DEMISSÕES CONTINUAM NA INDÚSTRIA NAVAL

Os postos de trabalho na indústria naval continuam em queda, principalmente na região Sudeste, informa o Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval). 
Desde janeiro foram perdidos 12.810 empregos, dos quais cerca de 11 mil no Sudeste. As regiões Norte e Nordeste registram perda cerca de mil empregos. Já na região Sul, os empregos apresentam relativa estabilidade. Os dados estão contidos no documento Cenário da Construção Naval, elaborado pela entidade.

Em meio a incertezas quanto ao destino da Sete Brasil e do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) da Transpetro, um contraponto é a expansão da navegação de cabotagem no país. Para o Sinaval, fretes competitivos e modernização portuária explicam a evolução do modal. Mas o crescimento não se traduz em novas encomendas de navios aos estaleiros nacionais.

Abaixo, o documento do Sinaval

Prioridades do FMM
O Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante, em reunião realizada em 25/9/2015, com resultados publicados no Diário Oficial da União em 5/10/2015, concedeu prioridades de financiamentos e suplementações no valor de R$3,8 bilhões. Os valores apontam os segmentos em que existe demanda: construção de comboios para transporte fluvial; construção de navios de apoio marítimo; construção de rebocadores portuários; construção de dois estaleiros para reparos: no Rio de Janeiro, para reparos de navios de apoio marítimo; no Amazonas, para reparos de embarcações de transporte fluvial.

Incertezas no Promef
O dinamismo nestes segmentos contrasta com as dificuldades que ocorrem no programa de construção de navios petroleiros para a Transpetro, com a paralização de atividades no Estaleiro Eisa-PetroUm (RJ), e incertezas em relação aos contratos de construção de petroleiros no Estaleiro Atlântico Sul, onde quatro navios Suezmax estão em construção, confirmados pela Transpetro.

Plataformas de produção
No segmento de construção de plataformas de produção de petróleo existem incertezas quanto ao cumprimento dos contratos de construção cascos de FPSOs. no Estaleiro Rio Grande (ERG-RS). Dos oito cascos previstos cinco serão construídos no Brasil. O ERG entregou o casco do P-66 e o casco do P-67 (2/3 construído na China), segue viagem para integração de módulos no país asiático.

No Estaleiro Inhauma (RJ), onde o Enseada Indústria Naval realiza a conversão dois cascos de petroleiros em cascos de FPSOs. O casco do FPSO P-74, há quase um ano no dique seco, aguarda previsão de entrega. O casco para ser convertido no FPSO P-76, chegou ao estaleiro em março de 2015, aguarda sua vez. Outros dois cascos estão prevista para conversão em estaleiro da Ásia.

Demanda futura de plataformas
A Petrobras anunciou novo corte de investimentos em 15/10/2015, uma redução de US$ 11 bilhões até o ano que vem, em toda companhia. Durante a Marintech-Navhalshore, realizado no Rio de Janeiro, em agosto de 2015, o representante da Petrobras informou que novas plataformas de produção de petróleo serão afretadas em licitação internacional. A demanda é estimada em cerca de 30 novas plataformas até 2030. Número que mostra o Brasil como mercado relevante, no panorama mundial.

A Pré-Sal Petroleo S/A (PPSA) informa que o desenvolvimento do campo de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, está dentro do cronograma. O FPSO para Libra, contrato conquistado Teekay-Odebrecht, para testes de longa duração, tem primeiro óleo previsto para 2017. Está em construção no Jurong, em Cingapura, e recebe a visita de inspeção dos representantes do consórcio que tem a Petrobras como operadora e como sócios a Shell (Reino Unido), Total (França), CNPC e CNOOC (China).

Novas plataformas para o campo de Libra e Sépia já tem licitação internacional correndo, com entregas de propostas prevista para fevereiro de 2016, adiamento solicitado pelos participantes da licitação, visando operação em 2019.

Com 10 plataformas previstas para Libra a PPSA informa planejamento de conteúdo local, com sistema de monitoramento para saber qual o índice que pode ser atingido ao final de cada etapa. A Petrobras, através da gerencia de conteúdo local do gabinete da presidência realiza mais um mapeamento da capacidade de fornecimento local para atender a demanda.

