Clipping Energia - Resumo da Semana
Bernardo Monteiro, M.Sc, MBA
Coordenador de Operações e Pós-Vendas na Roxtec Latin America
Clipping Energia (Petróleo/Gás/Naval/Renováveis) – 27/Fev/2023 a 05/Mar/2023
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Resumo da Semana:
Os preços do petróleo estavam relativamente estáveis no início da manhã de sexta-feira, com os temores de inflação e o aumento dos estoques lutando contra o otimismo em relação à economia em recuperação da China. Então começaram a circular rumores de que os Emirados Árabes Unidos estavam pensando em deixar a OPEP e os preços do petróleo caíram drasticamente.
A recuperação econômica da China foi o principal fator de alta para os preços do petróleo nesta semana, depois que o índice PMI do país subiu para 52,6 em fevereiro, a leitura mais alta desde abril de 2012 e um sinal de atividade industrial voltando ao normal. Os especuladores da China impulsionaram os mercados de petróleo a tal ponto que seu sentimento ofuscou os crescentes temores de inflação na União Europeia e o aumento dos estoques dos EUA. Então, na manhã de sexta-feira, o Wall Street Journal informou que os Emirados Árabes Unidos haviam debatido deixar a Opep e aumentar a produção, o que fez com que os preços do petróleo caíssem.
Notícias Locais – Local News
Potigás fecha contrato de oito anos com a Petrobras
Redação TN Petróleo/Assessoria
Após mais de um ano sem poder contar com a Petrobras para o fornecimento de gás natural para o Rio Grande do Norte, a Potigás fechou contrato de oito anos com a Estatal que é a maior produtora de gás natural do Brasil. A partir desta quarta-feira, 1º de março, a Petrobras irá fornecer 40 mil metros cúbicos de combustível por dia, volume que subirá para 100 mil metros cúbicos diários em janeiro de 2024.
A Petrobras havia abandonado o fornecimento de gás para as distribuidoras do Nordeste, tendo optado por não participar da Chamada Pública realizada pela Potigás em 2021. Esse cenário foi revertido a partir de tratativas entre a presidência da Companhia Potiguar de Gás e a Petrobras, garantindo segurança no suprimento de gás para o Rio Grande do Norte através de um parceiro tão estratégico.
Para Marina Melo (foto), diretora-presidente da Potigás, é uma notícia extraordinária para a Companhia e para os consumidores de gás natural do Estado: “É um contrato de extrema importância por tudo que a Petrobras representa para o nosso país e porque isso significa segurança no fornecimento de gás, tranquilidade no abastecimento do nosso mercado, garantia de que podemos seguir aumentando nossa rede e mantendo nossas tarifas”, afirma.
Imposto de exportação de petróleo cru preocupa IBP
Redação TN Petróleo/Assessoria IBP
O Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), principal representante do setor no país, vê com grande preocupação a instituição de um imposto de exportação sobre o petróleo cru, anunciado nesta terça-feira (28.02.2023) pelo Governo Federal.
A indústria de óleo e gás e a sua extensa cadeia produtiva têm importância estratégica para o país. Representa cerca de 15% do PIB industrial e tem uma estimativa de geração de mais de 445 mil postos de trabalho diretos ou indiretos ao ano na próxima década e cerca de US＄ 180 bilhões em investimentos nesse mesmo período. As exportações de petróleo são o terceiro item mais importante da balança comercial brasileira, sendo responsável por um superávit de US＄65 bilhões nos últimos quatro anos.
Desse modo, a tributação das vendas externas, mesmo de forma temporária, pode impactar a competitividade do país a médio e longo prazos, além de afetar a credibilidade nacional no que tange a estabilidade das regras. A criação desse novo imposto também afeta as perspectivas de aumento da produção de petróleo, uma vez que o produto será onerado e sofrerá uma maior concorrência de países que não tributam a commodity.
O período definido para cobrança do novo imposto, por si só, não retira os efeitos de percepção negativa que podem perdurar por longo período, podendo ocasionar atraso ou mesmo cancelamento nas decisões de investimentos em exploração e produção, com potencial efeito negativo na arrecadação de tributos federais e estaduais e na geração de empregos.
EPA propõe mistura maior de etanol na gasolina do Meio-Oeste dos EUA
Reuters,
A Agência de Proteção Ambiental dos EUA (EPA, sigla em inglês) propôs na quarta-feira uma regra que permitiria a venda de gasolina com uma mistura maior de etanol em certos Estados do Meio-Oeste dos EUA --uma vitória para os produtores de milho, mas um potencial desafio logístico para a indústria do petróleo.
A proposta vem em resposta a um pedido dos governadores dos Estados produtores de milho do Meio-Oeste, incluindo Iowa, Nebraska e Illinois, para que a agência suspenda a proibição efetiva do E15, ou combustível contendo 15% de etanol, para reduzir os preços na bomba e ajudar os agricultores.
A proposta da EPA entraria em vigor no verão de 2024, um ano depois do solicitado pelos governadores. A Reuters informou sobre a proposta na terça-feira.
Os defensores da proposta da EPA dizem que o aumento da oferta de E15 reduziria os preços na bomba, expandindo o volume de combustível disponível e ajudando os agricultores nesse meio tempo.
No entanto, os críticos da ideia --incluindo os da indústria de refino-- expressaram preocupações de que uma abordagem fragmentada para aumentar as vendas do E15 poderia levar a desafios de distribuição.
Tanto as indústrias de biocombustíveis quanto as de petróleo disseram que prefeririam uma política nacional que permitisse o E15.
A EPA realizará uma audiência pública para a regra proposta no final de março ou início de abril de 2023, disse.
Petrobras tem lucro recorde e pré-sal financiará parte da transição energética
Presidente da estatal ressalta existir diversas formas de ir costurando e alimentando um futuro verde e sustentável sem tirar o foco atual da extração e produção de petróleo e gás
HENRIQUE FAERMAN, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DO RIO DE JANEIRO (RJ)
Após registrar o maior lucro líquido de sua história, atingindo R$ 188,3 bilhões e subindo 76,6% em relação a 2021, a Petrobras seguirá atuando com foco principal na exploração e produção de petróleo, gás natural e derivados, mas sem deixar de perseguir os caminhos para o protagonismo na transição energética. O presidente Jean Paul Prates disse que esse momento está cada vez mais próximo em direção às diversas fonte renováveis e sustentáveis, e que o próprio core business da estatal irá construir e financiar esse futuro.
“Temos grande evidência na descarbonização com o maior programa do mundo e vamos manter nosso foco no pré-sal, primeiro porque é nossa atividade principal e é importante justamente para financiar em parte essa transição energética”, comentou o executivo durante a teleconferência da companhia nessa quinta-feira, 2 de março.
A produção total comercial da petroleira em 2022 totalizou 2,361 milhões de barris de óleo e gás por dia (Boed). O número representa uma queda de 4% em relação ao ano anterior. Já nas camadas do pré-sal, que correspondem atualmente por 73% do total produzido pela empresa, subiu apenas 1,2% na comparação anual.
Prates ressaltou existir várias formas da corporação ir costurando e alimentando a transição energética sem tirar o foco da extração e produção dos tradicionais combustíveis, que irão angariar 83% dos investimentos da petroleira nesse ano. Pensando mais no longo prazo ele lembra que a eólica offshore e o hidrogênio verde já estão previstos nos planos do setor e que o conhecimento da estatal em águas profundas coloca o Brasil em posição privilegiada nesses mercados.
