Clipping Energia (Petróleo/Gás/Renováveis) – 21/02/2019
Bernardo Monteiro, M.Sc, MBA
Coordenador de Operações e Pós-Venda na Roxtec Latin America
Clipping Energia (Petróleo/Gás/Renováveis) – 21/02/2019
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Indian Oil assina primeiro acordo anual para compra de petróleo dos EUA
Reuters
Por Nidhi Verma e Florence Tan
NOVA DÉLHI/CINGAPURA (Reuters) - A Indian Oil, maior refinadora da Índia, assinou seu primeiro acordo anual para compra de petróleo dos EUA, pagando cerca de 1,5 bilhão de dólares por 60 mil barris por dia no ano até março de 2020, para diversificar suas fontes do produto, afirmou o presidente do conselho da empresa nesta segunda-feira.
A IOC, sigla pela qual é conhecida a empresa, é a primeira refinadora estatal indiana a comprar petróleo norte-americano sob um contrato anual, em um acordo que também ajudará a impulsionar o comércio entre Nova Délhi e Washington.
A empresa havia anteriormente comprado petróleo dos EUA em mercados à vista e assinado um acordo de curto prazo em agosto, para comprar 6 milhões de barris de petróleo norte-americano entre novembro e janeiro.
O presidente da IOC, Sanjiv Singh, declarou que o contrato anual começará em abril. Ele se recusou a dar o nome do vendedor ou detalhes dos preços, alegando confidencialidade.
Uma fonte no mercado, que não está autorizada a falar com a imprensa, disse que a IOC assinou um acordo petrolífera norueguesa Equinor, que fornecerá vários tipos de petróleo bruto norte-americano.
A Equinor, que estabeleceu um escritório em Nova Délhi para apoiar as vendas locais, recusou-se a comentar.
A Indian Oil compra cerca de 75 por cento de sua demanda por petróleo por meio de contratos de longo prazo, principalmente com países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).
Preços do petróleo tem alta de 2019, aperto no mercado estimula recuperação de 20%
Commodities18.02.2019 11:46
Investing.com - Os preços do petróleo subiram na segunda-feira como sinais de redução na oferta e a esperança de que EUA e a China possam resolver sua disputa comercial, estimulando as apostas de um reequilíbrio do mercado, provocando uma recuperação no petróleo bruto após as perdas de 2018.
Os contratos futuros de petróleo bruto WTI, negociados em Nova York, tinham ganhos de 35 centavos, ou 0,63%, a US$ 56,33 o barril às 11h34. No intradiário, a commodity tocou nos US$ 56,73, seu melhor nível desde novembro do ano passado.
Além disso, o petróleo Brent, referência para preços do petróleo fora dos EUA, avançava 3 centavos, ou 0,05%, para US$ 66,28. A alta intradiária de US$ 66,84 também foi o melhor nível desde novembro do ano passado.
Um ano de montanha-russa em 2018 viu os preços do petróleo caírem de máximas de quase quatro anos, já que o petróleo West Texas Intermediate perdeu metade de seu valor no espaço de apenas três meses. O petróleo americano caiu 25% no ano passado, enquanto o Brent caiu quase 20%, tornando-se a maior perda anual de petróleo desde 2015, uma vez que as preocupações de escassez se voltaram para preocupações de excesso de oferta em uma época em que a economia global mostrava desaceleração.
Respondendo à ameaça do retorno do excesso global de oferta, a OPEP e um grupo de 10 produtores fora do cartel, liderados pela Rússia, concordaram em cortar coletivamente a produção em um total de 1,2 milhão de barris por dia durante os primeiros seis meses de 2019.
Maior exportador e líder de fato da Opep, a Arábia Saudita prometeu recentemente cortar ainda mais produção além do que o acordo pedia.
“Cortes de produção da Opep e as sanções americanas ao Irã e à Venezuela estão limitando a oferta ”, insistiu Jasper Lawler, chefe de pesquisa do London Capital Group.
O presidente Donald Trump também aumentou a confiança depois de dizer no fim de semana que as negociações com a China estão "indo muito bem" e que Washington está mais perto do que nunca de "ter um acordo comercial real".
Trump acrescentou que removeria as tarifas se os dois lados pudessem chegar a um acordo.
"As tensões comerciais que pesaram sobre o crescimento global estão mostrando sinais de alívio o sentimento de impulso nos mercados e de aumento das perspectivas de demanda de petróleo", explicou Lawler.
A disputa comercial entre as duas maiores economias do mundo tem sido amplamente responsabilizada pela falta de confiança nos negócios, impedindo o crescimento em meio à incerteza e prejudicando as perspectivas para a demanda por petróleo.
A consultoria JBC Energy comentou em uma nota que os cálculos “nos dizem que estamos olhando para o balanço mais apertado (primeiro semestre) em muitos anos e, como tal, um certo grau de suporte ao preço simplesmente faz sentido por enquanto. "
O analista da PVM Oil Associates, Tamas Varga, alertou que ainda existem muitas incertezas pendentes que podem ter um impacto negativo nos preços do petróleo.
“Os dados disponíveis mais recentes, no entanto, apontam na direção de um aperto no mercado. Não é recomendado nadar contra a corrente e atualmente o rio "petróleo" está fluindo para o norte "
Em outras negociações de energia, os contratos futuros de gasolina recuavam 0,18%, para US$ 1,5700 o galão, às 11h44, ao passo que o óleo de aquecimentocaía 0,06%, para US$ 2,0191 o galão
Por fim, os contratos futuros de gás natural avançavam 0,38%, para US$ 2,635 por milhão de unidades térmicas britânicas.
- Reuters contribuiu com esta reportagem
Como o petróleo da América do Norte está a transformar a geopolítica mundial
A Arábia Saudita, a Venezuela e a Rússia, pela sua dependência do petróleo como fonte de receitas, são dos que mais têm a perder com o ressurgimento do petróleo na América do Norte, sobretudo se o ciclo for longo.
1. Se Mefistófeles, o diabo, se quisesse divertir à custa dos humanos, não encontraria melhor do que dar-lhes a riqueza do petróleo. Mefistófeles convenceu príncipes sauditas, oligarcas russos e revolucionários venezuelanos que nada precisavam fazer na vida. Apenas teriam de vender, o mais caro possível, nos mercados internacionais, o líquido escuro e viscoso que este fazia brotar nos seus territórios. Assim, poderiam realizar os seus sonhos, de riqueza, de poder, de expansão do Islão wahhabita, ou revolucionários bolivarianos. Tudo lhes seria permitido.
Para mostrar ao mundo o seu poder, deu a lição do choque petrolífero de 1973. A América de Richard Nixon, que já tinha feito vários pactos com o diabo contra o comunismo e a influência soviética — no Vietname, no Chile, etc. —, mas não no petróleo, julgando, de forma arrogante, não precisar para isso de Mefistófeles, foi punida. O mesmo aconteceu aos seus incrédulos aliados ocidentais. O preço do aumentou, de rompante, 400%. E ninguém duvidou mais dos poderes por si outorgados à OPEP.
Mas Mefistófeles é muito sensível à imagem pública. Não gostou de ver o seu prestígio afectado ao ser confundido com um político sem qualidades, como George W. Bush, na Assembleia Geral das Nações, por um dos seus maiores protegidos, Hugo Chávez. (Ver “Ayer el diablo estuvo aquí. Huele a azufre todavía” in El País, 20/9/2006). Assim, decidiu pregar uma partida aos que se habituaram aos seus favores. Pôs, de novo, o petróleo a jorrar, com grande abundância, na América do Norte, algo que não se via desde 1970. Este não é o enredo literário do Fausto de Goethe, mas uma narrativa irónica da transformação geopolítica ligada ao petróleo.
2. Habituámo-nos a olhar para muitas inovações tecnológicas e empresariais na área das novas tecnologias e economia digital como revolucionárias, devido ao seu enorme impacto social, económico e político. Nomes como Steve Jobs (Apple), Mark Zuckerberg (Facebook), Jeff Bezos (Amazon), ou Larry Page e Sergey Brin (Google), são bem conhecidos e associados às mesmas. As inovações nesta área são cool e atraem grande atenção da opinião pública que, frequentemente, idolatra os seus impulsionadores. Em contrapartida, o old-fashioned sector do petróleo desperta pouco interesse, excepto pelas piores razões. É visto como um negócio sujo, em termos ambientais (poluição), que gera corrupção (de empresários e políticos), e ligado ao pior da política internacional.