Transporte marítimo na costa brasileira
O transporte marítimo na costa brasileira prossegue em expansão, resultado da maior competitividade dos preços de fretes dos navios em relação aos caminhões, reflexo da modernização da atividade portuária. Neste segmento inexiste plano de negócios de estaleiros para construção de navios porta-contêineres. A Aliança Navegação e Logística confirma o bom momento e informa que a empresa vai operar também no segmento de apoio portuário, informa a encomenda de três rebocadores ao Estaleiro Detroit (SC). O diretor da empresa, Julian Thomas, diz que durante cinco anos tentou construir navios no Brasil e não conseguiu interessar os estaleiros, lotados com encomendas do segmento offshore. Agora, com a redução dos investimentos da Petrobras, vai retomar o projeto de construir navios porta-contêineres em estaleiros locais.

FMM - Investimentos apontam a demanda

A resolução do Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante (CDFMM) publicada no Diário Oficial da União de 5/10/2015, apresenta, através das prioridades de financiamento a investimentos, os segmentos em que a demanda pala construção naval existe:

Carteira de encomenda dos estaleiros

A carteira de encomendas dos estaleiros apresenta um total de 250 projetos em construção.

Navios petroleiros e gaseiros

A carteira de encomendas de navios para a Transpetro foi redimensionada para 12 contratos, considerando a paralização do Estaleiro Eisa-PetroUm e quatro contratos de construção de petroleiros Suezmax, reconhecidos como obras em andamento pela Transpetro, no Estaleiro Atlântico Sul. A construção de sete navios gaseiros no estaleiro Vard Promar prossegue.

Promef - Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro
12 navios entregues:
Navios de produtos construídos no EISA PETRO-UM (RJ) (Mauá)
Novembro de 2011 – Celso Furtado - Navio de produtos
Julho de 2012 – Sérgio Buarque de Holanda – Navio de produtos
Janeiro de 2013 – Rômulo Almeida – Navio de produtos
Janeiro de 2014 – José Alencar – Navio de produtos
Junho de 2015 – Anita Garibaldi – petroleiro Panamax
Navios de produtos construídos no EAS – Estaleiro Atlântico Sul (PE)
Maio de 2012 – João Cândido – Navio petroleiro Suezmax
Maio de 2013 – Zumbi dos Palmares – Navio petroleiro Suezmax
Abril de 2014 – Dragão do Mar – Navio petroleiro Suezmax
Dezembro de 2014 – Henrique Dias – Navio petroleiro Suezmax
Maio de 2015 – André Rebouças – Navio petroleiro Suezmax
Setembro de 2015 – Marcílio Dias – Navio petroleiro Suezmax
Navio gaseiro construído no Vard Promar (PE)
Julho de 2015 – Oscar Niemeyer – navio gaseiro para transporte de gás liquefeito?
Navios de apoio marítimo

A carteira de construção de navios de apoio soma 28 contratos. Ocorreram entregas realizadas pelos estaleiros Eisa, Oceana e Wilson, Sons. Em função do novo plano de negócios da Petrobras os operadores de frotas de navios de apoio são chamados para renegociar contratos já licitados. Novas contratações são adiadas para reduzir a frota de apoio offshore em cerca de 90 navios. Navios de apoio de bandeira internacional não teem seus contratos renovados e navios de bandeira brasileira não estão sendo contratados pela Petrobras, segundo a Associação Brasileira das Empresas de Apoio Marítimo (Abeam), informando dificuldades em obter posição da Petrobras.

Plataformas de produção de petróleo

Estão em construção cinco cascos de plataformas de produção de petróleo tipo FPSO e 9 contratos de integração de módulos de produção aos cascos. A Petrobras anunciou encomendas de cerca de 30 novas plataformas até 2030, as licitações internacionais serão para afretamento das unidades.

Sondas de perfuração

A imprensa informa que as exigências da Petrobras para confirmar o contrato para as sondas da Sete Brasil anunciam o fim da empresa. Uma solução esperada durante 2015 não se confirmou. Uma decisão favorável em 2016 é uma hipótese cada dia mais distante. A hipótese de um pedido de recuperação judicial da Sete Brasil é especulado pela imprensa, para permitir a condução do contencioso jurídico da Sete Brasil com a Petrobras e dos cinco estaleiros contratados com os acionistas da Sete Brasil.

