de 2013. Revogada pela Resolução ANP nº 57, de 17/10/2014 – DOU 20/10/2014 – Efeitos a partir de 20/10/2014.

RESOLUÇÃO ANP Nº 36 (de 8/7/2014 - DOU de 9/7/2014) Prorroga para 31 de dezembro de 2014 a data prevista no caput do Art. 5º e para 30 de junho de 2014 a data prevista no parágrafo primeiro do Art. 5º da Resolução ANP nº 47/2012.

RESOLUÇÃO ANP Nº 37 (de 17/7/2014 - DOU de 18/7/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de junho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.

RESOLUÇÃO ANP Nº 38 (de 17/7/2014 - DOU de 18/7/2014) Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de junho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.

RESOLUÇÃO ANP Nº 39 (de 30/7/2014 - DOU de 31/7/2014) Aprova o Regulamento que trata dos procedimentos para a realização de licitação para a concessão da atividade de transporte de gás natural, contemplando a construção ou ampliação e a operação de gasodutos de transporte de gás natural.

RESOLUÇÃO ANP Nº 40 (de 31/7/2014 - DOU de 1/8/2014) Veda ao distribuidor de GLP o envasamento e a comercialização de recipientes transportáveis de GLP de até 250 (duzentos e cinquenta) quilogramas que apresentem requisitos para requalificação.

RESOLUÇÃO ANP Nº 41 (de 13/8/2014 - DOU de 14/8/2014)

Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de julho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.

RESOLUÇÃO ANP Nº 42 (de 13/08/2014 - DOU de 14/08/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de julho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais. Revogada pela Resolução ANP nº 46, 28/8/2014 – DOU 29/8/2014 – efeitos a partir de 29/8/2014.

RESOLUÇÃO ANP Nº 43 (de 19/8/2014 - DOU de 20/8/2014) Resolução que altera a Resolução ANP nº 42, de 18 de agosto de 2011.

RESOLUÇÃO ANP Nº 44 (de 20/08/2014 - DOU de 21/08/2014) Resolução que altera o Anexo I da Resolução ANP nº 63, de 7 de dezembro de 2011, e o art. 27 da Resolução ANP nº 7, de 9 de fevereiro de 2011.

RESOLUÇÃO ANP Nº 45 (de 25/8/2014 - DOU de 26/8/2014) Estabelece a especificação do biodiesel contida no Regulamento Técnico ANP nº 3/2014 e as obrigações quanto ao controle da qualidade a serem atendidas pelos diversos agentes econômicos que comercializam o produto em todo o território nacional.

http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll?f=id$id=RANP%2057%20-%202014

http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/resolucoes_anp/NXT/gateway.dll?f=id$id=RANP%2047%20-%202012$an=art5


http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/resolucoes_anp/NXT/gateway.dll?f=id$id=RANP%2047%20-%202012

http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll?f=id$id=RANP%2046%20-%202014



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RESOLUÇÃO ANP Nº 46 (de 28/8/2014 - DOU de 29/8/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de julho de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.

RESOLUÇÃO ANP Nº 47 (de 3/9/2014 - DOU de 5/9/2014) Estabelece as diretrizes para a elaboração do Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) e aprova o Regulamento Técnico de Estimativa de Recursos e Reservas de Petróleo e Gás Natural (RTR), documento anexo que estabelece critérios para sua estimativa, classificação e categorização.

RESOLUÇÃO ANP Nº 48 (de 3/9/2014 - DOU de 5/9/2014) Atualiza a Resolução nº 16/2010 e do Regulamento Técnico ANP nº 1, de 10 de junho de 2010.

RESOLUÇÃO ANP Nº 49 (de 3/9/2014 - DOU de 5/9/2014) Atualiza a Resolução nº 17/2010 e do Regulamento Técnico ANP nº 2, de 10 de junho de 2010.

RESOLUÇÃO ANP Nº 50 (de 4/9/2014 - DOU de 9/9/2014) - RETIFICADA DOU EM 9/9/2014 Resolução que insere o § 4º ao art. 5º da Resolução ANP nº 9, de 7 de março de 2007.

