EXTENSÃO DAS ATIVIDADES DE E&P	
Blocos em Exploração abr/11	Campos em Período de Produção *
abr/11	Área de Contrato (km2) abr/11**	Área Efetiva das Bacias Sedimentares
(km2)	% Área Concedida/Área Efetiva	
349	403	341.790,00	2.810.484	12,16%	
Agentes  Econômicos	
Grupos  Empresariais atuando em E&P no Brasil	Nacionais	Estrangeiros	
74	38	36	

Sondas de Perfuração em Atividade*

Tipo da Sonda	2010	ja n/11	fev/11	ma r/11	a br/11	ma i/11	jun/11	jul/11	a go/11	s et/11	out/11	nov/11	dez/11	Em 2011	
Sonda s Terres tres	61	42	44	39	37								-	41	
Sonda s Ma rítima s	66	49	52	44	47								-	48	
TOTAL	127	91	96	83	84								-	89	

Tipo do Poço Explora tório
Des envolvimento

TOTAL

Loca liza çã o Terra Ma r Tota l

Tipo Novos Ca mpos

Número de Poços Perfurados (Concluídos)
2010	ja n/11     fev/11    ma r/11    a br/11   ma i/11   jun/11    jul/11    a go/11   s et/11    out/11   nov/11   dez/11     Tota l 2011
Terra	98	10	10	7	0	-	27
Ma r	118	11	6	6	0	-	23
Terra	497	24	22	18	21	-	85
Ma r	149	12	14	6	3	-	35
862	57	52	37	24	-	170
Notificações de Descobertas (Indícios de Hidrocarbonetos)
2010	ja n/11     fev/11    ma r/11    a br/11   ma i/11   jun/11    jul/11    a go/11   s et/11    out/11   nov/11   dez/11     Tota l 2011
65	9	1	4	4	-	18
84	6	6	6	10	-	28
149	15	7	10	14	-	46
Declarações de Comercialidade
2010	ja n/11     fev/11    ma r/11    a br/11   ma i/11   jun/11    jul/11    a go/11   s et/11    out/11   nov/11   dez/11     Tota l 2011
7	0	0	2	0	-	-	2

* Campos na Fase de Produção nas etapas de desenvolvimento ou produção
** Apenas área concedida com contrato (Concessão e Cessão Onerosa)

PRODUÇÃO
No período de janeiro a abril de 2011, seis campos iniciaram produção, sendo quatro em terra - dois localizados na Bacia de Sergipe-Alagoas (campos de Mato Grosso Nordeste e Aracuã) e dois na Bacia de Potiguar (Campos Trinca Ferro e Chauá). Os dois campos localizados em mar estão na Bacia de Santos (Mexilhão) e na Bacia de Campos (Peregrino).

Ca mpos Ma rgina is
Novos Ca mpos Provis órios Anexa ções a Ca mpos
TOTAL

2	0	0	0	0	-	-	0
21	0	0	0	0	0

30	0	0	2	0	2

Até o mês de abril, dos 403 campos existentes, 322 estavam em produção efetiva (241 em terra e 85 em mar) e 77 estavam na etapa de desenvolvimento da produção, sendo que 44 em terra e 33 em mar.

*Sondas atuando em perfuração de novos poços
Em abril foram iniciados mais dois Testes de Longa Duração (TLD) em reservatórios do Pré-Sal, sendo um na área nordeste do Campo de Lula, na Bacia de Santos, e o outro na descoberta de Brava, na área do Campo de Marlim, na Bacia de Campos,
Também em abril, a Petrobras concluiu o teste de formação no primeiro poço de extensão de Guará, denominado Guará Norte, comprovando as expectativas de alta produtividade no Pré-sal da Bacia de Santos. Durante o teste no poço 3-SPS-69 (3-BRSA-788), localizado no bloco BM-S-9, foram verificadas vazões de seis mil barris por dia de óleo de boa qualidade (30ºAPI). O potencial de produção inicial é de cerca de 50 mil barris de petróleo por dia.
A petrolífera norueguesa Statoil iniciou em abril a produção de petróleo no Campo de Peregrino, na Bacia de Campos. A Statoil é a operadora no Campo com 60% em parceria com a chinesa Sinochem Group (40%). Quando atingir o pico de produção de 100 mil bpd, prevista para abril de 2012, a Statoil passará ao posto de segunda maior operadora no Brasil, em termos de produção.
No mês de abril, a Petrobras anunciou nova descoberta no Pré-Sal, desta vez no Campo de Albacora, na Bacia de Campos, por meio do poço 6-AB- 119D-RJS. Estimativas preliminares de volume indicam potencial economicamente recuperável da ordem de 350 milhões de barris de petróleo.
A ANP aprovou em abril, a venda dos direitos de exploração de petróleo no País da empresa norte-americana Devon Energy para a Britânica BP. O negócio entre a Devon e a BP inclui nove contratos de concessão de blocos em bacias brasileiras, incluindo áreas marítimas na Bacia de Campos e também nas áreas terrestres na Bacia do Parnaíba.
A Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis (SPG), representada pelo Departamento de Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural (DEPG), têm participado ativamente das discussões do Programa de Desenvolvimento para Competitividade para o Complexo