Presidente da Petrobras respondeu oito perguntas de analistas financeiros na manhã dessa quinta-feira (02)
“Os mesmos fornecedores e prestadores de serviços estão presentes, como armazenamento de carbono, tecnologias de perfuração de poços, reinjeção, entre outros”, destaca o presidente, salientando também que a companhia sequer explora metade do potencial do gás natural brasileiro, classificando-o como o combustível da transição.
Questionado sobre possíveis subsídios para o advento do H2V no país em maior velocidade e escala, Prates afirmou não ver com bons olhos esse tipo de encargo, mas que no futuro poderão ser estabelecidas políticas de governo, incentivos e induções para que a transição desse vetor energético aconteça de forma mais rápida, com a companhia devendo realizar esse tipo de prospecção somente através de parcerias com outras companhias.
“Diria que o hidrogênio não é o carro chefe da nossa análise de curto e médio prazo e que existem fronteiras anteriores, como a própria regulação que está sendo feita aqui no Brasil e em discussão no Senado e na Câmara Federal”, conclui.
Dividendos e resultados financeiros
Sobre uma política adequada de dividendos, o executivo pontuou que as decisões são pautadas entre o conselho, assembleia e diretoria em prol de bons investimentos e em remunerar o acionista. “É possível dialogar com investidores antes de tomar decisões que eles não gostem, tem que ser algo bom ser sócio do estado brasileiro e é isso que queremos seguir adiante”, aponta, confirmando a previsão da robustez de novos lançamentos no futuro.
Por falar no assunto a estatal aprovou ontem o pagamento de R$ 35,7 bilhões em proventos, com dividendos equivalentes a R$ 2,74573369 brutos por ação preferencial e ordinária em circulação. A proposta será levada à Assembleia Geral de Acionistas, que acontece em 27 de abril de 2023.
Quantos aos resultados financeiros, o lucro líquido da petroleira no quarto trimestre de 2022 ficou em R$ R$ 43,341 bilhões, mostrando crescimento de 37%. Como causa principal para o impulsionamento do resultado histórico anual, foi referido o aumento de 43% do preço do barril do petróleo no exterior, além de outros fatores como maiores preços de derivados e gás em um ano de continuidade da retomada da demanda mundial e com oferta impactada pela guerra na Ucrânia.
Assim a receita líquida subiu 48% no ano que passou e o Ebitda atingiu volume recorde de R$ 340,5 bilhões, alta de 45% em relação a 2021, e R$ 73,1 bilhões no último trimestre. Em 2022 também houve um recorde no pagamento anual de tributos e participações governamentais no país: R$ 279 bilhões. A dívida financeira da empresa fechou o período em US$ 30 bilhões, 16% a menos do que no ano anterior.
Outro destaque aferido nas demonstrações financeiras foi a redução de 15% na importação de gás boliviano e de 74% no volume de GNL regaseificado, o que é essencialmente explicado pelo menor despacho termelétrico diante do cenário hidrológico favorável para os reservatórios hidroelétricos.
Em gás e energia os aportes da estatal totalizaram US$ 99 milhões no quarto trimestre, 52% maiores quando comparados ao período anterior, sendo aproximadamente 88% em manutenção. O incremento decorreu em função principalmente de paradas programadas e manutenções corretivas de térmicas.
Mc Kinsey: H2 verde pode elevar PIB gaúcho em R$ 62 bi até 2040
Consultoria foi contratada pelo governo do RS para respaldar plano com estratégias para desenvolvimento do novo combustível do futuro
HENRIQUE FAERMAN, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DO RIO DE JANEIRO (RJ)
A cadeia de desenvolvimento do hidrogênio verde poderá proporcionar uma alta de aproximadamente R$ 62 bilhões no PIB gaúcho e levar a criação de 41 mil novos empregos no estado até 2040, segundo um relatório realizado pela consultoria McKinsey para o governo do Rio Grande do Sul. A autarquia estadual lançou nesse mês um plano com estratégias a serem adotadas para a inserção do novo combustível do futuro na região.
Ao longo de quatro meses, a consultora norte americana levantou dados, entrevistou executivos e especialistas de mercado, mapeou os aspectos distintivos do estado, as demandas interna e externa, os impactos econômicos e os benefícios resultantes do desenvolvimento da cadeia, como a redução de impactos ambientais. Após essas análises, a McKinsey estruturou as diretrizes para o avanço do H2V na região.
No setor produtivo local, o vetor energético poderá ser usado como matéria-prima em refinarias, nos transportes rodoviário, ferroviário e marítimo, em carros de passageiros, na produção de fertilizantes e no aquecimento industrial, dentre outras aplicações. Algumas dessas podem atuar como chave para o desenvolvimento da cadeia no estado, como o uso em refinarias, o aquecimento industrial e o transporte rodoviário, com foco em caminhões.
“Realizamos um estudo técnico robusto e agora o estado passa a ter condições de estabelecer políticas públicas que vão estimular ainda mais o setor, como financiar a substituição de transporte coletivo por veículos movidos a hidrogênio, entre outras frentes”, assinalou o governador Eduardo Leite.
Conforme o estudo da McKinsey, a demanda pelo insumo poderá chegar a 2,8 milhões de toneladas em 2040. Por enquanto o estado possui memorandos de entendimento junto ao fundo de investimento Sumitomo Corp Americas e as empresas Neoenergia, Enerfín, White Martins e Ocean Winds, que firmaram parcerias com o para realizar estudos ou implementar projetos relacionados ao combustível. Boa parte dessas iniciativas também considera a integração com investimentos em eólica offshore e alguns até na chamada nearshore, como em lagoas.
Governador do RS lançou mapeamento estratégico com infraestrutura e potencial do estado para cadeia do H2V (Divulgação)
O relatório também apontou dez localidades do Rio Grande do Sul com condições mais favoráveis ao desenvolvimento dessa atividade: Cambará do Sul/Arroio do Sal, Dom Pedrito, Giruá, Mostardas, Porto Alegre, Rio Grande, Santa Vitória do Palmar, São Francisco de Assis, Uruguaiana e Vila Nova do Sul.
A secretária do Meio Ambiente e Infraestrutura, Marjorie Kauffmann, reforçou os diferenciais competitivos do RS, citando os mais de 100 GW entre energia eólica e solar mapeadas, além de locais propícios como o Porto de Rio Grande, que tem infraestrutura e logística apropriadas para esse mercado, além de outras localidades que também apresentam essa aptidão.
Por sua vez o secretário da Casa Civil, Artur Lemos Júnior, comentou a possibilidade de o estado se tornar líder na produção de H2V no Brasil, afirmando que o estudo contratado demonstra esse potencial. “O diferencial é que temos mercado interno para suportar o início da produção para depois buscarmos o mercado externo”, destacou.
Atualmente 82% da matriz elétrica gaúcha é renovável, com a estrutura portuária propícia para facilitar o escoamento da produção devido à posição estratégica e privilegiada e à sinergia com diversas cadeias produtivas. A energia eólica chegou a 19%de representatividade em 2020 e possui ainda 10 GW licenciados e capacidade total de 103 GW em terra e 108 GW offshore. Aliás, também foi assinado recentemente um acordo de cooperação entre o governo e a prefeitura de Rio Grande, para a efetivação de ações que priorizem a transição energética e o plano de descarbonização.