RESOLUÇÃO ANP Nº 51 (de 15/9/2014 - DOU de 16/9/2014) Inclui o capítulo "Da Comercialização de Combustíveis Automotivos pelo Distribuidor de Combustíveis de Aviação Dentro de Aeródromo" e o art. 25-A na Resolução ANP nº 17, de 26/7/2006.

RESOLUÇÃO ANP Nº 52 (de 18/9/2014 - DOU de 19/9/2014) Estabelece os preços mínimos dos petróleos produzidos no mês de agosto de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.

RESOLUÇÃO ANP Nº 53 (de 18/9/2014 - DOU de 19/9/2014) Estabelece os preços de referência do gás natural produzido no mês de agosto de 2014, nos campos das áreas concedidas pela ANP para o exercício de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, a serem adotados para fins de cálculo das participações governamentais.


http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/resolucoes_anp/NXT/gateway.dll?f=id$id=RANP%2017%20-%202006



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INDICADORES MACROECONÔMICOS

BALANÇO DE PAGAMENTOS (em milhões de US$)

Fonte: Banco Central do Brasil (www.bacen.gov.br/?seriebalpag)

BALANÇA COMERCIAL (em milhões de US$ FOB)

Fonte: Secretaria de Comércio Exterior – SECEX. (www.desenvolvimento.gov.br/sitio/secex/depPlaDesComExterior/indEstatisticas/balCom_mensal.php). Nota: As possíveis diferenças entre soma de parcelas e respectivos totais são provenientes do critério de arredondamento

jan-set/13 jul/14 ago/14 set/14 jan-set/14

(A = 1-2) Balança Comercial – FOB -1.760 1.574 1.163 -940 -696

1. Exportações – FOB 177.505 23.024 20.463 19.617 173.635

2. Importações – FOB -179.266 -21.450 -19.300 -20.556 -174.330

(B) Serviços e Rendas -60.742 -7.762 -6.742 -7.100 -63.130

(C) Transferências Unilaterais 2.220 192 113 159 1.259

(D = A+B+C) Transações Correntes -60.282 -5.996 -5.466 -7.880 -62.566

(E) Conta Capital e Financeira 62.460 11.586 7.306 7.641 78.377

Investimento Direto (líquido) 46.407 8.322 5.667 6.114 46.772

(F) Erros e Omissões 135 -407 601 578 4.177

(G = D+E+F) SALDO 2.313 5.183 2.441 339 19.988


Total Exportado 177.505 23.024 20.463 19.617 173.635

Bens de capital 16.739 2.386 2.448 1.523 15.313

Bens de consumo 29.626 3.373 3.165 3.496 27.111

Combustíveis e Lubrificantes 12.051 2.990 1.910 1.726 15.694

Matérias-primas e intermediários 115.400 13.824 12.483 12.398 111.762

Operações especiais 3.689 452 456 474 3.755

Total Importado 179.266 21.450 19.297 20.556 174.330

Bens de capital 38.366 4.033 3.730 4.062 35.970

Bens de consumo 30.397 3.302 3.224 3.399 29.414

Combustíveis e Lubrificantes 30.714 4.575 2.976 3.935 30.516

Matérias-primas e intermediários 79.788 9.540 9.366 9.160 78.430

SALDO -1.760 1.574 1.167 -940 -696



10

ESTATÍSTICAS NACIONAIS DO SETOR

PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL E DERIVADOS

Fonte: ANP (www.anp.gov.br/petro/dados_estatisticos.asp?id=2). Nota: Inclui refinarias da Petrobras, Manguinhos, Ipiranga. *Inclui condensado e não inclui LGN (GLP e C5

+).

**Inclui produção das UPGNs de LUBNOR, REDUC I e II, Catu e Candeias. *** Inclui os volumes de reinjeção, queimas, perdas e consumo próprio de gás natural.