Poucos alguma vez terão ouvido falar de George Mitchell, o engenheiro que mais impulsionou a moderna técnica de fracturamento hidráulico (a partir do termo em língua inglesa fracking). (Ver Exxon Mobil, “Pioneers of Innovation: George Mitchell, The Father of an Energy Innovation no one Saw Coming” in Energy Factor, 9/05/2017). Ou de Aubrey McClendon, um empresário praticamente desconhecido fora do meio do petróleo. (Ver “How America's 'most reckless' billionaire created the fracking boom” in Guardian, 30/08/2018).
Este último, com sua ascensão e queda, é provavelmente quem melhor ilustra o ressurgimento da indústria petrolífera norte-americana na última década e meia. A ele se deve uma aposta empresarial inovadora no uso conjugado das técnicas de fracturamento hidráulico e prospecção horizontal, mas também um capitalismo agressivo e sem grandes preocupações ambientais. Mas essa conjugação de tecnologia e investimento empresarial, para além dos ganhos na extracção de petróleo convencional, permitiu fazer chegar ao mercado grandes quantidades de petróleo de xisto (shale oil), um petróleo não convencional produzido a partir de fragmentos de xisto betuminoso.
Não é exagero afirmar que a combinação destas inovações tecnológicas e empresariais transformou, de forma revolucionária, o sector de petróleo/energia, tal como o conhecíamos nas últimas décadas. Ao mesmo tempo, há óbvias implicações geopolíticas que, nesta altura, são ainda difíceis de discernir na sua plena dimensão.
3. No mapa mundial do petróleo o que era impensável há uma década aconteceu. No ano de 2018 os EUA tornaram-se o maior produtor mundial. (Ver U.S. Energy Information Administration, “The United States is now the largest global crude oil producer”, 12/09/2018). Temos de voltar ao mundo pré-1973 para encontrar uma realidade similar. Desde 1970 que os EUA não ultrapassavam a produção de 10 milhões de barris/dia. (Ver “US oil production tops 10 million barrels a day for first time since 1970” in CNBC, 31/01/2018). Em 2018, a sua produção total de produtos petrolíferos terá crescido ao ritmo mais rápido dos últimos 98 anos. Se as previsões da U.S. Energy Information Administration para 2019 se confirmarem, as suas importações de petróleo deverão cair para um valor pouco superior aos 300.000 barris por dia. A última vez que isso sucedeu foi em finais dos anos 1940, durante a presidência de Harry Truman. (Ver “Texas is About to Create OPEC's Worst Nightmare” in Bloomberg, 21/11/2018).
O Texas, nos EUA, está, novamente, no centro da produção petrolífera mundial. (Ver United States Geological Survey, “USGS Announces Largest Continuous Oil Assessment in Texas and New Mexico”, 28/11/2018). Caso as descobertas agora confirmadas pelo Serviço Geológico dos Estados Unidos (UGS) se traduzam, durante os próximos anos, numa exploração petrolífera intensiva, esta área do Texas ocidental e do Novo México — a chamada Bacia Permiana (Permian Basin) — poderá transformar-se no mais produtivo campo petrolífero do mundo, ultrapassando o gigantesco campo de Ghawar na Arábia Saudita. (Ver “Why The Permian Basin May Become The World’s Most Productive Oil Field” in Forbes, 27/12/2018). Mas não é só o Texas que está no centro da revolução petrolífera em curso na América do Norte.
4. O Dakota do Norte é outro lugar da revolução petrolífera em curso. Um local improvável. Na imensidão territorial da América do Norte, localiza-se no seu centro geográfico, na fronteira com o Canadá, muito distante das zonas costeiras do Leste e do Oeste, onde estão as grandes cidades, a larga maioria da população e a actividade económica e empresarial que simboliza o capitalismo norte-americano.
Com uma área superior a 180.000 km² vivem, no Dakota do Norte, menos de 800 mil pessoas, uma larga maioria de ascendência europeia, sobretudo de alemães, escandinavos e britânicos, tendo como actividade económica tradicional a agricultura. É um cenário mais provável para um western, na tradição dos filmes de Hollywood dos anos 1950 e 1960, do que de para uma exuberante indústria petrolífera ligada ao shale oil. Mas a formação Bakken — por vezes designada como Bakken shale — é outro dos centros da revolução energética em curso. Antes da descoberta do shale oil era um dos Estados mais rurais e pobres da federação norte-americana. Em 2001, no ranking dos 50 Estados da federação, estava no 38.º lugar em termos de Produto Interno Bruto (PIB) per capita; em 2012, o seu PIB per capita já superava 30% da média dos EUA. (Ver U.S. Energy Information Administration, “North Dakota sees increases in real GDP per capita following Bakken production”, 12/07/2013). Com a indústria de petróleo vieram, também, os seus ciclos económicos.
A partir de 2014, os produtores shale oil dos EUA e Canadá — onde existem ainda maiores reservas, sobretudo no Estado de Alberta — passaram a ser alvo de uma agressiva guerra de preços movida pela OPEP, em especial pela Arábia Saudita. O objectivo era asfixiar a competição norte-americana, com a queda prolongada do preço do petróleo, e também o rival iraniano, que reentrava nos mercados ocidentais após o acordo sobre o seu programa nuclear de 2015. (Ver “Will the Saudis drive U.S. shale out of business?” in Reuters, 13/11/2014). Na realidade, apesar das dificuldades e falências de várias empresas, a indústria de shale oil dos EUA mostrou, em geral, uma capacidade de sobrevivência inesperada a preços baixos do petróleo no mercado. Voltou a ressurgir no último ano, com a subida dos preços, atingindo níveis máximos de produção. (Ver “North Dakota Oil Output to Hit Record in 2018: Here's Why” in Yahoo! Finance, 23/05/2018).
O mesmo aconteceu do outro lado da fronteira, no Canadá. (Ver “Canadian shale boom triggers quakes in Alberta town as frackers rush to drill new wells” in Financial Post 9/02/2018). Neste último caso era até um país que, apesar do elevado grau de desenvolvimento, poucos associavam a uma imensa riqueza petrolífera. Nesta altura, dispõe das terceiras maiores reservas mundiais de petróleo, convencional e não convencional, o que reforça a ideia da enorme transformação ocorrida no mapa mundial da energia petrolífera.
5. Que consequências geopolíticas podem resultar do ressurgimento do petróleo na América do Norte? No caso dos EUA, ganharam margem de manobra, económica e política. A dependência do petróleo importado — seja do Médio Oriente ou de outras partes do mundo, como a Venezuela — está em valores mínimos do último meio século. Podemos especular se, não fora assim, os EUA avançariam com sanções à Citgo/PDVSA, a petrolífera estatal venezuelana. E se, no caso de Israel, teriam efectuado a transferência da sua embaixada de Telavive para Jerusalém. Afinal, a Arábia Saudita teve o seu momento de maior prestígio internacional quando boicotou o fornecimento de petróleo aos EUA em 1973, saindo em defesa dos árabes/palestinianos na guerra de Outubro desse ano.
Mas o contexto actual é muito diferente. Vamos assistir a uma progressiva retirada dos norte-americanos do Médio Oriente — ironicamente depois das guerras do petróleo, do Koweit em 1991 e do Iraque em 2003 —, agora por desinteresse na região? Talvez, mas ainda é prematuro antecipar essa consequência. Em qualquer caso, os países da OPEP têm, provavelmente, o pior cenário da sua história para enfrentar. Pior mesmo só, talvez, se o Congresso dos EUA — onde republicanos e democratas parecem não se entender sobre assunto nenhum — adoptar a legislação conhecida como No Oil Producing and Exporting Cartels (NOPEC). (Ver “NOPEC Act Is A Big Concern For OPEC Members” in Oilprice, 4/12/2018). Essa possibilidade terá até já levado o Qatar a abandonar a OPEP. (Ver “Qatar abandona la OPEP: por qué su salida pone en riesgo el futuro del cartel petrolero” in BBC, 3/12/2018).
Quanto à Arábia Saudita, à Venezuela e à Rússia, pela sua dependência do petróleo como fonte de receitas, são dos que mais têm a perder com o ressurgimento do petróleo na América do Norte, sobretudo se o ciclo for longo, o que não é possível saber nesta altura. Mas a transformação não é linear. Pode trazer também oportunidades a outras potências de projectarem a sua influência no Médio Oriente e sobre os países da OPEP, colocando problemas estratégicos delicados aos EUA. Por exemplo, a Arábia Saudita e a Rússia fizeram uma aproximação que, anteriormente, seria impensável (nos conflitos militares do Médio Oriente, Síria e Iémen, estão em campos opostos), para concertar níveis de produção e preços do petróleo. (Ver “Saudi Arabia And Russia Make Secret Oil Deal” in Oilprice, 3/10/2018).