Mais informação e competitividade
A produção de hidrogênio verde no Rio Grande do Sul está entre os focos de atuação do Sindicato da Indústria de Energias Renováveis do RS (Sindienergia-RS). Na avaliação do presidente do sindicato, Guilherme Sari, o estudo é um passo importante dado pelo governo, de forma a divulgar as oportunidades para o futuro. “Entendemos ser fundamental termos um conhecimento mais aprofundado de todo o processo. Há muitos investidores e um mercado a ser trabalhado com foco no uso interno e no Mercosul”, destacou.
Já sobre uma possível menor competitividade logística em relação ao Nordeste como futuro exportador do insumo, já que a região fica mais próxima a Europa, um dos principais mercados que irão demandar o H2V, Sari aponta que essa questão dependerá de outros fatores e que o estado possui um mercado local com demanda e a possibilidade de uso do H2V no agronegócio, setor em que o estado e o Centro-Oeste são muito fortes, e que podem demandar essa necessidade pelo insumo. “Além disso tem todo um mercado de países vizinhos como potencial importadores dessa demanda, com o Mercosul podendo ser sim uma alavanca para esta produção”, complementa.
De acordo com o sócio co-fundador da consultoria Trust & Co, Juliano Pereira, o fato de o estado ter tomado a frente de investir no estudo é de grande importância para diminuir as incertezas e os riscos provenientes de um mercado novo. E se por um lado é complicado atender o mercado europeu de forma competitiva, por conta de questões geográficas e de infraestrutura, por outro, o conceito de autossuficiência, em termos de demanda do estado para atender a produção local, é um conceito promissor. “Pode permitir que tenhamos um fator de diferenciação e colocar essa indústria de pé”, completa.
Pereira também ressalta que tradicionalmente a estruturação financeira dos grandes projetos de geração renovável necessitam de uma entidade que garanta a demanda da energia no longo prazo. Com base na credibilidade dessa instituição é que os empreendedores assumem os riscos do processo de licenciamento ambiental, de engenharia, de execução, entre muitos outros, em troca de um retorno esperado, suportados por instituições financeiras. “No caso específico do Hidrogênio Verde não consigo ver ainda de forma clara qual vai ser o garantidor dessa demanda”, conclui,
Edital da Oferta Permanente de Concessão contará com três novas áreas
Redação TN Petróleo, Agência ANP
A Diretoria da ANP aprovou hoje (2/3) a inclusão de dois blocos exploratórios (PRC-T-54 e ES-T-399) e uma área com acumulações marginais (Japiim) no edital da Oferta Permanente de Concessão (OPC). O objetivo dessa atualização é fomentar o desenvolvimento do setor, ampliando os objetos em oferta.
Com a nova inclusão, o edital passará a contemplar um total de 1.098 blocos exploratórios, além da área de Japiim.
Essa alteração se dará na versão do edital que sofreu aprimoramentos recentes em seu regramento, objeto da Consulta e Audiência Públicas nº 21/2022, e aprovada pela Diretoria Colegiada em dezembro de 2022.
Atualmente, essa versão se encontra em análise pelo Tribunal de Contas da União (TCU), a quem compete fiscalizar e garantir a regularidade do processo. A previsão é que seja publicada até abril de 2023.
Já a nova alteração do edital, aprovada hoje, passará por audiência pública, prevista para o dia 14/03.
Petrobras participará ativamente, mas conteúdo local depende de esforço coletivo, afirma Prates
Danilo Oliveira INDÚSTRIA NAVAL PORTOS E NAVIOS
Presidente da companhia disse que governo deseja muito ver esse setor reerguido, participando mais do que atualmente e descobrindo novos horizontes para construção local
O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, disse, nesta quinta-feira (1º), que a companhia terá participação ativa na busca pela ampliação do conteúdo local, mas que essa nova abordagem depende de um esforço coletivo na busca por políticas públicas para a redução de custos que hoje impedem a contratação de projetos na indústria naval brasileira. No setor, ainda que se tenha os pés no chão quanto à volta de grandes obras em estaleiros locais, existe uma expectativa de que o governo possa fomentar novos programas como o Prorefam e o Promef, que permitiram a construção de embarcações de apoio marítimo e de de navios para a Transpetro.
“Não basta a Petrobras querer fazer isso, precisa haver condição para fazer. Precisa que a estrutura dos estaleiros, da indústria naval e outras coisas que ela eventualmente compra fora se apresentem em condições competitivas”, afirmou Prates, durante coletiva de imprensa sobre os resultados da companhia no 4º trimestre do ano passado.
Prates considera que, nos últimos anos, houve uma ‘destruição’ do ciclo virtuoso da indústria naval, que resultou no encarecimento do custo dos projetos em estaleiros nacionais e fez com que os avanços alcançados pelo setor nos anos 2000 praticamente voltassem à estaca zero. “Se fizer um levantamento hoje, tem equipamento que sai não 30%, mas 3 ou 4 vezes mais caro”, apontou.
O presidente da Petrobras acrescentou que, quando há discrepância nesse nível, é preciso haver uma política pública e outro tipo de abordagem para atacar esses problemas. "Vamos participar ativamente dessa nova abordagem. O presidente Lula deseja muito ver esse setor reerguido. Se não fazendo exatamente o que fazia antes, pelo menos participando muito mais do que participa hoje e até descobrindo novos horizontes", salientou.
Prates enxerga, num primeiro momento, potencial para construção de barcos de apoio e módulos de plataformas. Entre as novas apostas, Prates mencionou um potencial demanda por montagem de equipamentos para eólicas offshore. O presidente da Petrobras explicou que a montagem e finalização dessas estruturas, devido às dimensões até quatro vezes maiores que os similares em terra, precisam ser feitas localmente, antes de partirem do cais para o parque gerador no mar.
"Infelizmente teremos que recomeçar todo esforço que foi feito naquela época de analisar as condições desses setores, o que precisam, quem precisam capacitar, como vão se financiar para poder concorrer com alternativas que nos restaram hoje. Petrobras hoje faz isso fora porque praticamente não foi desenvolvida essa opção. Vamos participar ativamente, mas sozinhos não dá para fazer esse trabalho", avaliou.
Produção nacional de petróleo em janeiro registra recorde de 3,274 MMbbl/d
Da Redação OFFSHORE PORTOS E NAVIOS
A produção total em janeiro foi de 4,175 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), sendo 3,274 milhões de barris diários de petróleo (bbl/d) e 143,215 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia (m³/d). No petróleo, houve aumento de 6,5% na comparação com o mês anterior e de de 8% em relação a janeiro de 2022. A produção de petróleo superou a do mês de outubro de 2022, quando foram produzidos 3,148 milhões de bbl/d, maior volume registrado até então. No gás natural, a produção cresceu 2,2% em relação a dezembro de 2022 e 4,2% na comparação com o mesmo mês do ano anterior.