COMÉRCIO EXTERIOR DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL E DERIVADOS

Fonte: ANP (www.anp.gov.br/petro/dados_estatisticos.asp?id=2). * Inclui condensado e não inclui LGN (GLP e C5+). **Inclui: óleo diesel, óleo combustível, GLP (inclui butano e propano), gasolina automotiva, gasolina de aviação, nafta petroquímica, QAV, solventes, lubrificantes, outros energéticos e outros não energéticos.


Petróleo* (mil b/d) 1.910,7 2.169,3 2.229,6 2.262,3 2.110,9

Gasolina automotiva (mil m3) 21.286 2.485 2.574 2.417 21.607

Óleo diesel (mil m3) 37.151 4.438 4.198 4.090 36.922

Óleo combustível (mil m3) 11.082 1.383 1.442 1.302 12.299

GLP** (mil m3) 6.077 663 664 625 5.693

QAV (mil m3) 4.220 522 570 482 4.552

Gás Natural*** (milhões m3/d) 77,0 87,9 90,9 88,9 85,4

jan-set/13 abr/14 mai/14 jun/14 jan-set/14

PETRÓLEO*

Volume Importado (mil b/d) 388,6 536,4 256,2 595,1 388,6

Valor Importado (milhões US$ FOB) 12.112,1 1.892,6 940,7 2.031,1 12.112,1

Volume Exportado (mil b/d) 338,5 883,9 523,9 503,1 486,8

Valor Exportado (milhões US$ FOB) 8.630,9 2.602,6 1.488,9 1.327,2 12.233,1

DERIVADOS**

Volume Importado (mil m3) 23.219,8 3.046,2 2.335,0 2.713,6 23.236,3

Valor Importado (milhões US$ FOB) 14.893,9 1.841,2 1.442,3 1.790,9 14.752,3

Volume Exportado (mil m3) 10.779,5 1.330,3 1.403,9 1.345,5 11.010,9

Valor Exportado (milhões US$ FOB) 7.499,7 924,8 942,5 898,1 7.592,3

GÁS NATURAL

Volume Importado (milhões m3/d) 46,7 65,9 55,9 36,3 47,5

Valor Importado (milhões US$ FOB) 5.449,5 995,1 774,2 342,1 5.522,5



11

PETRÓLEO - PRODUÇÃO, IMPORTAÇÃO E PREÇO MÉDIO DO BARRIL IMPORTADO

DERIVADOS - PRODUÇÃO, IMPORTAÇÃO E PREÇO MÉDIO DO BARRIL IMPORTADO

PREÇOS MÉDIOS DE ETANOL E DERIVADOS AO CONSUMIDOR

Fonte: ANP (http://www.anp.gov.br/i_preco-web/include/Resumo_Mensal_Index.asp).* Gasolina C – Inclui 20% de etanol etílico anidro e 80% de gasolina A a partir de 1/10/2011 e 25% de etanol etílico anidro e 75% de gasolina A a partir de 1/5/2013.