Quanto à Rússia, tem agora um interesse acrescido em controlar o petróleo venezuelano via Rosneft, de forma a influenciar os preços internacionais, o que leva a aumentar o seu apoio ao governo de Nicolás Maduro. Mas a Venezuela, para além das sanções económicas e da pressão política externa, sofre, nesta altura, a mossa que o petróleo do Texas e do Dakota do Norte fazem na sua quase única fonte de divisas. Artimanhas de Mefistófeles, ou não, a geopolítica do petróleo, tal como a conhecíamos no mundo pós-1973, parece virada do avesso.
Shell leva em conta limites de limpeza da produção de petróleo
Mikael Holter 18/02/2019 15h55 (Bloomberg) –
Existe um limite para o que pode ser feito a fim de tornar a produção de petróleo e gás menos poluente. Esta foi uma das principais conclusões por trás da decisão da Royal Dutch Shell de estabelecer metas para reduzir as emissões de gases causadores do efeito estufa não apenas de suas próprias operações, mas também dos produtos que vende e que são consumidos pelos outros. Até o momento, é a única grande petroleira a tomar essa decisão. A maior petroleira europeia anunciou que planeja reduzir sua pegada líquida de carbono pela metade até 2050.
Comportamento estranho do barril de petróleo nesta terça-feira
Os preços do petróleo fecharam com resultado misto nesta terça-feira após um fim de semana prolongado. O barril de Brent do Mar do Norte de Londres para entrega em abril fechou a 66,45 dólares, 5 centavos menos que na segunda.
Em Nova York, o barril de WTI para março fechou a 56,09 dólares, um aumento de 50 centavos, seu nível mais alto em três meses. O mercado de WTI não abriu na segunda devido a um feriado se “recuperou” em relação à alta do Brent de segunda, afirmou John Kilduff, da Again Capital.
Além da explicação técnica, a evolução contrastante dos barris de Nova York e Londres reflete os sentimentos contraditórios atualmente no mercado de petróleo. Um dos “fatores-chave” do aumento recente foi “a redução da oferta de petróleo da Arábia Saudita”, comentaram analistas do Commerzbank.
“E as exportações da Arábia Saudita caíram ainda mais em janeiro e fevereiro”, acrescentaram.
A esta queda, se soma “o otimismo do mercado em relação ao sucesso das negociações comerciais (China-Estados Unidos) e às novas sanções contra a Venezuela” a pedido de Washington, disse Benjamin Lu, analista da Phillip Futures.
AFP
Petrobras se prepara para desativar plataformas antigas
Inicialmente, a petrolífera tem planos de desmobilizar oito plataformas até 2021 ao mesmo tempo que deve lançar 13 novas plataformas até 2023
A
Petrobras tem planos de desativar parte de suas plataformas em meio ao aumento de regras ambientais após a tragédia envolvendo a desativação da barragem de Brumadinho, em Minas Gerais.
A informação é do jornal "Valor Econômico" desta terça-feira, 19.
Segundo levantamento da Agência Nacional de Petróleo (ANP), 41% das plataformas (60 unidades) em atividade no Brasil no ano passado tinham 25 anos ou mais de operação. Inicialmente, a petrolífera tem planos de desmobilizar oito plataformas até 2021.
Até o momento, a petroleira mantém, porém, o plano de lançar ao mar 13 novas plataformas até 2023.
Com 136 bilhões de litros, comercialização de combustíveis em 2018 fica estável com relação a 2017
Em 2018, a comercialização de combustíveis no mercado brasileiro ficou estável se comparada ao ano anterior, totalizando 136,060 bilhões de litros (aumento de 0,025% em relação aos 136,026 bilhões de litros registrados em 2017). Os dados foram apresentados hoje (19/02) pela ANP no Seminário de Avaliação do Mercado de Combustíveis 2019 (Ano-Base 2018), no Rio de Janeiro.
Na abertura, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, afirmou que a adoção de preços relacionados à paridade de importação é fundamental para atrair investimentos. "Todos se beneficiam com isso. Queremos, cada vez mais, trazer transparência para o mercado. Precisamos decidir se nós queremos continuar com monopólio, oligopólio, intervenção no mercado, ou se queremos transparência e um mercado competitivo", disse.
Em sua apresentação, o diretor Felipe Kury observou que 2018 foi um ano praticamente estável, mas alguns setores já demonstram recuperação. "O diesel cresceu 1, 4%, o que é um sinal de retomada da atividade econômica. Também houve aumento na comercialização de etanol hidratado, de 42,1%, e de querosene de aviação, de 7,6%", frisou.
Houve crescimento de 1,4% na comercialização de óleo diesel B na comparação entre 2018 e 2017, de 54,772 bilhões de litros para 55,558 bilhões de litros. A elevação é resultado da recuperação econômica, tendo como principais indicativos o aumento no licenciamento de veículos novos (ônibus e caminhões) e de venda de máquinas agrícolas.
O consumo de etanol hidratado (combustível), que havia sido de 13,642 bilhões de litros em 2017, subiu para 19,385 bilhões de litros em 2018, uma elevação de 42,1%. O crescimento foi motivado, em grande parte, pelo ganho de competitividade no preço em relação à gasolina C nos estados com maior produção de etanol. A gasolina, por sua vez, teve redução no volume comercializado de 13,1% em relação a 2017, passando de 44,150 bilhões de litros para 38,352 bilhões de litros.
O etanol anidro (misturado à gasolina) acompanhou a queda verificada na gasolina (13,1%). O etanol total (soma de anidro e hidratado) teve aumento de 16,3% em 2018 frente a 2017, de 25,563 bilhões de litros para 29,740 bilhões de litros.
A alta nas vendas de biodiesel foi de 25,3%, de 4,302 bilhões de litros em 2017 para 5,391 bilhões de litros em 2018, resultado do aumento da mistura obrigatória ao diesel em março de 2018 de 8% (B8) para 10% (B10).
Ainda segundo os dados divulgados pela ANP, a comercialização de gás liquefeito de petróleo (GLP) recuou 1,0%, de 13,389 bilhões metros cúbicos para 13,257 bilhões metros cúbicos. A redução ocorreu devido o aumento dos preços médios ao longo do ano, apesar do crescimento do PIB Industrial de 3,0%.
Houve aumento nas vendas de querosene de aviação (QAV) de 7,6%, de 6,637 bilhões de litros para 7,144 bilhões de litros, motivada pela recuperação do setor de aviação.
No óleo combustível, a queda foi de 31,6%, de 3,385 bilhões de litros para 2,316 bilhões de litros. O gás natural veicular (GNV) apresentou crescimento de 12,3% no volume comercializado, passando de 5,395 milhões de m³/dia para 6,056 milhões de m³/dia.
As importações dos principais derivados de petróleo reduziram 24,5% na comparação entre 2018 e 2017 devido à combinação da retração na demanda interna e do aumento da produção nacional desses produtos. Para o caso dos biocombustíveis, houve redução de 84% das importações devido ao aumento da produção nacional.
Consulte a íntegra da apresentação do seminário em http://www.anp.gov.br/palestra/5047-seminario-de-avaliacao-do-mercado-de-combustiveis-2019-ano-base-2018
Fonte: Redação/Assessoria ANP
Menos 40 mil empregos diretos industriais no RJ com a alta de 98% no preço do gás natural
Estudo elaborado pela gerência de Petróleo, Gás e Naval da Firjan constatou que o preço do gás natural no estado do Rio de Janeiro subiu 98% nos últimos dois anos. A nota técnica “Gás natural: impactos socioeconômicos para o Rio de Janeiro” aponta que o modelo de precificação custou R$ 1,6 bilhão para consumidores de gás fluminenses, colocando em risco pelo menos 40 mil empregos diretos industriais.
De acordo com o coordenador de Conteúdo Estratégico da gerência de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, Thiago Valejo Rodrigues, desde a implementação do novo modelo contratual na região Sudeste, chamado de Contrato Renegociado, pela Petrobras, de janeiro de 2017 até o final de 2018, o preço do gás natural acumulou aumento de 98%.