Pré-sal
A produção no pré-sal em janeiro foi de 3,168 milhões de boe/d e correspondeu a 75,9% da produção brasileira. Foram produzidos 2,489 milhões de bbl/d de petróleo e 107,8 milhões de m³/d de gás natural por meio de 141 poços. Houve aumento de 6,1% em relação ao mês anterior de 8,8% na comparação com o mesmo mês do ano anterior. A produção no pré-sal também superou a maior já registrada até então, também em outubro de 2022, quando foram produzidos 3,142 milhões de boe/d.
Aproveitamento do gás natural
Em janeiro, o aproveitamento do gás natural foi de 97,1%. Foram disponibilizados ao mercado 50,96 milhões de m³/d e a queima foi de 4,15 milhões de m3/d. Houve aumento na queima de 11,8% em relação ao mês anterior e de 28,3% na comparação com janeiro de 2022.
Origem da produção
Em janeiro, os campos marítimos produziram 97,9% do petróleo e 86% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foram responsáveis por 89,98% do total produzido. A produção teve origem em 5.661 poços, sendo 508 marítimos e 5.153 terrestres.
Campos e instalações
No mês de janeiro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, registrando 804,4 mil bbl/d de petróleo e 38,54 milhões de m³/d de gás natural. A instalação com maior produção de petróleo e gás natural foi a FPSO Guanabara, que produziu 170,732 mil bbl/d de petróleo e 10,97 milhões de m3/d de gás natural na jazida compartilhada de Mero.
Chevron recorre à Sembcorp Marine para ajudar a descarbonizar sua frota de gaseiros
Da Redação INDÚSTRIA NAVAL PORTOS E NAVIOS
A gigante de energia Chevron firmou um acordo com a Sembcorp Marine, com sede em Cingapura, para ajudar a reduzir a intensidade de carbono de sua frota de navios gaseiros transportadores de GNL.
Pelo acordo, a Sembcorp Marine, por meio de sua subsidiária integral Sembcorp Marine Repairs & Upgrades Pte. Ltd, instalará tecnologias destinadas a reduzir a pegada de carbono das embarcações, como um sistema de reliquefação, lubrificação de ar do casco e um novo compressor de gás. Juntas, espera-se que as mudanças reduzam o desperdício de carga, reduzam o consumo de combustível e aumentem os volumes de carga entregues.
A Chevron opera 10 transportadores de GNL por meio de sua subsidiária Chevron Shipping Company. As mudanças buscam alinhar a frota às metas de descarbonização estabelecidas pela Organização Marítima Internacional (IMO).
“Estamos entusiasmados em trabalhar com a Sembcorp Marine para nos ajudar a avançar em nossas metas de baixo carbono”, disse Mark Ross, presidente da Chevron Shipping Company. “Acreditamos que o GNL será um componente chave da transição energética global nos próximos anos, e a Chevron está focada em continuar seu investimento de capital disciplinado em nossa frota de GNL.”
A Sembcorp Marine fornecerá à Chevron serviços de engenharia, aquisição, instalação e comissionamento. Prevê-se que a obra esteja concluída em meados de 2025.
Svitzer expande atuação para Porto de Salvador/Aratu
Da Redação PORTOS E LOGÍSTICA PORTOS E NAVIOS
Subsidiária de apoio portuário do grupo Maersk posicionou 2 rebocadores de alta capacidade no porto baiano e espera fortalecer presença capacidade de atender clientes na região e no litoral brasileiro
A Svitzer anunciou, nesta segunda-feira (27) que expandiu a presença no Brasil para oferecer operações e serviços no Porto de Salvador, Aratu e terminais na Baía de Todos os Santos. A subsidiária de reboque do grupo Maersk posicionou dois rebocadores de alta potência para atender sua carteira de clientes na região. De acordo com a empresa, o Svitzer Jamil Darian e o Svitzer Zoe, são rebocadores modernos da Svitzer trarão novas possibilidades para manobras mais complexas e assistência de diferentes tamanhos de navios no Porto de Salvador e Aratu.
A empresa de apoio portuário destacou que a nova localização portuária aumenta o alcance e a capacidade da empresa para oferecer serviços de reboque de alta qualidade aos seus clientes na região. Para atender o porto baiano, a Svitzer contratou um total de 12 tripulantes, que passaram por um treinamento de acordo com os padrões internacionais da empresa com foco na segurança da navegação nos portos.
O diretor-geral da Svitzer Brasil, Daniel Reedtz Cohen, destacou que a expansão para os portos de Salvador e Aratu é mais um marco importante na estratégia de crescimento no Brasil. “O Brasil continua a crescer em seu papel como um ator-chave no ecossistema do comércio global, com o consequente aumento da atividade portuária. A Svitzer dedica-se ao seu papel na cadeia de suprimentos e ao atendimento aos clientes da região. Com esta última entrada em Salvador e Aratu, fortalecemos nossa cobertura no litoral brasileiro e presença no país”, afirmou.
A Svitzer anunciou recentemente um novo programa de construção composto por 6 novos rebocadores, o primeiro dos quais foi entregue e colocado em funcionamento no Porto de Pecém (CE) no início deste mês. Com o novo programa de construção, a Svitzer pretende continuar a expandir sua cobertura na costa brasileira nos próximos anos. A Svitzer opera no Brasil desde 2015 e agora está presente em 8 portos do país.
Gasoduto Subida da Serra abre um novo horizonte na competição do mercado de gás no país
A construção do Subida da Serra permitirá o estabelecimento de um ambiente de mercado competitivo, com aumento da oferta, inclusive para as demais distribuidoras
Por Bruno Armbrust – Editora Brasil Energia
Com colaboração de Sérgio Soares, consultor associado da ARM
O novo gasoduto de distribuição desenvolvido pela Comgás, denominado “Subida da Serra”, vem gerando uma reação negativa dos transportadores capitaneados pela ATGás, Associação dos Transportadores de GN, com o argumento de que o Subida da Serra teria características que se assemelham a um gasoduto de transporte.
Cabe inicialmente esclarecer que o Subida da Serra é um ativo que integrará a infraestrutura de distribuição de gás canalizado do Estado de São Paulo e foi devidamente analisado e autorizado pela Arsesp – Agência Reguladora de SP, dentro do Plano de Investimento que fez parte do processo da 4a Revisão Quinquenal de Tarifas (ciclo quinquenal de 2018 a 2024), sendo que o projeto cumpre todos os requisitos legais pertinentes à regulação estadual e às normas federais vigentes, além de seu impacto na margem de distribuição ser pouco relevante considerando o Plano de Investimentos da Comgás.
Vale destacar que o gasoduto terá um importante papel na expansão da oferta de gás ao Estado de SP e contribuirá significativamente para a modicidade tarifária, representando um ganho de eficiência que será repassado aos consumidores (passthrough), em função da regulação vigente do serviço público de distribuição de gás canalizado.
O gasoduto se encontra em fase final de construção e ampliará a capacidade de distribuição de gás na área de concessão da Comgás. Seu custo representa cerca de 10% do total do Plano de Investimento da distribuidora e trará importantes benefícios para os usuários de gás no Estado de São Paulo, contribuindo para aumentar: i) a eficiência do serviço prestado; ii) a modicidade tarifária; e iii) a diversificação de fontes de suprimento e segurança do abastecimento, com consequente aumento da segurança energética e da livre concorrência do gás no Estado de São Paulo. Esses atributos do projeto Subida da Serra correspondem aos preceitos contidos na Resolução do CNPE Nº 16, de 24 de junho de 2019, na nova Lei do Gás e na Lei federal Nº 9.478, de 6 agosto de 1997, bem como no Contrato de Concessão da Comgás.