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

120,00

130,00

-

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

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

US

$/b

arr

il

milh

ões b

ep

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

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

120,00

130,00

140,00

-

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0


US

$/b

arr

il

milh

ões b

ep

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

jul/14 ago/14 set/14 jul/14 ago/14 set/14

Centro-Oeste 3,087 3,096 3,065 2,126 2,104 2,033

Nordeste 2,933 2,928 2,977 2,415 2,402 2,461

Norte 3,150 3,156 3,157 2,595 2,593 2,590

Sudeste 2,930 2,929 2,925 1,959 1,952 1,946

Sul 2,914 2,933 2,927 2,118 2,121 2,066

Brasil 2,957 2,960 2,963 2,042 2,034 2,005

jul/14 ago/14 set/14 jul/14 ago/14 set/14

Centro-Oeste 45,55 45,54 46,24 2,632 2,637 2,637

Nordeste 41,04 41,13 42,85 2,460 2,451 2,447

Norte 46,19 46,31 46,98 2,655 2,656 2,667

Sudeste 42,68 42,58 43,46 2,461 2,462 2,463

Sul 42,04 42,01 42,91 2,464 2,464 2,463

Brasil 42,66 42,64 43,70 2,499 2,501 2,501

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

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



12

EVOLUÇÃO DOS PREÇOS AO CONSUMIDOR DA GASOLINA C vs BRENT DATED

EVOLUÇÃO DOS PREÇOS AO CONSUMIDOR DO DIESEL vs BRENT DATED

EVOLUÇÃO DOS PREÇOS AO CONSUMIDOR DO GLP vs BRENT DATED

EVOLUÇÃO DOS PREÇOS AO CONSUMIDOR DO ETANOL vs BRENT DATED

Fontes: ANP; Banco Central do Brasil; Platt’s Notas: (i) todos os gráficos acima possuem como referência, base 100 em outubro de 2013. (ii) a taxa de câmbio utilizada refere-se à média mensal do dólar comercial para venda.

85

90

95

100

105

110


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

85

90

95

100

105

110


Brent Dated US$ Diesel R$ Diesel US$

85

90

95

100

105

110


Brent Dated US$ GLP R$ GLP US$

859095

100105110115120


Brent Dated US$ Etanol R$ Etanol US$



13

VENDAS DE ETANOL HIDRATADO E DERIVADOS

Fonte: ANP (http://www.anp.gov.br/doc/dados_estatisticos/Vendas_de_Combustiveis_m3.xls). *Gasolina C – Os dados de vendas aqui apresentados baseiam-se no Demonstrativo de Controle de Produtos – DCP, fornecido pelas distribuidoras de combustíveis (Portaria CNP n.º 221/81).


Gasolina C (mil m3)

Região Norte 1.932 247 250 260 2.110

Região Nordeste 5.723 713 714 739 6.318

Região Centro-Oeste 2.857 343 354 366 3.097

Região Sudeste 13.674 1.601 1.643 1.659 14.522

Região Sul 6.126 744 745 754 6.606

Brasil 30.312 3.648 3.705 3.777 32.653

Óleo diesel (mil m3)

Região Norte 4.275 533 514 550 4.432

Região Nordeste 7.132 839 891 930 7.445


Região Sudeste 18.239 2.156 2.217 2.206 18.473

Região Sul 8.232 970 1.003 962 8.494

Brasil 43.466 5.187 5.350 5.354 44.675

Etanol hidratado (mil m3)

Região Norte 106 12 12 12 104

Região Nordeste 509 57 56 57 552


Região Sudeste 5.152 705 730 761 6.374

Região Sul 841 109 125 123 1.028

Brasil 7.701 1.015 1.061 1.100 9.241

Óleo combustível (mil m3)

Região Norte 845 98 91 118 886

Região Nordeste 1.534 218 331 320 2.215

Região Centro-Oeste 307 35 38 38 322

Região Sudeste 795 87 110 93 894

Região Sul 252 33 28 24 244

Brasil 3.732 470 597 592 4.561

GLP (mil m3)

Região Norte 592 73 69 70 623

Região Nordeste 2.255 285 275 276 2.383


Região Sudeste 4.510 557 539 518 4.504

Região Sul 1.751 220 207 200 1.742

Brasil 9.910 1.234 1.184 1.154 10.075

QAV (mil m3)

Região Norte 292 34 33 33 294

Região Nordeste 798 95 87 83 792


Região Sudeste 3.385 414 398 378 3.504

Região Sul 394 47 48 45 404

Brasil 5.364 658 635 606 5.559



14

ROYALTIES DISTRIBUÍDOS (em mil R$)