“Até conseguir ter um mercado dinâmico, com mais fornecedores e uma tarifa menor, a indústria precisa sobreviver”, destaca Valejo, citando que o alto custo está inviabilizando a atividade de segmentos industriais como o de produção de sal, vidro e aço.
O coordenador explica ainda que enquanto avanços regulatórios para o mercado de gás precisam ser implementados, “enquanto isso não acontece, seguiremos reinjetando mais de 30% do nosso gás produzido, ao invés de estimular novos mercados consumidores para desenvolver o estado”. Isto impacta negativamente a competitividade da indústria consumidora de gás natural, bem como também a percepção de economia da utilização de Gás Natural Veicular – GNV.
De acordo como especialista de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, Fernando Montera, o gás natural é um combustível que não é facilmente substituído. Isso não apenas porquê a troca gera custos de adaptação, mas também pelo fato de que a sua utilização é fator de qualidade para o produto final e contribui para o atingimento das metas de redução de emissões de gases de efeito estufa estabelecidas tanto pela COP21 quanto pela Política do estado do Rio sobre Mudança Global do Clima e Desenvolvimento Sustentável.
Para ter acesso a nota técnica “Gás natural: impactos socioeconômicos para o Rio de Janeiro” acesse o link https://bit.ly/2IqXUsr
Fonte: Redação/Assessoria Firjan
FGV Energia lança caderno especial sobre Shale Gas no Brasil
A FGV Energia lança, no dia 21 de fevereiro, o caderno "O Shale gas à espreita no Brasil: desmistificando a exploração dos recursos de baixa permeabilidade", em um seminário sobre o tema, no Rio de Janeiro. Com participação do diretor-geral da ANP, Décio Oddone, e do diretor da EPE, José Mauro, entre outros convidados, o evento tratará da forma como o Brasil pode explorar seus recursos petrolíferos de baixa permeabilidade.
Com o exemplo da exploração e produção de óleo e gás não convencional nos Estados Unidos e Argentina, o Centro de Estudos de Energia da Fundação Getulio Vargas pretende debater junto com os especialistas como o país pode dar os primeiros passos para o desenvolvimento desta atividade no país.
Além do diretor da FGV Energia, Carlos Quintella, o seminário vai contar com a presença do diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires; da professora e coordenadora de pesquisa da FGV Energia, Fernanda Delgado; do assessor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Silvio Jablonski; do gerente de Exploração da Eneva, Frederico Miranda; e de Nicolau Neto, do Ministério Público.
Serviço:
Lançamento – Caderno "O Shale gas à espreita no Brasil: desmistificando a exploração dos recursos de baixa permeabilidade"
Data: 21 de fevereiro
Horário: 9h às 12h
Local: Praia de Botafogo, 190/12º andar – Rio de Janeiro
Programação:
9h às 9h30: Abertura
Carlos Quintella – Diretor da FGV Energia
José Mauro – Diretor da EPE
Décio Oddone – Diretor da ANP
9h30 às 11h30: Painel
CBIE: Adriano Pires
FGV Energia: Fernanda Delgado
MME: Clayton Pontes
ANP: Silvio Jablonski
Ministério Público: Nicolau Neto
ENEVA: Frederico Miranda
11h30 às 12h: Debate aberto ao público
Fonte: Redação/Assessoria
Pacto com o diabo: o petróleo da Venezuela e os EUA
Tal como Fausto, Hugo Chávez fez uma espécie de “pacto com o diabo”, continuado pelo seu actual sucessor, Nicolás Maduro. Para manterem a revolução bolivariana em marcha, e se manterem, a si próprios, no poder, continuaram a vender petróleo (a “alma” da Venezuela) aos EUA.
O negócio da compra e venda de petróleo entre os EUA e a Venezuela poderia inspirar uma nova encenação do Fausto. Teria como enredo os tortuosos caminhos da política internacional do século XXI. Na clássica obra de Johann Wolfgang von Goethe, escrita na transição do século XVIII para o século XIX, Fausto fez um pacto com Mefistófeles, uma das muitas encarnações medievais do diabo. Vendeu-lhe a sua alma em troco de mais sabedoria, de poder e de prazeres na vida terrena: “Fausto: Então convosco também, senhores meus, pode haver pactos? Mefistófeles: Mau é nós prometermos; que faltar-vos nenhum de nós vos falta; é pagamento resvés; nem meio chavo se lhe sisa.” (Ver trad. port. de António Feliciano Castilho, Civilização Editora, 2015, p. 86)
Tal como Fausto, Hugo Chávez fez uma espécie de “pacto com o diabo”, continuado pelo seu actual sucessor, Nicolás Maduro. Para manterem a revolução bolivariana em marcha, e se manterem, a si próprios, no poder, continuaram a vender petróleo (a “alma” da Venezuela) aos EUA, a “encarnação” política pós-moderna de Mefistófeles. É certo que os EUA continuaram a querer comprar petróleo — e a querer derrubar o regime de Hugo Chávez e Nicolás Maduro —, mas isso são artimanhas já expectáveis de um Mefistófeles (Donald Trump).
Ironia à parte, e pondo de lado o imaginário religioso e a inspiração literária, a questão que pretendo analisar é a da racionalidade estratégica de cada um dos actores políticos neste negócio entre inimigos. Começando pelo caso dos EUA, a interrogação é a de saber por que motivo não foram, pelo menos até agora, implementadas sanções económicas bloqueando as importações de petróleo da Venezuela (e as exportações de derivados e produtos refinados para esse país)?
Até agora, as sanções aplicadas têm sido fundamentalmente sobre elementos do regime. Por exemplo, os EUA congelaram todos os activos de Nicolás Maduro no seu território. Outras figuras do regime, incluindo o irmão mais velho de Hugo Chávez, Adán Chavéz, antigo ministro do Poder Popular para a Cultura, sofreram similares sanções. Também Tarek El Aissami, que foi vice-presidente da Venezuela e um dos líderes do Partido Socialista Unido da Venezuela (PSUV), foi alvo de medidas de congelamento de bens e proibição de entrada em território norte-americano. Mas estas medidas tiveram um impacto limitado, sendo fundamentalmente simbólicas. Maior impacto tiveram as sanções financeiras impostas em 2017, proibindo ao sector financeiro dos EUA negociações sobre novos títulos da dívida pública da Venezuela — e pagamento de dividendos ao governo desse país —, alargando tal proibição à Petróleos de Venezuela (PDVSA) e à sua subsidiária nos EUA, a Citgo.
Várias razões podem ser apontadas para a continuidade do negócio petrolífero. Uma primeira razão está ligada aos efeitos negativos que, inevitavelmente, se fariam sentir nas refinarias norte-americanas na costa leste e golfo do México. Tal ocorrência deve-se às fortes ligações existentes no passado entre a indústria petrolífera dos dois países, politicamente próximos até finais dos anos 1990. Algumas das mais importantes refinarias dessa região dos EUA funcionam, tradicionalmente, com petróleo da Venezuela, estando especialmente adaptadas à refinação do petróleo pesado da Venezuela. Uma segunda razão é o provável aumento, ainda que temporário, do preço dos combustíveis no mercado norte-americano. Ocorreria pelo menos até serem encontradas alternativas de fornecimento. Naturalmente que esse aumento desagradaria aos consumidores e geraria críticas políticas internas. Há ainda uma razão política adicional: o impacto de tais sanções pode levar a uma crise humanitária ainda mais grave. Aí os EUA sofreriam também as consequências, pela provável fuga em massa da população venezuelana, dirigindo-se parte desse fluxo ao seu próprio território. Mas a questão não se esgota nestas facetas. Abstraindo da dimensão político-humanitária, o impacto das sanções não seria necessariamente negativo para a generalidade da indústria petrolífera norte-americana, nem para o conjunto da economia dos EUA. Uma parte do sector petrolífero/energia e outros relacionados provavelmente até ganharia com isso. Vejamos melhor a questão.