Portanto, ao contrário do que alguns argumentam, o Subida da Serra não impedirá o aproveitamento de todo o potencial que ele poderia proporcionar ao mercado brasileiro de gás se fosse um gasoduto de transporte.
Outro questionamento que é feito reiteradamente é o de que o Subida da Serra tem as características de um gasoduto de transporte tais como: distância, diâmetro e pressão. Pode-se afirmar que tal questionamento não procede, porque somente estas características não são suficientes para classificar um gasoduto como sendo de transporte ou de distribuição. Vários gasodutos de distribuição no país possuem características em nível e magnitude similares às encontradas na maioria dos gasodutos de transporte.
Não bastasse todo o argumento anterior, a Lei do Gás estabeleceu que um gasoduto de distribuição destinado à movimentação de gás natural, cujas características técnicas de diâmetro, pressão e extensão se assemelhem às de um duto de transporte, ficam com a classificação preservada, desde que esteja em implantação ou em operação na data da publicação dessa Lei, que é o caso do Subida da Serra.
No Rio de Janeiro, pode-se citar alguns exemplos como o gasoduto Japeri – Santa Cruz, que tem como principais consumidores as UTES Furnas Santa Cruz e Governador Leonel Brizola, e que, atualmente, é a principal entrada de gás da região metropolitana do Rio de Janeiro para o mercado não termelétrico. Além deste, o gasoduto construído recentemente para atender a UTE Marlim Azul também é reconhecido como uma rede de distribuição no marco regulatório estadual do Novo Mercado de Gás.
No Município de Campos, no estado do Rio de Janeiro, na área de concessão da CEG Rio, a rede de distribuição local é suprida por dois pontos distintos. O 1º deles é o gasoduto de distribuição Gascam, que distribui gás proveniente da UPGN de Cabiúnas, e o outro é o City Gate de Campos, que deriva gás do gasoduto Cabiúnas-Vitória (Gascav) da transportadora TAG.
Portanto, caso a região venha a necessitar maior oferta de gás, o abastecimento poderá ser feito pelo city gate da TAG ou a partir da duplicação do Gascam. Caberia à CEG Rio analisar qual alternativa traria maior eficiência e modicidade tarifária. A decisão de utilizar ou não a infraestrutura de transporte cabe à distribuidora, com o devido aval do regulador estadual.
Um projeto similar ao do Subida da Serra poderia ser desenvolvido no Rio de Janeiro, com ganhos para a modicidade tarifária: uma rede conectada, a partir de uma FSRU instalada no porto de Itaguaí, ao gasoduto de distribuição Japeri-Santa Cruz, permitiria abastecer grande parte da região metropolitana da cidade do Rio de Janeiro, sem transitar pelo transporte, o que reduziria as retiradas de gás no City Gate de Japeri.
Assim, o Subida da Serra, ao viabilizar a distribuição de gás tão somente ao mercado consumidor final da área de concessão da Comgás, já o caracteriza, sem sombra de dúvidas, como um gasoduto integrante da malha de distribuição da distribuidora, desempenhando a função de distribuição de gás canalizado.
Nesse sentido, a construção do Subida da Serra, ao contrário do que alguns pregam, permitirá o estabelecimento de um ambiente de mercado competitivo, com aumento da oferta, inclusive para as demais distribuidoras, o que, pela Lei da Oferta e Demanda, deveria provocar uma redução nos preços da molécula do gás e do transporte.
A partir do início de operação do Subida da Serra, será inevitável o estabelecimento da livre concorrência no mercado de gás natural, pelo fato de a malha de distribuição da Comgás continuar interligada às redes de transporte da TBG e da NTS, e, por conseguinte, às outras regiões produtoras de gás natural.
O Subida da Serra, portanto, não representa restrição, mas sim incentivo à competição e aumento de eficiência, pois viabilizará a distribuição de gás recebido nos city-gates da distribuidora por diferentes fontes. Cada fonte terá formação de preços distinta, permitindo uma melhor gestão das inflexibilidades e penalizações, típicas dos contratos de transporte, o que gerará maior eficiência na prestação do serviço público, sendo a recíproca verdadeira para os consumidores livres acessarem diretamente os produtores.
Cabe aos transportadores focar na busca da redução de suas tarifas e multas por falhas, e, ao mesmo tempo, promover a simplificação de seus contratos de forma a permitir que os seus serviços sejam uma alternativa de menor custo se comparado a outros projetos.
O que está em jogo é a competição pelo mercado, onde será mais competitivo aquele que apresentar o menor custo para o consumidor final. Este deve ser o principal objetivo do processo de liberalização do mercado gás no país.
Bruno Armbrust é sócio fundador da ARM Consultoria, ex-presidente do grupo Naturgy na Itália de 2004 a 2007 e no Brasil de 2007 a 2019.
Em período de férias, consumo de etanol aumenta 4,8%; gasolina sobe 15%
Com maior movimentação nas estradas em janeiro, demanda pelo biocombustível chegou a 1,06 bilhão de litros
NovaCana
O uso de etanol começou 2023 demonstrando leve recuperação em relação ao ano anterior. Em janeiro, os abastecimentos somaram 1,06 bilhão de litros do biocombustível, alta de 4,8% em relação ao mesmo período de 2022, quando foram consumidos 1 bilhão de litros. Na comparação com janeiro de 2021, por outro lado, a queda chega a 38,1%.
Entretanto, a parcela de mercado do biocombustível segue em declínio. O consumo da gasolina chegou a 3,76 bilhões de litros no primeiro mês do ano, com um aumento anual de 15%.
Com isso, o etanol hidratado representou apenas 16,6% do total abastecido com combustíveis do ciclo Otto no mês. Em 2022, o índice foi de 17,9%; no ano anterior, de 27,5%.
Assim, o consumo total de combustíveis do ciclo Otto chegou a 4,5 bilhões de litros de gasolina equivalente em janeiro, um acréscimo de 13% ante os 3,98 bilhões de litros vistos em 2022. Em comparação com o mesmo mês em 2021, a alta foi de 2,6%.
Em São Paulo, maior estado produtor e consumidor do biocombustível, o aumento na demanda por etanol foi de 16,7%, com 571 milhões de litros. No mesmo mês de 2022, o consumo foi de 489 milhões de litros.
O volume, entretanto, representa uma queda de 34,2% em relação a 2021, quando os motoristas utilizaram 868 milhões de litros.
A consultoria StoneX prevê que o consumo de etanol deverá subir 5,4% neste ano, alcançando 16,4 bilhões de litros. A estimativa já considera a volta da cobrança dos impostos federais, decisão confirmada pelo governo nesta quarta-feira, 1º, com um retorno gradual do PIS/Cofins e Cide. A alta do etanol será de R$ 0,02/L e para a gasolina chegará a R$ 0,47/L, neste primeiro momento.
Como ficaria Brasil em ranking de gasolinas mais baratas do mundo após reajuste
BBC
O aumento do preço da gasolina projetado pelo governo brasileiro pode fazer com que o país caia mais de dez posições no ranking das gasolinas mais baratas do mundo.