COMPETÊNCIA JULHO/14 E CRÉDITO EM OUTUBRO/14

COMPETÊNCIA AGOSTO/14 E CRÉDITO EM OUTUBRO/14

Royalties Distribuídos em Julho Acumulado

< 5% > 5% Total 2014 12 meses

Estados 269.553 195.692 465.246 4.107.175 5.436.887

Alagoas 1.890 1.221 3.111 28.636 36.860

Amazonas 10.662 7.700 18.361 176.806 233.639

Bahia 13.067 8.043 21.110 200.681 267.637

Ceará 886 595 1.481 13.396 18.352

Espírito Santo 40.622 32.788 73.410 614.198 809.473

Maranhão 2.127 1.596 3.723 39.285 47.669

Paraná 621 - 621 6.546 8.838

Rio de Janeiro 160.410 116.394 276.804 2.422.467 3.239.731

Rio Grande do Norte 13.599 9.011 22.610 213.757 287.314

São Paulo 17.765 12.716 30.481 262.401 314.631

Sergipe 7.905 5.629 13.533 129.004 172.743

Municípios 314.458 228.198 542.656 4.761.524 6.299.111

Fundo Especial 73.329 54.238 127.567 1.107.655 1.465.056

Comando da Marinha 111.945 82.615 194.560 1.748.869 2.425.001

Ministério da Ciência e Tecnologia - 137.692 137.692 1.237.025 1.715.825

Fundo Social 32.188 79.585 111.773 937.812 1.052.907

Educação e Saúde - - - 10.136 10.268

Total 804.000 783.074 1.587.074 13.910.196 18.405.056

Royalties Distribuídos em Agosto Acumulado

< 5% > 5% Total 2014 12 meses

Estados 267.798 194.398 462.196 4.569.371 5.445.376

Alagoas 1.817 1.166 2.983 31.619 37.048

Amazonas 10.443 7.463 17.907 194.712 231.618

Bahia 12.644 7.777 20.421 221.101 264.803

Ceará 847 561 1.407 14.803 17.966

Espírito Santo 40.899 32.982 73.881 688.078 818.188

Maranhão 2.052 1.539 3.591 42.876 48.501

Paraná 708 - 708 7.254 8.753

Rio de Janeiro 157.945 114.609 272.554 2.695.022 3.233.246


São Paulo 19.884 14.312 34.196 296.597 331.304

Sergipe 7.675 5.461 13.136 142.140 170.915

Municípios 313.152 227.598 540.750 5.302.273 6.317.385

Fundo Especial 73.297 54.224 127.522 1.235.177 1.471.127



Fundo Social 35.021 84.664 119.685 1.057.497 1.155.538

Educação e Saúde 2.534 5.068 7.603 17.739 17.870

Total 800.841 780.524 1.581.365 15.491.561 18.456.837



15

COMPETÊNCIA SETEMBRO/14 E CRÉDITO EM NOVEMBRO/14

Nota: Valor sem a retenção de 1% (um por cento) de PASEP, conforme disposto no inciso III, do Art. 2

o da Lei n

o 9.715, de 25 de novembro de

1998, combinado com o parágrafo 6o do Art. 19 da Medida Provisória n

o 2.158, de 24 de agosto de 2001.