A indústria de petróleo/energia envolve múltiplas actividades específicas. Não pode, por isso, ser analisada monoliticamente. É complexa nas suas ramificações — extracção, refinação, produção de derivados (gasolina, gasóleo, benzina, gases de petróleo liquefeitos e muitos outros) logística/distribuição, etc. — e é uma actividade tipicamente internacional/global. No caso dos EUA é particularmente importante não perder de vista este aspecto. Como já referido, para as empresas que operam refinarias na costa leste e no golfo do México, especializadas no tipo de petróleo da Venezuela, o impacto das sanções seria negativo. Todavia, já para as suas concorrentes internas, que operam com petróleo com outras origens (doméstico e/ou importado), existiriam vantagens, pois aumentava a procura/vendas. Mas há aspectos mais importantes do que isso. A indústria extractora/produtora de petróleo não convencional (shale oil ou tight oil) — que já é a principal fonte de produção nos EUA — até ganharia com uma subida do preço do petróleo resultante das sanções à Venezuela. A razão é que o seu custo de extracção é relativamente elevado. As sanções trariam, por isso, uma oportunidade para reforçar a produção e investimento no petróleo não convencional a nível interno, que é pouco rentável, em certos casos mesmo inviável economicamente, com o petróleo a custo baixo.
Mas a continuidade do negócio do petróleo entre inimigos — o “pacto com o diabo” — tem outros ângulos e nuances importantes. Quer Hugo Chávez, no passado, quer agora Nicolás Maduro e os seus apoiantes têm acusado, reiteradamente, os EUA de quererem derrubar o seu governo para controlarem os recursos petrolíferos. Importa lembrar que Venezuela tem as maiores reservas mundiais estimadas de petróleo. Mas, sendo assim, qual a razão pela qual a Venezuela continua a vender, ininterruptamente, este precioso líquido ao seu arqui-inimigo, o “império”? Em coerência com a sua estridente retórica, a estratégia adequada seria um boicote da venda aos EUA.
A Arábia Saudita e a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) fizeram isso em 1973, na sequência da guerra israelo-árabe, provocando danos significativos na economia dos EUA e à generalidade dos países capitalistas industrializados. Esse boicote iria não só causar problemas de abastecimento aos norte-americanos como fazer aumentar significativamente os preços de petróleo. Tudo isso seria óptimo para Nicolás Maduro, que luta pela sua sobrevivência política. Nada disso foi feito. A razão não é, apenas, a já anteriormente apontada (a de que uma parte importante do sector petrolífero dos EUA provavelmente até ganharia com isso, aumentando os lucros e a produção interna.)
A Venezuela assumiu em inícios de 2019 a presidência rotativa da OPEP. Mas nem a Venezuela, nem a OPEP têm hoje um poder comparável ao da Arábia Saudita e da OPEP em 1973. Ocorreram, desde então, transformações muito significativas que lhes retiraram margem de manobra. A diversificação das fontes de energia, o aumento do peso dos exportadores não membros da OPEP e o crescimento do petróleo não convencional — tendo aí a América do Norte as maiores reservas mundiais — mudaram muito o quadro energético e geopolítico. Para além disso, a especificidade do petróleo venezuelano, que é, como já referido, do tipo pesado ou extrapesado, apresenta, em termos comparativos, algumas desvantagens assinaláveis. Levanta, desde logo, problemas específicos de transporte e de refinamento, sendo este último mais difícil e mais caro. Necessita de ser pré-refinado para uma espécie de petróleo médio, o que implica a existência de um equipamento caro e adaptado a essa operação nas refinarias — algo que escasseia na Venezuela. A alternativa técnica mais simples é misturá-lo com petróleo ligeiro importado. Para além disso, a maioria das suas reservas situa-se na faixa petrolífera do rio Orenoco. E o referido petróleo pesado, ou extrapesado, para além de levantar problemas técnicos e de custos acrescidos, tem impactos ambientais negativos numa área ecologicamente muito importante para um planeta já cheio de problemas ambientais.
É necessário ainda notar que a explicação para as reservas de petróleo da Venezuela estarem no topo — e terem suplantado as da Arábia Saudita — não resulta só da abundante existência desse recurso energético no seu território. É também a outra face da contínua quebra de produção ocorrida nos últimos anos. O petróleo é uma indústria de capital intensivo e tecnologia que na Venezuela se tornou obsoleta pela falta de investimento. Sinal dos tempos, e da enorme mudança geopolítica ocorrida, a proibição que vigorava desde 1975 nos EUA sobre a exportação do petróleo produzido domesticamente — sequela do choque petrolífero de 1973 e do embargo petrolífero — foi levantada em finais de 2015. As suas empresas podem novamente exportar sem restrições para o mercado internacional. No caso da Venezuela, importou em 2016 mais de 50.000 barris/dia de petróleo ligeiro/diluentes dos EUA. Como já explicado, necessita destes para preparar o seu petróleo pesado para exportação. É mais barato importar dos EUA do que, por exemplo, de Angola, da Nigéria ou Argélia. Num país sem know-how tecnológico e que luta com enorme falta de liquidez em divisas aceites internacionalmente, a sobrevivência do regime leva-o a fazer negócios com o inimigo, mesmo quando estes contradizem flagrantemente a sua retórica.
Até agora, Mefistófeles — o belicoso Donald Trump — tem continuado também com os negócios. Resta saber até quando este “pacto com o diabo” perdurará. O clímax parecer ter chegado com o reconhecimento de Juan Guaidó como presidente da Venezuela e a decisão de Nicolás Maduro de romper relações diplomáticas e expulsar os diplomatas dos EUA. Estão lançados os ingredientes para um final dramático bem mais intenso do que no Fausto de Goethe.
Exportação de petróleo do Irã cresce em 2019 apesar de sanções, dizem fontes
As exportações iranianas de petróleo ficaram acima do esperado em janeiro e estão pelo menos mantendo-se estáveis neste mês, segundo dados de petroleiros e fontes do setor, conforme alguns clientes aumentaram compras devido a isenções temporárias de sanções dos Estados Unidos.
Os embarques têm somado em média 1,25 milhão de barris por dia (bpd) em fevereiro, segundo dados do Refinitiv Eikon, e uma fonte de uma empresa que rastreia as exportações iranianas. Em janeiro, ficaram entre 1,1 milhão e 1,3 milhão de bpd, mais do que se pensava inicialmente.
Uma alta taxa de embarques iranianos poderia pesar sobre os preços do petróleo e trabalharia contra os cortes de oferta liderados pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). O Irã, membro do grupo, negociou uma isenção do pacto de corte de produção.
“Acreditamos que as pessoas estão se adiantando mais ante o prazo”, disse a fonte da indústria que acompanha as exportações iranianas, referindo-se ao fim programado das isenções temporárias de sanções dos EUA, em maio.
O aumento das exportações da República Islâmica poderia estimular novos esforços dos EUA para reprimir seus fluxos. No entanto, isso acarretaria o risco de elevar os preços do petróleo, já que Washington também está tentando restringir as exportações de outro inimigo, a Venezuela.
Os embarques do Irã em fevereiro estão acima do 1,1 milhão de bpd de janeiro, segundo dados da Refinitiv. Já a fonte da indústria estimou as exportações de janeiro em 1,3 milhão de bpd, perto do nível de fevereiro.
Em qualquer caso, os dados estimados para janeiro são superiores às estimativas iniciais— alguns previam que as exportações ficariam abaixo de 1 milhão de bpd, um nível similar ao visto em dezembro.
Fonte: Reuters
Notícias Internacionais – International News
OilPrice Intelligence Report
In today’s newsletter, we will take a quick look at some of the critical figures and data in the energy markets this week.
We will then look at some of the key market movers early this week before providing you with the latest analysis of the top news events taking place in the global energy complex over the past few days. We hope you enjoy.
Before we move on to the data - Make sure you don't miss out on tomorrow's new and improved Oil & Gas Insider, which includes the latest intel on the struggle in Libya's oil crescent and rare data on Canadian crude prices Sign up today for your free trial.
Chart of the Week
- Bank of America Merrill Lynch says that Brent will likely trade between $50 and $70 per barrel over the next five years.
- The bank says that prices will be “anchored” around $60, and that rising U.S. shale supply and OPEC’s willingness to back out production will keep volatility in check.
- However, the bank also said that a global economic slowdown would throw this forecast out of the window. Some worrying economic data in China presents one of the largest downside risks to the oil market.
Market Movers
- Occidental Petroleum (NYSE: OXY) was downgraded two notches by Barclays, from Overweight to Underweight, with a $70 price target. Barclays says the company’s deficit, its aggressive growth target, and its valuation all supported the downgrade.
- Eni (NYSE: E) saw its shares jump on Friday after it reported $1.65 billion in fourth quarter profits, beating expectations.