Pelo ranking semanal elaborado pelo site Global Petrol Prices, o Brasil é hoje o 29º país com a gasolina mais barata do mundo, com um preço médio de R$ 5,07 por litro. Com as mudanças anunciadas nesta semana, o Brasil cairia ao menos para 42º no ranking, considerando apenas a alteração do preço praticado no país com a reoneração anunciada pelo governo federal.
O Brasil passa por uma reformulação nas políticas relacionadas ao preço do petróleo. No ano passado, o governo do então presidente Jair Bolsonaro (PL) havia cortado impostos sobre o preço dos combustíveis – algo que muitos na oposição acusaram ser uma medida meramente eleitoreira, o que o governo da época negou. A justificativa dada era ajudar a conter a escalada de inflação.
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Nesta semana, o governo de Luiz Inácio Lula da Silva (PL) anunciou a reoneração da gasolina. Com os tributos de volta, a gasolina custará R$ 0,47 a mais por litro; e o etanol, R$ 0,02.
Mas, no mesmo dia do anúncio, a Petrobras divulgou que o preço da gasolina nas distribuidoras cairá R$ 0,13, passando de R$ 3,31 para R$ 3,18.
Com isso, o efeito total das mudanças de preço anunciadas pelo governo e pela Petrobras será de um aumento de ao menos R$ 0,34 no litro.
É importante ressaltar que esses preços citados são os praticados na venda às distribuidoras de combustíveis. O impacto final da reoneração na bomba pode variar em todo o país, dependendo dos custos de produção e da margem de lucro das distribuidoras.
Além disso, os postos têm liberdade para estipular os preços cobrados do consumidor final, o que significa que o impacto na bomba pode ser ainda maior.
Mais cara que Argentina e EUA
Considerando apenas esta alteração, pelo ranking da Global Petrol Prices, o preço médio da gasolina passaria de R$ 5,07 por litro para ao menos R$ 5,41. A gasolina brasileira passaria a ser mais cara em média do que a de países como Argentina (R$ 5,084) e Estados Unidos (R$ 5,129).
A lista é elaborada pelo site Global Petrol Prices, que é mantido por especialistas em preços de energia.
Essa avaliação é feita apenas com base nos dados mais recentes publicados pela plataforma, que são referentes a segunda-feira, 27. Esses dados podem vir a se alterar ao longo da semana em todos os países, o que pode influenciar na posição que o Brasil vai ocupar na lista.
O ranking é afetado por diversos fatores, como mudanças no preço internacional do petróleo, alterações nas políticas energéticas e tributárias de cada país e variações cambiais.
No ano passado, quando o governo Bolsonaro anunciou a desoneração da gasolina, o Brasil subiu 37 posições – da 76ª gasolina mais barata para a 39ª – e ficou entre os dez países onde o preço do litro do combustível mais baixou entre 27 de junho e 29 de agosto.
Os preços pagos por consumidores ao redor do mundo por um litro de gasolina variam bastante, desde R$ 0,083 na Venezuela (o país com a gasolina mais barata do mundo) a R$ 15,406 em Hong Kong.
Entre seus vizinhos, o Brasil tem gasolina mais cara do que Venezuela, Bolívia, Colômbia, Suriname e – agora – Argentina e Guiana. A gasolina mais barata entre os vizinhos brasileiros é do Uruguai: R$ 1,841. O nível é semelhante ao de países como Reino Unido, Alemanha e Suécia.
Diesel
O governo anunciou que seguirá não tributando o diesel até 2023. E a Petrobras anunciou que o diesel terá uma redução de R$ 0,08 (passando de R$ 4,10 para R$ 4,02).
A alteração não mudaria muito a posição do país no ranking da Global Petrol Prices referente ao diesel mais barato do mundo, ele passaria de 63º para 62º, ultrapassando El Salvador.
O governo brasileiro se esforça para evitar que o diesel encareça, com temores da repetição de uma paralisação de caminhoneiros como a que aconteceu em 2018. A crise acabou derrubando o então presidente da Petrobras, Pedro Parente, no governo de Michel Temer (MDB).
Vitória política
O anúncio do aumento dos combustíveis representou uma vitória para Fernando Haddad (PT), que sofria pressão de lideranças petistas contra a volta dos impostos.
O receio da ala política do governo é que o encarecimento dos combustíveis afete a popularidade do governo já no seu início.
Haddad defendia um retorno imediato desses impostos no primeiro dia da gestão Lula, devido à necessidade de reforçar o caixa da União para cobrir a ampliação dos gastos sociais e reduzir o rombo nas contas públicas, projetado para fechar o ano em mais de R$ 200 bilhões.
No entanto, a pressão da ala política do governo já havia levado à prorrogação da desoneração do diesel e do gás de cozinha até o final do ano e da gasolina e do etanol até fevereiro.
Prates descarta manter atual política de preços da Petrobras
Para presidente da estatal, PPI favorece o concorrente
Redação TN Petróleo, Agência Brasil
Prates descarta manter atual política de preços da Petrobras
O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, afirmou, nesta quinta-feira (02), que a empresa não ficará atrelada à política de preços de diesel e gasolina que tem como base a Paridade de Preços e Importação, conhecida como PPI. Prates concedeu sua primeira coletiva à imprensa, no Rio de Janeiro, e disse pretender que a Petrobras pratique preço de mercado no qual estiver atuando.
Para Prates, a PPI “é uma abstração”, não constitui uma paridade internacional e quando a Petrobras se afasta dessa política não significa que está se afastando da referência internacional. “PPI é paridade de importação”, destacou. De acordo com ele, a companhia pretende capturar mais mercado e ser a melhor opção para seus clientes, mas a PPI deixa de ser o único parâmetro.
“A Petrobras vai praticar preço competitivo e do mercado nacional, do mercado dela, conforme ela achar que tem que ser, para garantir a sua fatia de mercado em cada lugar que estiver presente”. Ele ponderou que a PPI talvez não seja o melhor preço, na maioria das vezes, porque se refere ao preço do concorrente, isto é, do importador.
“A minha posição é ser mais competitivo onde eu puder ser”. A companhia vai se defender, assegurou. “Enquanto houver fatia de mercado para a Petrobras capturar, ela vai capturar, dentro das regras, dentro da competitividade natural”.
Ele explicou que não existe um único preço de referência para o Brasil todo. A Petrobras poderia usar a PPI a título de referência, dependendo da conveniência, visando capturar mercado. “O mercado brasileiro é diferente”. Por isso, assegurou que a empresa vai fazer a “política de preços dos produtos dela, para os clientes dela”. Mais adiante, comentou que deixar entrar concorrente e praticar preço abstrato só para favorecer o concorrente, como aconteceu no passado recente, é “inadmissível”.
Governo x PPI
O presidente da estatal sublinhou que a opinião sobre a política de preços de importação é compartilhada pelo governo. “Quem era intervencionista era o governo anterior, que mandava a Petrobras praticar essa PPI para ajudar o importador, mesmo sem ter necessidade dele importar tudo aquilo. Eu vou disputar até o último metro cúbico de produto, em qualquer parada do país, que tenha possibilidade de importar, porque o importador é meu competidor. Se é mercado, vamos jogar o jogo do mercado”. Não faz sentido, para Prates, obrigar a Petrobras a praticar o preço do concorrente.