Royalties Distribuídos em Setembro Acumulado

< 5% > 5% Total 2014 12 meses

Estados 258.270 187.346 445.617 5.014.987 5.444.653

Alagoas 1.684 1.086 2.770 34.389 37.037

Amazonas 10.017 7.091 17.109 211.821 230.621

Bahia 12.253 7.522 19.776 240.877 261.789

Ceará 777 495 1.272 16.075 17.609

Espírito Santo 40.723 32.827 73.550 761.629 825.765

Maranhão 1.247 935 2.182 45.058 47.978

Paraná 673 - 673 7.927 8.653

Rio de Janeiro 152.967 110.898 263.864 2.958.886 3.224.300


São Paulo 18.197 13.093 31.291 327.888 342.832

Sergipe 7.368 5.230 12.598 154.738 168.856

Municípios 302.666 219.884 522.550 5.824.824 6.322.180

Fundo Especial 71.018 52.531 123.550 1.358.726 1.474.341



Fundo Social 33.615 80.922 114.537 1.172.034 1.253.827

Educação e Saúde 2.622 5.244 7.866 25.604 25.736

Total 773.991 754.097 1.528.088 17.019.649 18.473.177



16

PARTICIPAÇÃO ESPECIAL DISTRIBUÍDA

COMPETÊNCIA 3o TRIMESTRE 2014 E CRÉDITO EM NOVEMBRO/14

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

Beneficiário R$ mil

Estados 1.730.442

AMAZONAS 15.227

BAHIA 2.439

ESPÍRITO SANTO 258.422

RIO DE JANEIRO 1.369.782

RIO GRANDE DO NORTE 3.943

SERGIPE 2.342

SÃO PAULO 78.287

Municípios 432.610

COARI-AM 3.807

CAIRU-BA 610

ANCHIETA-ES 122

ITAPEMIRIM-ES 21.459

MARATAIZES-ES 4.335

PIUMA-ES 151

PRESIDENTE KENNEDY-ES 38.539

ARMACAO DOS BÚZIOS-RJ 4.308

ARRAIAL DO CABO-RJ 340

CABO FRIO-RJ 27.157

CAMPOS DOS GOYTACAZES-RJ 157.811

CARAPEBUS-RJ 536

CASIMIRO DE ABREU-RJ 8.064

MACAE-RJ 15.447

MARICA-RJ 29.245

NITEROI-RJ 25.745

PARATI-RJ 2.071

QUISSAMA-RJ 1.972

RIO DAS OSTRAS-RJ 33.700

RIO DE JANEIRO-RJ 4.787

SÃO JOÃO DA BARRA-RJ 31.262

AREIA BRANCA-RN 173

MOSSORO-RN 810

SERRA DO MEL-RN 2

AUGUSTO SEVERO-RN 1

CARMOPOLIS-SE 229

GENERAL MAYNARD-SE 1

JAPARATUBA-SE 303

MARUIM-SE 7

ROSARIO DO CATETE-SE 34

SANTO AMARO DAS BROTAS-SE 12

CARAGUATATUBA-SP 172

ILHABELA-SP 8.261

IGUAPE-SP 1.096

ILHA COMPRIDA-SP 9.876

PERUÍBE-SP 122

UBATUBA-SP 44

União 2.163.052

MINISTÉRIO DO MEIO AMBIENTE 327.800

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA 1.311.202

FUNDO SOCIAL 524.050

Total 4.326.104



17

ESTATÍSTICAS INTERNACIONAIS DO SETOR

PRODUÇÃO MUNDIAL DE PETRÓLEO (em milhões de b/d)

Fonte: IEA - Agência Internacional de Energia. Monthly Oil Market Report. Nota: As possíveis diferenças entre soma de parcelas e respectivos totais são provenientes do critério de arredondamento. O item Outros Biocombustíveis diz respeito à produção de fontes que incluem Brasil e Estados Unidos. Anteriormente, a produção de etanol de outros biocombustíveis era somada à produção de petróleo.

PRODUÇÃO MUNDIAL DE GÁS NATURAL (em bilhões de m3)

Fonte: IEA - Agência Internacional de Energia. Monthly Natural Gas Survey. Nota: As possíveis diferenças entre soma de parcelas e respectivos totais são provenientes do critério de arredondamento.

PARTICIPAÇÂO DE GRUPOS DE PAÍSES NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO (set/14)

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

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


Total OPEP 36,88 36,90 36,80 37,24 36,62

Total Não-OPEP 54,29 56,14 56,68 56,93 55,99

Total OCDE 20,66 22,36 22,37 22,39 22,03

Américas 16,97 18,60 18,81 18,70 18,27

Europa 3,19 3,26 3,05 3,17 3,25

Ásia-Oceania 0,47 0,50 0,50 0,52 0,50

Total Não-OCDE 29,53 29,35 29,55 29,79 29,69

Ex-URSS 13,79 13,70 13,86 13,95 13,89

Ásia 7,69 7,52 7,52 7,62 7,67

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

América Latina 4,20 4,39 4,44 4,48 4,29

Oriente Médio 1,38 1,30 1,31 1,30 1,31

África 2,32 2,31 2,29 2,30 2,38

Ganho de Processamento 2,18 2,24 2,24 2,24 2,21

Biocombustíveis Globais 1,93 2,19 2,52 2,51 2,07

TOTAL MUNDO 91,28 93,05 93,48 94,17 92,63


OCDE Américas 666,13 79,86 79,98 78,06 698,95

OCDE Ásia-Oceania 48,07 6,69 6,35 6,14 54,21

OCDE Europa 196,91 17,05 17,11 17,16 179,79

TOTAL OCDE 911,10 103,60 103,44 101,36 932,96

42%

25%

33%

Total OPEP

Total OCDE

Total Não-OCDE

77%

6%

17%

OCDE Américas

OCDE Ásia-Oceania

OCDE Europa



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

Fonte: Platt’s

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(US

$/b

bl)