- U.S. Silica (NYSE: SLCA) reported a fourth quarter loss of $256 million, down from a $72 million profit a year earlier. Frac sand sales were “negatively impacted by the well reported industry headwinds related to budget exhaustion and lack of takeaway capacity, as well as further pricing pressure from a combination of low demand and additional local sand capacity coming on line in the Permian,” CEO Bryan Shinn said in a statement.
Tuesday February 19, 2019
OPEC+ cuts, supply disruptions and an easing of trade tensions between the U.S. and China has boosted crude oil to a three-month high.
Oil nearing a breakout? Some analysts see higher prices ahead, as the OPEC+ cuts create a tighter backdrop. Any unexpected outage could send prices much higher, while a breakthrough in the trade war could remove one of the largest downside risks. “Brent and WTI are both now seriously testing a major resistance zone, around $65 and $55, respectively, the break of which could be the catalyst for another rally,” Craig Erlam, senior market analyst at brokerage OANDA, wrote in a morning market briefing.
Saudi Arabia cutting deep. Saudi Arabia is going above and beyond in its production cuts, but it’s unclear how long Riyadh will be willing to shoulder the burden alone. “Saudi Arabia’s production cuts by more than the required level also serve to offset the lack of compliance shown by countries like Iraq. It is doubtful whether Saudi Arabia will be willing to do so long-term, however. After all, the Saudis are losing market shares to US shale oil producers,” Commerzbank wrote in a note.
Texas to install world’s biggest battery. A 495-megawatt energy storage system combined with a solar farm is set to be installed in Texas. Ironically, the project is intended to support oil operations in the Permian, according to Bloomberg. The energy storage system will be the world’s largest.
VW expands electric offerings. VW (OTCMKTS: VWAPY) announced plans to expand its electric vehicle offerings in the coming years, aiming to add models for the Chinese market. VW is planning on spending 9 billion euros on 20 EV models by 2025.
BP: renewable energy and natural gas dominate growth. According to BP’s (NYSE: BP) latest energy outlook, renewable energy and natural gas will together claim 85 percent of the world’s energy supply growth through 2040. The new analysis “brings into sharp focus just how fast the world’s energy systems are changing, and how the dual challenge of more energy with fewer emissions is framing the future,” BP CEO Bob Dudley said.
Mexico to spend $5.2 billion on Pemex. Mexican President Andres Manuel Lopez Obrador announced a $5.2 billion rescue package for state-owned Pemex. “We’ve taken the decision to support Pemex with everything,” AMLO said last week. “We’re going to launch an initial plan, but if they require more, there will be more support.” The package means that Pemex won’t turn to the bond markets this year. Critics view the state support not only as insufficient to put Pemex on a sustainable path – Pemex is the world’s most indebted oil company – but it will also act as a drag on the Mexican budget.
War on plastic could cut into oil demand. The petrochemical sector is expected to be one of the few sectors that will see large crude oil demand growth over the coming decades. Much of that is the result of turning oil and natural gas liquids into plastics. However, policies targeting plastic use are proliferating. Recycling and bans on single-use plastic could cut the assumed oil demand growth in petrochemicals as much as 20 percent through 2040, the FT reports, and “bring projected peak oil demand forward by a decade.”
India signs oil deal with U.S. Indian Oil Corp., India’s top refiner, signed a deal to buy U.S. oil through March 2020. The company will be the first state refiner in India to sign a contract with a U.S. company (the seller was not named).
Guyana’s oil boom and lessons from Venezuela. Guyana is set to become a petrostate with production expected to reach 750,000 bpd by 2025. WoodMac offered some advice, with lessons learned from the collapse of neighboring Venezuela. A sovereign wealth fund has been useful for other petrostates to smooth out the impacts of booms and busts. Also, other sectors of the economy need to be developed, and investments in infrastructure and education are important.
Citgo removes top executives. Citgo, the U.S.-based subsidiary of PDVSA, removedthree top executives close to Venezuelan President Nicolas Maduro. That could pave the way to allowing the recognition of a new board of directors, shifting power of the company into the hands of the opposition.
European refiners hurt by tight sour crude market. U.S. sanctions on Venezuela are accelerating the losses of heavy sour crude, tightening up sour crude supplies. That has hurt some U.S. Gulf Coast refiners, but also European refiners who now have to pay more for supply. “Looking ahead to April and May it will also be interesting, given that the Venezuelan is gone, and Iran waivers will [likely not be extended],” a crude trader toldS&P Global Platts. “Overall, heavier crudes do very well - heavy North Sea grades, Urals, also we heard heavy sweet from WAF [West Africa] are seeing good deals because the sour market is tight,” he added.
Oil discovery in China could set off shale bonanza. A well test by PetroChina in the western province of Xinjiang shows high potential for commercialization. An estimate by Morgan Stanley says that the shale region could reach 100,000 to 200,000 bpd by 2025.
33 FPSOs to be Sanctioned to 2021
by Andreas Exarheas
Rigzone Staff
Rystad Energy expects 33 FPSOs to be sanctioned from 2019 to 2021.
Rystad Energy has revealed that it expects thirty-three floating production storage and offloading vessels (FPSOs) to be sanctioned from 2019 to 2021, “as oil and gas activity picks up in the offshore sector”.
Five of the FPSOs will require a production capacity above 200,000 barrels per day and ten will require a production capacity between 80,000 and 150,000 barrels per day, according to Rystad Energy.
“This high capacity demand comes mainly from the developments in Guyana and Brazil whereas operators such as Exxon, Equinor and Petrobras … [are] stepping up their deepwater production,” Rystad said in a company statement posted on its website.
Five of the 33 expected FPSOs will require a production capacity between 60,000 and 80,000 barrels per day and the remaining 13 will require a production capacity under 60,000 barrels per day, Rystad Energy revealed.
In November last year, Rystad Energy announced that the global floating production market had stirred back to life after enduring a couple of years in virtual hibernation during the downturn.
“Last year brought some relief to the market, with six new FPSO orders worldwide, and momentum has picked up further this year, buoyed by higher oil prices, technological advancements and lower costs,” Rystad Energy said in a company statement posted in November 2018.
“The overall picture for the FPSO industry is bright, with dozens of new field development projects to pursue over the next two to three years. A key challenge going forward will be project execution and cost control,” Rystad Energy added.
Rystad Energy is an independent energy research and business intelligence company providing data, tools, analytics and consultancy services to the global energy industry. It is headquartered in Oslo, Norway, and has a presence in Houston, Singapore, London, New York, Sydney, Moscow, Stavanger, Rio de Janeiro, Tokyo, Dubai and Bangalore.
Oil and Gas Stepping Up Its Exploration Game
by Andreas Exarheas
Rigzone Staff
After years of budget cuts, oil and gas companies are finally stepping up their exploration game.
After years of budget cuts, oil and gas companies are finally stepping up their exploration game.
That’s according to Rystad Energy, which said improved market conditions and lower well costs have led exploration and production players to “ramp up” their 2019 exploration activities in all parts of the world.
“Renewed optimism in exploration activities is anticipated in 2019, with operators from various segments aiming for multiple high-impact campaigns – both onshore and offshore – in essentially all corners of the world,” Rystad Energy Senior Analyst, Rohit Patel, said in a company statement.
“These include wells targeting large prospects, play openers, wells in frontier and emerging basins and operator communicated high impact wells,” Patel added.
According to Rystad Energy, several wildcat wells planned for 2019 have the potential to be “elephant” finds.
In November last year, Rystad Energy warned of a dwindling global appetite for exploration drilling in 2018 but said a willingness to invest more in exploration in 2019 and beyond “is likely”.
During the same month, a new report from Fitch Solutions Macro Research forecasted that there will be a pick up in oil exploration activity in 2019, compared to last year.
“On an annual average basis, revenues will be boosted by higher oil prices, while still compressed services costs will flatter margins and bolster cash flows. This will give companies greater flexibility to increase their CAPEX and assume more risk,” the report stated.
Offshore Wells to Watch
Earlier this month, Wood Mackenzie’s Vice President of Global Exploration, Andrew Latham, singled out five conventional offshore wells to watch in 2019.
These five wells comprise:
- Peroba
- Brulpadda-1
- Nour-1
- Kingsholm-1
- Jethro
Peroba, a pre-salt prospect in Brazil’s Santos basin, is estimated to hold in-place volumes of more than five billion barrels of oil equivalent (boe). Prospect volumes at Brulpadda-1, located in South Africa’s frontier Outeniqua basin, are estimated at around one billion boe.