Prates se referiu à criação de um grupo de trabalho no âmbito do governo para estudar e dar mais transparência à política de preços no país. Medida essa já anunciada pelo ministro da Fazenda, Fernando Haddad. No entanto, garantiu que a política de preços traçada não visará somente a Petrobras. “É uma política de preços para o Brasil”. E garantiu que “a Petrobras está lá”. Afirmou que como cada produto tem a sua natureza específica, a política de preços a ser praticada tem que ser por produto e por segmento.
Futuro
Em relação ao futuro, Prates destacou que o Brasil tem um grande potencial energético, com cada região apresentando sua vocação, como o pré-sal no Sudeste, a margem equatorial no Norte e Nordeste, entre outras áreas. Rumo à descarbonização, a companhia dará ênfase às energias renováveis, sobretudo à energia eólica off-shore (no mar).
A respeito da decisão do presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, de reativar e fortalecer o setor naval, Prates informou que a Petrobras poderá vir a fazer encomenda no país, a depender da estrutura dos estaleiros, e desde que não represente desvantagens para a empresa.
Notícias Internacionais – International News
Brazilian FPSO goes back online
Brazilian oil and gas player Enauta has completed the preventive maintenance activities for a floating, production, storage, and offloading (FPSO) vessel, which is carrying out operations on a field offshore Brazil.
Enauta disclosed on Monday, 27 February 2023, that the preventive maintenance of the water-cooling system of the FPSO Petrojarl I was concluded and the production at the Atlanta field was stabilised on Sunday, 26 February 2023, according to the estimated schedule.
Regarding the Brazilian player’s recent activities at the Atlanta field, the firm kicked off a three-well drilling campaign at the end of 2022 and the first well, which is in the connection phase to the FPSO Petrojarl I, should start production in April 2023, when the FPSO will have three wells online, which is its maximum capacity.
With the entry of this new well, the Atlanta field’s potential production will be increased to more than 20,000 barrels of oil per day. The company bought the FPSO OSX-2 for Atlanta’s Full Development System (FDS) last year. The FDS is expected to be online by mid-2024, originally with six wells, reaching ten wells in 2029. This FPSO, known as the FPSO Atlanta, is anticipated to be fully operational by 2024.
Located in block BS-4 in the Santos Basin, at a 1,500-metre water depth, the Atlanta field is operated by Enauta Energia, a wholly-owned subsidiary of the company, which also has a 100 per cent interest in this asset. The field has estimated reserves of 106 MMbbl.
Acquisition of two Brazilian offshore clusters facing delay after being put on hold
Oslo Stock Exchange-listed oil and gas E&P company BW Energy is anticipating a delay in the closing of the acquisition of two assets in the Espírito Santo Basin offshore Brazil, after the ongoing divestment programme of the country’s state-owned oil and gas giant, Petrobras, was suspended.
BW Energy confirmed on Thursday, 2 March 2023, that it was informed by Petrobras of a review of the sale of Golfinho and Camarupim clusters, as part of a wider analysis of Petrobras’ ongoing divestment programme, initiated by the Ministry of Mines and Energy (MME) in Brazil.
The company explains that the MME requested a suspension of ongoing sales of assets for 90 days without putting Petrobras’ interests at risk, according to a Petrobras filing with the U.S. Securities and Exchange Commission. This includes a letter from the Brazilian Ministry of Mines and Energy (MME) dated 28 February 2023.
As a reminder, BW Energy signed an agreement in June 2022 to acquire a 100 per cent working interest in the Golfinho and Camarupim clusters and a 65 per cent stake in the BM-ES-23 block offshore Brazil from Petrobras. Following the completion of the transaction, BW Energy will be the operator of all concessions. In addition, the firm agreed to acquire the FPSO Cidade de Vitoria, producing on the Golfinho field, from Saipem.
Both transactions, subject to the fulfilment of waiver of conditions precedent, were expected to close in the first quarter of 2023. However, BW Energy expects that the MME’s general suspension request may result in a delay in the closing of the transactions.
According to Petrobras, the suspension of the sales of assets is due to the reassessment of the National Energy Policy currently underway and the establishment of a new composition of the National Energy Policy Council (CNPE).
“The board of directors will analyse the ongoing processes, from the standpoint of civil law and within the rules of governance, as well as any commitments already made, their punitive clauses and their consequences, so that the governance bodies assess potential legal and economic risks arising, subject to the rules of secrecy and other applicable governing rules,” highlighted the Brazilian giant.
Located at a water depth between 1,300 and 2,200 metres in the Espírito Santo Basin, the Golfinho Cluster comprises the Golfinho oil field, the Canapu non-associated gas field, and the exploration block BM-ES-23, which holds the Brigadeiro gas and condensate discovery.
On the other hand, the adjacent Camarupim Cluster is located in water depths between 100 and 1,050 metres, comprising the non-producing gas fields of Camarupim and Camarupim Norte.
EIA calls for new approach: Throwing carbon prices into the mix to unveil fossil fuel subsidies
It is no secret that fossil fuel subsidies are seen as roadblocks in the transition to clean energy sources and many options have been presented in pursuit of their removal. In line with this, the International Energy Agency (IEA) has outlined a new price gap-plus approach that could bring carbon prices and environmental costs into the equation.
Previously, the IEA came up with a methodology known as a price gap approach where it established a market reference price and then compared it with the price paid by consumers. When the end-user price is lower than the reference price, it is counted as a subsidy. The results of the International Energy Agency’s most recent analysis show a startling rise in such subsidies in 2022.
However, this approach does not capture all the fossil fuel subsidies that are out there, as there may be government interventions that tip the playing field in favour of fossil fuels but that do not affect end-user prices and production subsidies are a case in point, which is why the IEA works closely with the OECD – which tracks other types of subsidies – to produce a broader joint assessment.
In its latest report, the IEA considers whether it might be possible to incorporate environmental aspects into the calculation of fossil fuel subsidies, as the price gap approach does not reflect the environmental costs of fossil fuels such as carbon prices. To this end, the report suggests a price gap-plus approach, which explores whether, and how, it might be possible to incorporate environmental aspects into the calculation of fossil fuel subsidies.
Furthermore, the analysis indicates that global fossil fuel subsidies for end-users reached more than $1 trillion – by far the largest value that the IEA has ever seen – which is five times higher than in 2020, a year in which countries saved on subsidy outlays due to the historically low fuel prices during the pandemic.
The International Energy Agency points out that governments face conflicting priorities when it comes to energy prices, as they are keen to avoid or mitigate the effects of price shocks and volatility, as these can have damaging effects on economies, households and businesses, with the worst effects often concentrated among poorer and more vulnerable communities.
On the other hand, there is widespread recognition that prices should reflect not only market value but also the externalities associated with the underlying product, such as pollution and detrimental health impacts, thus, in the case of fossil fuels, this points towards introducing carbon pricing.
The IEA claims that such carbon prices are already implemented in a variety of ways with about 23 per cent of global emissions covered by carbon price schemes explicitly while countries impose general levies or specific charges on the use of fossil fuels. According to the IEA, these may not be directly linked to the carbon content of the fuels but instead encourage efficiency and fuel substitution in favour of less polluting sources of energy, thus, giving a push in the same direction as carbon prices.