Brent WTI



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CONJUNTURA DO MERCADO NACIONAL E INTERNACIONAL

A produção mundial de petróleo fechou o período de janeiro a setembro de 2014 em 92,63 milhões de barris por dia, 1,35 milhão superior à produção observada no mesmo período de 2013, o que representa crescimento de 1,48%. Os países não Opep foram os que mais contribuíram para este resultado. Sua produção aumentou em 3,13%, alcançando 55,99 milhões de barris por dia, volume 1,70 milhão de barris superior ao do mesmo período do ano anterior. As Américas se destacaram ao ampliar sua produção em 1,30 milhão de barris por dia, melhor desempenho entre todos os grupos de produtores. Assim, do total de crescimento da produção mundial, 1,35 milhão de barris, as Américas foram responsáveis por 96%.

Quatro grupos são responsáveis por mais de 80% da produção mundial de petróleo: Opep, Américas, Rússia e Ásia respondem por 39,53%, 19,72%, 15% e 8,28%, respectivamente. No entanto Opep e Ásia tiveram suas produções decrescidas em 0,70% e 0,26%, neta ordem, enquanto a produção da Rússia cresceu 0,73% e das Américas, 7,66%. Este último continente ampliou sua participação na produção mundial em 1,13%.

Tal resultado está vinculado ao sucesso da produção não convencional, que mudou o status dos Estados Unidos (EUA) de importador para potencial exportador de petróleo (Figura 1). Mais recentemente, de acordo com a Agência de Energia Americana (EIA/DOE), a produção de óleo bruto atingiu 9 milhões de barris por dia pela primeira vez em três décadas.

O sucesso da produção não convencional associada à menor atividade econômica internacional, motivada pelo fraco desempenho do Japão e da União Europeia, bem como pela desaceleração do crescimento econômico da China, tem sido motivo de uma reviravolta no mercado mundial de petróleo de julho para cá. Em julho, o preço do Brent alcançou seu maior valor no ano: US$ 114,55/barril. Em 30 de setembro, havia caído para US$ 94,67/barril, enquanto em 1º de dezembro foi cotado a US$ 70,87/barril. No mesmo período, o preço do WTI baixou de US$ 107,95/barril para US$ 68,98/barril (Figura 2). Esses movimentos correspondem a quedas de 38% e de 36% para o Brent e para o WTI, respectivamente, em resposta ao excesso de oferta, uma vez que a produção mundial cresceu, enquanto a procura diminuiu. Hoje, calcula-se o excedente em 1,43 milhão de barris por dia.

Diante deste cenário de desvalorização do petróleo, esperava-se que a Opep agisse como regulador de mercado, cortando sua produção para estancar a queda de preço e reequilibrar oferta e demanda. Porém, dada a negativa de seu principal membro, Arábia Saudita, o grupo decidiu manter o nível de produção e o declínio do preço prosseguiu.

Alguns analistas acreditam que a decisão da Opep, em verdade, revela o desejo da organização de não perder participação de mercado para os produtores de fora do grupo, bem como de inibir ou inviabilizar a produção e o investimento em fontes cuja viabilidade econômica depende de um óleo mais caro, como o petróleo não convencional. Contudo, de acordo com a Agência americana, mesmo com a queda no preço é estimado crescimento mais lento da produção, ainda que menos lucrativa. A Agência também acredita que o preço, embora menor, permanecerá alto o suficiente para assegurar a continuidade da exploração nas principais áreas do shale oil. Mais do que o custo dos equipamentos, a maior eficiência e produtividade da exploração tem sido o

principal condutor do recente crescimento da produção. Também nota-se que, se por um lado o preço do óleo é menor, uma contenção no ritmo de exploração deverá baratear o custo dos equipamentos ali empregados. Resta saber o que prevalecerá no final desse embate.