Nour-1 is situated in Egypt’s Nile Delta. Nour’s resource is estimated to be about 860 million boe. Kingsholm-1, located in the U.S. Gulf of Mexico’s Mississippi Canyon area, holds an estimated 300 million boe of resource. The Jethro prospect is situated on the Orinduik Block, offshore Guyana. The well will target a 200 million boe prospect.
Oil Holds Gains
by Bloomberg
Sharon Cho
Oil held gains at a 3 month high as investors focused on the prospects for a resolution to the U.S.-China trade war and signs of sliding shipments from the world's biggest crude exporter.
(Bloomberg) -- Oil held gains at a three-month high as investors focused on the prospects for a resolution to the U.S.-China trade war and signs of sliding shipments from the world’s biggest crude exporter.
Futures in New York rose 0.7 percent from their close on Friday, when they capped a 5.4 percent weekly advance. Trade talks between the world’s two top economies are “picking up” as a March 1 tariff deadline nears, according to Steve Censky, the U.S. Department of Agriculture’s deputy secretary. Saudi exports fell by over 1.3 million barrels a day in the first half of February from the same period last month, said tanker intelligence firm Kpler.
Oil has rallied around 23 percent this year as the Organization of Petroleum Exporting Countries and its allies embarked on a campaign to curtail output, while American sanctions on Venezuela and Iran are threatening to curb more supplies. Still, signs of slowing global growth and record U.S. crude production continue to weigh on investor sentiment, making the outcome of the trade negotiations pivotal for energy demand.
“The market has seen a boost in prices from supply curtailments, but the conclusion of the trade talks will be key as it will show where demand is heading,” said Hong Sungki, a Seoul-based commodities trader at NH Investment & Securities Co. “Investors are still nervous that there hasn’t been a clear signal that the trade war will end.”
West Texas Intermediate for March delivery, which expires Wednesday, rose 39 cents from Friday to $55.98 a barrel on the New York Mercantile Exchange at 7:39 a.m. in London. Monday’s transactions will be booked Tuesday for settlement because of the U.S. President’s Day holiday. The more-active April contract gained 33 cents to $56.31.
Brent for April settlement fell 6 cents to $66.44 a barrel on the London-based ICE Futures Europe exchange after rising more than 8 percent during the five sessions through Monday. The global benchmark was at a $10.13 premium over WTI for the same month.
While high-level meetings in Beijing last week made little obvious progress, U.S. President Donald Trump has said he’s willing to delay additional tariff increases as long as there’s movement toward a “real deal.” Chinese trade negotiators headed back to Washington for more talks starting Tuesday.
Kpler estimated Saudi shipments fell to 6.2 million barrels a day in the first half of this month, lower than the level of 6.9 million barrels indicated by Energy Minister Khalid Al-Falih for March. It’s less likely the kingdom will be able to revive exports, given production at its largest offshore field Safaniyah is curtailed, Kpler said.
To contact the reporter on this story: Sharon Cho in Singapore at ccho28@bloomberg.net To contact the editors responsible for this story: Pratish Narayanan at pnarayanan9@bloomberg.net Ovais Subhani, Andrew Janes
China Oil Find Could Trigger Shale Drilling Surge
by Bloomberg
Dan Murtaugh and Aibing Guo
An oil discovery in a remote corner of northwestern China could trigger a surge in shale drilling.
(Bloomberg) -- An oil discovery in a remote corner of northwestern China could trigger a surge in shale drilling, benefiting service companies and providing a needed output boost for the world’s biggest importer, according to analysts at Morgan Stanley.
PetroChina Co. has achieved daily output of 100 tons of oil (733 barrels) at a test well in the Jimsar field in Xinjiang province, suggesting that shale oil has strong commercial potential in the nation for the first time, analysts including Andy Meng said in a Feb. 18 note.
China has had some success in producing shale gas, but advancing on shale oil would be a particular help to the world’s largest crude importer, which has seen output decline since 2015 even as the country’s leadership extols the virtues of energy self-sufficiency. Still, it’s unlikely China will be able to scale the heights of U.S. shale, which accounts for about half of American production, Morgan Stanley said.
The bank estimates shale oil output in China could reach about 100,000 to 200,000 barrels a day by 2025 -- still a sliver of total output. By comparison, the U.S. produced 8.3 million barrels a day in February, according to Rystad Energy.
Nevertheless, excitement over shale could spur more spending and boost revenue for the oilfield service companies that will be called on to handle the higher workloads, Morgan Stanley said. Yantai Jereh Oilfield Services Group Co., which is up 31 percent this year, and SPT Energy Group Inc., which has risen 18 percent, are among the potential beneficiaries, it said.
“We believe the Jimsar shale oil discovery is likely to trigger China’s shale oil revolution,” Meng said in the report. “We expect a further capex rise in 2019, which could make onshore oilfield services names the key beneficiaries.”
While Jimsar is China’s first shale oil find, the country has been drilling shale gas for years. But difficult geology and restrictions that keep drilling in the hands of the state-owned giants have slowed development. While the U.S. Energy Information Administration estimates that China has nearly twice as much underground shale gas as the U.S., the U.S. produced about 639 billion cubic meters of the fuel in 2017, compared to about 9 billion in China.
To contact the reporters on this story: Dan Murtaugh in Singapore at dmurtaugh@bloomberg.net ;Aibing Guo in Hong Kong at aguo10@bloomberg.net To contact the editors responsible for this story: Ramsey Al-Rikabi at ralrikabi@bloomberg.net Jason Rogers, Jasmine Ng
Oil Optimists Look Ready to Take Driver's Seat
by Bloomberg
Alex Nussbaum
Oil optimists look like they're finally ready to take the driver's seat in crude's rebound.
(Bloomberg) -- Oil optimists look like they’re finally ready to take the driver’s seat in crude’s rebound.
For the first time this year, a jump in bets that Brent crude prices will rise far surpassed the move by short-sellers, helping set the tone for money managers’ positioning on the global benchmark. Sentiment is now the most bullish since late October.
So far, the mood had hinged mostly on what short-sellers were up to. But in the week ended Feb. 12, bullish bets rose by 10 percent, the most since late August, according to data released Friday. Wagers on falling prices shrank by 5.5 percent
“Many of the worries we’ve had about demand have dissipated," said Bart Melek, head commodities strategist at TD Securities in Toronto, said in an interview. “That’s convinced people to strap on some risk again."
After surging 15 percent in January’s first ten days, Brent slipped into neutral for more than a month, weighed down by worries over the U.S.-China trade war and record U.S. production. The rally reignited last week after Saudi Arabia and Russia both pledged to expand cuts to their crude output. The S&P 500 joined in, hitting a 10-week high on Friday after reports American and Chinese negotiators had reached a consensus.
Brent closed at $66.25 a barrel on Friday and gained almost 7 percent for the week, more than in the previous four weeks combined. West Texas Intermediate, meanwhile, set a new high for 2019, closing at $55.59 in New York.
With mounting signs of production cuts by OPEC and other top exporters, crude shrugged off more pessimistic signs, including surprisingly weak retail sales and a dip in refinery activity in the U.S. That was partly due to “speculators pushing the upside," said Bob Yawger, director of futures at Mizuho Securities USA.
Net-longs -- the difference between bullish and bearish bets on Brent -- climbed 14 percent to 266,057 futures and options for the week ended Feb. 12, the ICE Futures Europe exchange said on Friday.
Last week’s gains may convince computer-driven traders who make up about a third of the market to liquidate even more of their short bets, said TD’s Melek. Brent passed a series of price thresholds that, based on an analysis of past trading, are likely to trigger more aggressive moves ahead, the strategist said in a note to clients Friday.
The latest information on WTI positioning won’t be available until next month, as the U.S. Commodity Futures Trading Commission is still releasing older data following the government shutdown.
To contact the reporter on this story: Alex Nussbaum in New York at anussbaum1@bloomberg.net To contact the editors responsible for this story: Simon Casey at scasey4@bloomberg.net Carlos Caminada, Joe Carroll
Oil Will Continue to Play Significant Role in 2040
by Andreas Exarheas
Rigzone Staff
Although the precise outlook is uncertain, the world looks set to consume significant amounts of oil for several decades, according to BP's latest Energy Outlook.
Although the precise outlook is uncertain, the world looks set to consume significant amounts of oil for several decades.
That’s according to BP’s latest Energy Outlook, launched in London on Thursday, which considers a range of scenarios.