“The conceptual idea behind a revised price gap-plus approach is to incorporate an allowance for carbon prices in the reference price, and therefore to apply a higher and more sustainable benchmark for global end-user prices,” explained the IEA.
As there are no internationally agreed disciplines regarding appropriate levels of energy taxation or carbon prices, which co-exist in practice with other energy taxes, the addition to the IEA’s reference price can be covered in practice by a variety of levies or charges that may or may not have an environmental purpose.
As for the level of carbon prices to apply, practice around the world offers a huge range with some 68 carbon pricing initiatives implemented in different countries with the price levels in these initiatives ranging from $1 to $130 per tonne of carbon dioxide (USD/t CO2), and the median value is around $30 t CO2. Many countries focus on a carbon price that is consistent with their emissions reduction goals.
Moreover, the IEA conducted an analysis of six countries that are the negotiating parties for a new international Agreement on Climate Change, Trade and Sustainability (ACCTS) – Norway, Iceland, New Zealand, Switzerland, Costa Rica and Fiji – taking two approaches to the level of carbon price examined. While the first distinguishes between different economic profiles, the second imposes a uniformly high level.
For the first, the IEA followed the tiered pricing in a recent International Monetary Fund study, which assumed a carbon price of $75 t CO2 for advanced economies, $50 t CO2 for high-income emerging economies (China, etc.) and $25 t CO2 for low-income emerging economies. Therefore, a carbon price of $75 t CO2 is assumed for Norway, Iceland, New Zealand and Switzerland in the first approach. For Costa Rica and Fiji, it is assumed to be $50 t CO2. In the IEA’s second approach, a carbon price of $100 t CO2 is uniformly applied to all six countries.
Based on the IEA’s findings, getting price signals right is “essential for clean energy transitions,” creating incentives to use polluting fuels efficiently, to switch to cleaner ones, and to invest in efficient and low-emissions technologies. In line with this, “governments need to harness these market signals effectively and supplement them with regulation and standards to enable more sustainable choices,” says the IEA.
The International Energy Agency’s analysis underscores that adding a carbon price to the reference price is more likely to reveal fossil fuel consumption subsidies, because the benchmark, that is the reference price, becomes higher with the addition of the carbon price, even though there are no agreed standards for carbon pricing. This issue becomes more sensitive during periods of high and volatile fuel prices, when governments opt to take actions to protect consumers.
While the analysis was conducted on fuel prices in 2021, the IEA believes that doing the same exercise for 2022 would reveal even more strains, especially if it encompassed natural gas markets where prices have been extremely high during the global energy crisis.
Oil Prices Fall On Rumors Of An OPEC Split
Oil prices were relatively steady early on Friday morning as inflation fears and rising inventories battled with optimism regarding China's rebounding economy. Then rumors began to circulate that the UAE was considering leaving OPEC and oil prices dropped dramatically.
Friday, February 24th, 2023
China’s economic rebound has been the main bullish factor for oil prices this week, after the country’s PMI index surged to 52.6 in February, the highest reading since April 2012 and a sign of industrial activity coming back to life. The China bulls had buoyed oil markets to such an extent that their sentiment overshadowed growing inflation fears in the European Union and rising U.S. inventories. Then, on Friday morning, the Wall Street Journal reported that the UAE had debated leaving OPEC and boosting production, which sent oil prices falling.
US Eyes SPR Refill Soon. The US Department of Energy is seeking to start purchasing oil to partially refill the Strategic Petroleum Reserves depleted by rounds of releases across 2022-2023, with top officials indicating it might buy 40-60 million barrels within the next year, depending on market conditions.
Saudi Aramco Eyes LNG Investment Abroad. The Saudi national oil company Saudi Aramco (TADAWUL:2222) is reportedly considering a major investment into LNG facilities outside of the kingdom, seeking to secure an offtake agreement after its 2019 deal with Sempra fell over.
Energy-Related CO2 Emissions Hit Record High in 2022. The International Energy Agency stated that energy-related CO2 emissions rose to a record high of 36.8 million tonnes last year, up 0.9% compared to 2021, led by increases in coal and oil, with their year-on-year hikes coming in at 1.6% and 2.5%, respectively.
The Last Hurrah of Iranian Nuclear Diplomacy. The head of the International Atomic Energy Agency Rafael Grossi will travel to Iran to meet with Iranian president Ebrahim Raisi in an attempt to find common ground with Tehran after the IAEA found traces of 84% enriched uranium at the Fordow nuclear plant.
Glencore Fined $700 Million in Bribery Case. The US District Court in Manhattan ordered global trading major Glencore (LON:GLEN) to pay a $700 million fine after its guilty plea over a decade-long scheme to bribe foreign officials in countries like Nigeria, Venezuela, or DRC to win deals and avoid audits.
Brazil Starts Taxing Oil Exports. As Brazil seeks to mitigate the effect of its recent decision to reintroduce transportation fuel taxes waived by the Bolsonaro government, the Lula administration will levy a 9.2% tax on oil exports for the next four months to ease the 38 billion budget deficit expected for 2023.
Chevron’s Venezuela Upside Capped by Politics. US oil major Chevron (NYSE:CVX) has ramped up production from its Venezuelan joint ventures to 90,000 b/d, almost double its 2022 average, although CEO Mike Wirth believes political risks are capping further output upsides.
Pemex’s Flaring Problems Get Worse Despite Publicity. In one of the most flagrant cases of excessive gas flaring, Mexico’s state oil company PEMEX increased the extent of burning at its major Ixachi field to an estimated 1.3 BCf despite publicly pledging to cut down on the practice last year.
China Finds More Oil in Bohai Sea. China’s state-owned offshore driller CNOOC (HKG:0883) discovered an oilfield with estimated reserves of almost 800 million barrels of light crude in the Bohai Sea along the country’s northern coastline, however complex geology means only a fraction of those reserves might be recovered.
EPA Wants Higher Ethanol Mandates in US Midwest. The US Environmental Protection Agency proposed a rule that would allow for sales of E15 gasoline in Midwest states, with the 15% ethanol content requirement set to lower gas prices and provide farmers with higher demand from the oil industry.
Norway Buys Up North Sea Fields. Only days after Norway’s state oil and gas company Equinor (NYSE:EQNR) bought stakes in five fields from Wellesley, it is reportedly nearing a deal to buy Suncor’s (NYSE:SU) assets in the UK North Sea for a reported sum of around $1 billion.
Oman to Launch New Licensing Rounds. Oman is preparing to launch an oil and gas licensing round by the end of March, with the first round of concession areas comprising both tested discoveries and untapped areas onshore whilst the second round will focus on offshore zones exclusively.
Cenovus Expands US Downstream Presence. Canadian oil firm Cenovus Energy (NYSE:CVE) has finalized its purchase of BP’s (NYSE:BP) 160,000 b/d Toledo refinery in Ohio for $370 million even though a 2022 fire has forced the refinery offline, taking its total downstream refining capacity to 740,000 b/d.
Lured by Copper Prospects, BHP Courts Argentina. The world’s largest miner BHP (ASX:BHP) is eyeing investment opportunities in Argentina’s copper sector as its top officials were meeting with the governor of the San Juan province, expanding copper exposure after the acquisition of OZ Minerals.
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