O petróleo mais barato tem sido responsável pela queda de ações de empresas de petróleo, como Exxon Mobil, BP e Royal Dutch Shell, e das moedas de grandes produtores como Rússia, Nigéria, México e Canadá. As petrolíferas terão de rever seus projetos, de modo a ajustar os orçamentos elaborados quando os preços estavam elevados. Em um mercado cujo horizonte de planejamento está posicionado 10 a 20 anos à frente, a duração desta fase de declínio é uma questão relevante.

Durante o período de preços altos dos últimos anos, as empresas aceitaram aumentos de custos, o que viabilizou megaprojetos como os que exploram as areias betuminosas do Canadá. Tais projetos são de interesse das grandes empresas por permitirem adicionar novas reservas provenientes de campos grandes e duradouros, compensando a queda de produção de campos mais maduros. Os projetos em andamento possivelmente prosseguirão, uma vez que seus custos já estão contratados, talvez com revisão de valores. Ao se concretizar a postergação de investimentos em novos projetos, o valor dos equipamentos necessários à prospecção e exploração, bem como dos serviços prestados nessas fases, deverão cair. Uma reestruturação patrimonial das petrolíferas também não pode ser descartada, uma vez que elas se endividaram para reforçar um fluxo de caixa que não era suficiente para arcar com todas as despesas. Talvez o melhor projeto para as petrolíferas, grandes e pequenas, seja a busca pela redução de custos de produção e exploração.

Vários países produtores de petróleo deverão enfrentar dificuldades. Países como Irã, Rússia, Síria e Venezuela possuem orçamentos que dependem fortemente das receitas oriundas das exportações de petróleo. A economia russa, por exemplo, entrou em recessão em consequência das sanções impostas pelo Ocidente em resposta às ações de Moscou na Ucrânia. Como metade do orçamento do país depende das exportações de óleo, e sem a perspectiva de poder reduzir despesas em virtude da cara ajuda militar às forças separatistas na Crimeia, há a expectativa de que enfrente dificuldades econômicas significativas se esse quadro perdurar. O Irã se encontra em situação parecida. Este país enfrenta sanções devido a seu programa nuclear e depende do óleo para suprir



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metade de seu orçamento. Talvez ambos, mais o Irã do que a Rússia, se vejam impelidos a buscar acordo que alivie as sanções impostas.

A Venezuela é um exportador de petróleo membro da Opep em situação econômica e política crítica. Com um orçamento inteiramente dependente das receitas provenientes do petróleo, terá de lidar com a rigidez de suas elevadas despesas.

Após oito décadas de monopólio, o recém-aberto setor de petróleo do México parecia promissor. Devido à sua proximidade com o mercado americano, poderia atrair uma significativa fatia dos investimentos petrolíferos mundiais. Porém, a inesperada queda no preço e a consequente redução nos projetos de investimentos ameaçam esse investimento.

Não obstante, há alguns beneficiados com a queda do preço do petróleo: os grandes consumidores e países como o próprio Estados Unidos. Alguns setores, como o aéreo, serão favorecidos pela redução de custos. Este setor tem significativa parcela de custos dependente do preço do querosene de aviação, que é altamente correlacionado ao preço do petróleo. Seu empenho para alcançar ganhos de eficiência e produtividade tem resultado em demanda por equipamentos poupadores de combustível. Assim, pode-se esperar uma economia de caixa para financiar novos projetos ou distribuição de dividendos. O setor petroquímico também deverá ser favorecido pelo barateamento de sua matéria-prima.

Figura 1: Setor de Petróleo dos Estados Unidos (mil barris/dia)

Fonte: IEA (2014)

Figura 2: Preços no mercado à vista (US$)

Fonte: IEA (2014)

4.500

5.500

6.500

7.500

8.500

9.500

10.500

11.500

12.500

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13

Processamento

Importação

Produção

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80

90

100

110

jan 02, 2014 abr 02, 2014 jul 02, 2014 out 02, 2014

Cushing, OK WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars per Barrel)

conjuntura e informação anp 87

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