de Petróleo, Gás e Naval (PDC), que tem sido coordenado pelo Ministério
de Desenvolvimento, Indústria e Comércio (MDIC).
O Projeto MA 08 do Comitê Temático de Meio Ambiente (CTMA) do Prominp está em fase de conclusão. Como resultado foi apresentado uma minuta de decreto ao Gabinete do Ministro de Minas e Energia para análise e posterior envio à Casa Civil da Presidência da República. A proposta de decreto resultante do MA 08 visa implantar uma metodologia que inclua a avaliação ambiental no planejamento da outorga dos blocos exploratórios, buscando o aperfeiçoamento e maior previsibilidade do licenciamento ambiental, possibilitando maior segurança jurídica aos empreendedores.

EXPLORAÇÃO
Comparado ao 1º quadrimestre de 2010, o número de sondas atuando na perfuração de novos poços aumentou em 37% (13% em terra e 67% em mar).
Das 46 notificações de indícios de hidrocarbonetos ocorridas no 1ºQ/2011 (18 em terra e 28 em mar), 35 foram de petróleo, sete de petróleo e gás associado e quatro de gás natural. Este número é inferior ao 1ºQ/2010, quando ocorreram 50 notificações.
As 18 notificações em terra localizam-se nas bacias do Recôncavo (8), Sergipe/Alagoas (5),  Espirito Santo (2),  São Francisco (1),  Solimões (1),
Pará/Maranhão (1),
As demais 28 notificações em mar situam-se nas bacias de Campos (20), Santos (6), Espirito Santo (1) e Pará/Maranhão (1).
As empresas privadas informaram 53% das notificações (28% em terra e 72% em mar) e a Petrobras 47% (50% em terra e 50% no mar).
A ANP recebeu até abril de 2011, duas declarações de comercialidade de novos campos, que foram os campos de Patativa e de Tiziu, ambos na Bacia de Potiguar e pertencentes à Petrobras.

Além dos campos em produção efetiva, quinze TLD´s (Teste de Longa Duração) estavam ocorrendo em terra no mês de abril, sendo: Bacia Potiguar (7), Bacia do Espírito Santo (4), Bacia de Sergipe (2), Bacia do Solimões (1) e Bacia do Recôncavo (1). No mar, foram cinco TLD´s em operação, todos na Bacia de Santos, sendo dois na área do Pré-Sal.
No primeiro quadrimestre de 2011 houve um acréscimo de 2,67% na produção de petróleo, se comparado ao mesmo período de 2010. Já o gás natural teve um incremento de 5,61% na sua produção para o mesmo período.
A produção média de petróleo em 2011  (até abril) é de 2,17 milhões bbl/dia, superior em 2,67% à média de 2010 (2,14 milhões de bbl/dia). A produção média de gás natural é de 63,5 milhões de m³/dia, superior em 1,1% à média de 2010 (62,8 milhões de m³ dia).

A produção média prevista para 2011 será de 2,25 milhões de bbl/dia de petróleo e 81 milhões de m³/dia de gás natural.

Página 02	Página 03	Página 04

aumento  da  oferta  de  gás  nacional  ao  mercado,  também  podem  ter influído nessa diminuição.

MME/SPG/DEPG
BOLETIM DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
depg@mme.gov.br	Número 05 – mar/abr 2011

INTRODUÇÃO
Este quinto boletim de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural traz informações relativas ao período de março a abril de 2011. As informações de gráficos e tabelas têm como fonte a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP.

IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO
A balança comercial brasileira de petróleo bruto no primeiro quadrimestre apresentou um superávit 9,04% superior ao mesmo período de 2010. Entretanto, nos meses de fevereiro, março e abril/2011, houve necessidade de uma maior importação, ocasionada pela forte elevação no consumo interno de gasolina (aumento de 4,5% no 1º trimestre). As principais causas para esta elevação foi a alta do preço do etanol, a recomposição de estoques e a importação de uma cesta de óleos mais leve para ser utilizada nas operações da Replan.

Quadro Resumo	Petróleo	Gás Natural	
	Unid.	2009	2010	Δ%	Unid.	2009	2010	Δ%	

1. Reservas Provadas	Bilhões de barris	
12,85	
14,25	
10,9	Bilhões de m3	
366,5	
423,0	
15,4	
Produção (inclui LGN)
Consumo*
Importação
Exportação
Oferta de Gás Nat. Nacional
Oferta de Gás Nat. Importado	Milhões de bbl/dia	2,029	2,137	5,3	Milhôes de m3/dia	57,9	62,8	8,5	
		1,896	1,844	-    2,7		68,9	85,4	24,0	
		0,393	0,338	-  13,9		22,9	34,5	48,0	
		0,526	0,631	19,9					
						22,1	28,0	26,7	
						22,3	33,6	50,6	
7. Relação Reserva/Produção	
Anos	17,4	18,3	5,2	
Anos	21,8	22,7	4,1	

PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS
No primeiro quadrimestre de 2011, o acumulado da arrecadação a título de Royalties e Participação Especial por parte da União, Estados e Municípios tem sido maior 1,15% que o mesmo período de 2011. Isto se deve ao aumento da produção no período e também à elevação do preço do petróleo. Em contrapartida, a variação para baixo da taxa de câmbio, reduz uma maior elevação do montante arrecadado.
Participações Governamentais (Milhões R$) em 2011
Royalties

Foi comercializada a primeira exportação de petróleo produzido no Pré- Sal. O volume de um milhão de barris extraídos do Campo de Lula foi negociado com a estatal chilena Empresa Nacional de Petróleo (ENAP).