All the scenarios in BP’s 2019 outlook suggest that oil will continue to play a significant role in the global energy system in 2040, with the level of oil demand in 2040 ranging from around 80 million barrels per day (MMbpd) to 130 MMbpd.
“Significant levels of investment are required for there to be sufficient supplies of oil to meet demand in 2040,” BP’s Energy Outlook report states.
“If future investment was limited to developing existing fields and there was no investment in new production areas, global production would decline at an average rate of around 4.5 percent per annum (based on IEA’s estimates), implying global oil supply would be only around 35 MMbpd in 2040,” the report added.
“Closing the gap between this supply profile and any of the demand scenarios in the outlook would require many trillions of dollars of investment over the next 20 years,” the report continued.
The Energy Outlook explores the forces shaping the global energy transition out to 2040 and the key uncertainties surrounding that transition, according to BP.
The company says it considers the scenarios in the outlook, together with a range of other analysis and information, when forming its long-term strategy.
Chinese oil discovery has Morgan Stanley thinking shale boom
By DAN MURTAUGH AND AIBING GUO on 2/19/2019
SINGAPORE and HONG KONG (Bloomberg) -- An oil discovery in a remote corner of northwestern China could trigger a surge in shale drilling, benefiting service companies and providing a needed output boost for the world’s biggest importer, according to analysts at Morgan Stanley.
PetroChina has achieved daily output of 733 bbl oil at a test well in the Jimsar field in Xinjiang province, suggesting that shale oil has strong commercial potential in the nation for the first time, analysts including Andy Meng said in a Feb. 18 note.
China has had some success in producing shale gas, but advancing on shale oil would be a particular help to the world’s largest crude importer, which has seen output decline since 2015 even as the country’s leadership extols the virtues of energy self-sufficiency. Still, it’s unlikely China will be able to scale the heights of U.S. shale, which accounts for about half of American production, Morgan Stanley said.
The bank estimates shale oil output in China could reach about 100,000 to 200,000 bpd by 2025 -- still a sliver of total output. By comparison, U.S. shale fields produced 8.3 MMbpd in February.
Nevertheless, excitement over shale could spur more spending and boost revenue for the oilfield service companies that will be called on to handle the higher workloads, Morgan Stanley said. Yantai Jereh Oilfield Services Group, which is up 31% this year, and SPT Energy Group, which has risen 18%, are among the potential beneficiaries, it said.
“We believe the Jimsar shale oil discovery is likely to trigger China’s shale oil revolution,” Meng said in the report. “We expect a further capex rise in 2019, which could make onshore oilfield services names the key beneficiaries.”
While Jimsar is China’s first shale oil find, the country has been drilling shale gas for years. But difficult geology and restrictions that keep drilling in the hands of the state-owned giants have slowed development. While the U.S. Energy Information Administration estimates that China has nearly twice as much underground shale gas as the U.S., the U.S. produced about 639 Bcm of the fuel in 2017, compared to about 9 billion in China.
Skandi Olinda vessel begins Petrobras contract
The Skandi Olinda, a Brazilian-flagged flexible lay and construction vessel, has started its eight-year charter contract with Brazilian oil company Petrobras.
The vessel is owned by a joint venture formed between TechnipFMC (50%) and DOF (50%). Under the TechnipFMC/DOF joint venture agreement, TechnipFMC will manage flexible pipelay, and DOF will be responsible for marine operations.
The naming ceremony for the vessel was held in Rio de Janeiro earlier in February.
The Skandi Olinda has a 340-ton Vertical Lay System tower capacity, a 2,500-ton underdeck carousel, and two work-class ROVs, allowing it to lay flexible pipes in water depths up to 2,500 meters. It was built by Vard Promar Brazilian yard, where its sister ship, Skandi Recife, was also constructed.
Arnaud Piéton, President Subsea at TechnipFMC, commented: “We are delighted that the Skandi Olinda is joining our fleet of specialized vessels. This new charter contract with Petrobras reinforces our commitment to the development of the Brazilian market and our extensive ultra-deepwater pipelaying experience.”
DOF Subsea CEO, Mons S. Aase, said: “The extensive newbuild program of 4 PLSVs together with TechnipFMC has combined the subsea and vessel expertise across our organizations. Taking final delivery of Skandi Olinda and commencing the contract with Petrobras marks the successful conclusion of the newbuild program of the joint venture, which now has 6 vessels.”
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Contrato de Porto do Açu deve gerar 13,5 mil empregos, diz ministro
O ministro de Infraestrutura, Tarcísio Gomes de Freitas, disse hoje (18) que a assinatura de contrato de adesão do Terminal da Gás Natural Açu (GNA) no Porto do Açu, localizado no município de São João da Barra, no Rio de Janeiro, deve gerar cerca 13,5 mil empregos diretos e indiretos. O contrato visa a construção de um complexo, que envolve o terminal e a construção do maior complexo termelétrico a gás natural da América Latina.
Feito por meio de uma parceria entre as empresas Prumo Logística, a BP e a Siemens, o projeto da GNA inclui a construção de um terminal de regaseificação de GNL e a instalação de duas usinas termelétricas com capacidade total de 3 GW, contratadas em leilão de energia em 2014. Os investimentos previstos para os projetos das térmicas GNA1 (1,3 GW) e GNA2 (1,7 GW) e do terminal de regaseificação de gás natural liquefeito (GNL) do Porto do Açu somam R$ 8 bilhões até 2023.
Mais duas termelétricas
O início da operação das duas usinas e do terminal está previsto para 2021. A perspectiva é que a energia gerada consiga abastecer 14 milhões de residências. Em uma segunda fase, a partir de 2023, a empresa deve investir mais R$ 8,5 bilhões em mais duas termelétricas e outro terminal portuário.
“São R$ 16,5 bilhões de investimento realizado pela iniciativa privada, com geração de 4 mil empregos diretos e 9,5 mil indiretos. Isso é algo extremamente relevante”, disse o ministro durante coletiva após a assinatura do contrato.
Além da importação de GNL, os planos do Porto do Açu incluem a construção de instalações de processamento de gás e gasodutos para torna-se uma rota de escoamento de gás das bacias de Santos e Campos, o que abre caminho para uso futuro do gás produzido no pré-sal.
Porto Santarém
Antes, o ministro participou da assinatura do contrato de arrendamento referente à outorga e investimentos no Consórcio Porto Santarém, no Pará. O contrato no valor de R$ 175 milhões é relativo à exploração de uma área de 35.097 m² do terminal STM 05 no Porto Organizado de Santarém, destinado à movimentação de combustíveis.
Os recursos deverão ser aplicados na ampliação dos tanques de armazenamento (gasolina, diesel e etanol), no atendimento a requisitos de segurança e na prestação de serviço adequado, conforme previsto em contrato.
A validade do contrato, assinado pelo grupo formado pela Petrobras Distribuidora S.A e Petróleo Sabbá, é de 25 anos, prorrogáveis por mais 25. A previsão é que sejam investidos aproximadamente R$ 175 milhões.
Pujança
O Secretário Nacional dos Portos e Transportes Aquaviários do Ministério da Infraestrutura, Diogo Piloni, o projeto apresentado pelas empresas é muito mais ousado que inicialmente pelo governo. “Isso mostra a pujança que o setor privado tem na proposta de seus projetos”, disse o secretário.
De acordo com o diretor de desenvolvimento de negócios do consórcio, Nilton Gabardo o objetivo é modificar a logística de abastecimento na Região Norte. Todo o combustível que vem do estado do Amazonas, por meio de balsas, passará pelos terminais de Santarém para ser repassado para caminhões-tanque, que farão a distribuição do produto no oeste paraense.
“O projeto viu a oportunidade de transformar a logística do porto, que hoje trabalha com barcaça, para navios de longo curso. É um projeto ambicioso, mas que, se funcionar, a gente muda a logística de suprimento de Santarém na região e impacta até em Mato Grosso”, disse Gabardo.
Fusão
Questionado sobre a possibilidade de fusão entre a Agência Nacional de Transportes Terrestres (ANTT) e a Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq), o ministro disse que ainda não havia uma definição sobre o tema, que ainda está em estudo. De acordo com o ministro, antes de propor a fusão, ele vai conversar com diferentes setores, empresas e parlamentares para discutir sobre a ideia.
"Todos os cuidados serão tomados. Só vamos mandar um projeto neste sentido quando houver certeza de que essa é a melhor saída", disse.
Fonte: Folha Vitória
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