Beneficiários
União Estados
Municípios
TOTAL
Beneficiários
União Estados
Municípios
TOTAL

Variáveis
Preço Petróleo (R$/m3) Preço Petróleo (US$/bbl) Brent Dated (US$/bbl)
Preço Gás Natural (R$/103 m3) Taxa Câmbio (RS/US$)

2010	Jan	Fev	Mar	Abr             Mai         Jun          Jul         Ago         Set         Out        Nov        Dez             Total
2.807.075,82  248.027,66    279.932,97     284.906,39    2 65.294,78	812.867,02
2.942.143,42  259.165,72    291.643,39     296.505,22    2 78.233,26	847.314,33
3.356.950,11  295.554,93    333.523,08     338.782,09    3 16.233,62	967.860,10
9.929.990,27  875.425,68    987.059,28    1.003.627,55  9 37.337,40	2.866.112,51
Participação Especial
2010	Jan	Fev	Mar	Abr             Mai         Jun          Jul         Ago         Set         Out        Nov        Dez             Total
5 .835.005,5     4.112,74    1.292.118,84      1.506,14         1.418,50	1.299.156,22
4 .668.004,4     3.290,19    1.033.695,07      1.204,91         1.134,80	1.039.324,97
1 .167.001,1       822,55        255.285,92         301,23            283,70	256.693,40
1 1.670.010,9    8.225,49    2.584.237,67      3.012,28         2.836,99	2.598.312,43
Variáveis Mensais
Média 2010           Jan	Fev	Mar	Abr             Mai         Jun          Jul         Ago         Set         Out        Nov        Dez      Média 2011
792,85            895,51           963,03
71,72	8 5,05	91,84
78,97	9 6,54            103,76
497,26            484,94           466,16
1,76	1 ,67	1,67

*gás: Inclui consumo direto do produtor, nas unidades de E&P, UPGNs e transporte petróleo: óleo cru+LGN

FATOS RELEVANTES
Em sua 22º Reunião Ordinária, ocorrida em 28 de abril de 2011, o CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) aprovou a 11ª rodada de Licitações e aprovou também, a política para aumentar a participação de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. Os textos aprovados foram encaminhados à Presidência da República para a devida

As importações de gás natural seguem em tendência de alta em relação ao 1º quadrimestre de 2010, tendo registrado uma elevação de 29,57% para o período. A demanda vem aumentando motivada pelo crescimento industrial e a elevação no consumo das Refinarias e das Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados – FAFENs. A queda da importação em abril/2011, numa primeira análise, ocorreu pelo aumento da produção de gás associado (+ 1,34 milhão m³/dia) e a queda de 1,86 milhão m³/dia no consumo  térmico.  A  diminuição  da  queima  e  consequentemente  o

PRÉ-SAL – NOVO MARCO REGULATÓRIO
O Projeto de Lei n.º 8.051/2010, que dispõe sobre os royalties devidos em função da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção, em áreas do Pré-sal e em áreas estratégicas, instituído pela Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, continua em trâmite na Câmara dos Deputados, agora apensado ao PL nº 1.618/2003, que trata da distribuição dos royalties e participação especial pela produção de petróleo e gás na plataforma continental.
Enquanto as questões relativas às participações governamentais permanecem em discussão no Congresso Nacional, o Departamento de Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural (DEPG) permanece debatendo os índices de conteúdo local a serem aplicados na cadeia produtiva de E&P com diversas associações de empresas, ANP e Petrobras, buscando o aprimoramento da política para os  futuros contratos de partilha de produção.

avaliação e publicação.
Na 11ª Rodada de Licitações, serão licitados 174 blocos dos quais 87 são em terra e os outros 87 no mar, totalizando 123 mil quilômetros quadrados de área a ser ofertada. Esta Rodada, que deverá ser realizada em setembro próximo, será feita sob as regras do regime de concessão e envolve blocos localizados nos estados do Maranhão, Ceará, Espírito Santo, Amapá, Piauí, Pará, Rio Grande do Norte, Alagoas e Bahia.

A política aprovada pelo CNPE sobre pequenas e médias empresas petrolíferas define o seu conceito, a realização pela ANP de rodadas de licitações permanentes específicas para blocos em bacias maduras e de áreas inativas com acumulações marginais e, autoriza a criação de uma comissão que terá como finalidade acompanhar as ações relativas à política para aumento da participação destas empresas nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA – MME
Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis – SPG

Página 05	Página 06

Departamento de Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural – DEPG