O novo formato do fornecimento sondas considera fornecimento de 15 sondas pela Sete Brasil e quatro sondas pela Kawasaki Heavy Industries.

Cenário Mundial

Navios petroleiros
Apesar da queda geral nas encomendas de novos navios, nos estaleiros mundiais, os contratos para construção de navios petroleiros continuam. Este ano de 2015 mais 207 petroleiros foram encomendados a estaleiros, no total de 16,6 milhões de toneladas brutas, segundo informações da Clarksons, divulgadas em Londres, dia 22/10/2015.

A Grécia lidera a lista de países em volume de encomendas de petroleiros, contratando a construção de 51 navios, no total de 4,4 milhões de toneladas brutas (GT), 25% do total das encomendas aos estaleiros mundiais, incluindo 11 petroleiros de grande porte (VLCC) e 18 Suezmaxes.

A China é o segundo país em volume de encomendas de petroleiros com 30 navios com construção contratada, no total de 2,3 milhões toneladas brutas. A empresa estatal China Ocean Shipping Company (Cosco) representa metade do total da tonelagem contratada.

O Japão é o terceiro país em volume de encomendas de petroleiros com 27 navios, no total de 1,9 milhões de toneladas bruta. Empresas de transporte marítimo da Arábia Saudita voltaram ao mercado este ano encomendando 10 petroleiros de grande porte (VLCC), para renovação da sua frota. Empresas de transporte marítimo da Noruega contrataram este ano 15 navios petroleiros.

Concentração 
Cinco países controlam 70% dos navios petroleiros. Segundo a Clarksons, os números demonstram o aumento da concentração da frota de petroleiros e uma queda no total de empresas operadoras que caiu de 119, no período 2010 a 2014, para os atuais 74 operadores, em 2015.

O relatório anual Review of Maritime Transport 2015, produzido pela Unctad (United Nations Conference on Trade and Development), divulgado em 15/10/2015, apresenta a situação do transporte marítimo mundial em 2014. Em 2014 a frota mundial de navios mercantes apresentou uma expansão mais lenta de toda a década, o aumento da tonelagem de porte bruto ofertada pelos navios foi de 3,5%. No início de 2015 o total de navios mercantes em operação somava 89.464, com um total de capacidade de carga de 1,7 bilhão de toneladas de porte bruto.

O relatório aponta o processo de concentração das empresas de transporte marítimo, cujos exemplos são as fusões da Compañía Sudamericana de Vapores com a Hapag-Lloyd, e da Compañía Chilena de Navegación Interoceánica com a Hamburg Süd. A estatística demonstra que o volume de transporte de contêineres por empresa e países triplicou, mas o número de empresas em operação reduziu 29%. Essa tendência mostra que os navios ficam maiores e busca de economia de escala reduz o número de empresas operando em cada mercado.

A realidade da concentração do transporte marítimo em menos empresas coloca para os formuladores de políticas o desafio de apoiar os avanços tecnológicos que implicam em redução de custos ao mesmo tempo assegurar que exista um ambiente competitivo que assegure o repasse aos clientes, importadores e exportadores, da redução de custos produzida pelo aumento da escala de operações.

No início de 2015 as 10 maiores operadoras de transporte marítimo dominam 61% do total do transporte de contêineres. As 20 maiores operadoras dominam 83% do total do transporte marítimo neste segmento. O tamanho médio dos novos navios porta-contêineres em construção tem em média capacidade para 10 mil contêineres. Poucas empresas, fora da lista das 20 maiores, estão contratando novos navios e mesmo assim são menores que a média.

Apesar da nova capacidade de carga acrescentada, com a construção de novos navios, apresentar expansão menor ainda é superior que a expansão da economia global e ligeiramente superior ao crescimento do transporte marítimo mundial de 3,4%. Uma explicação é o ciclo longo da construção naval, que ainda mantém em construção encomendas realizadas, em alguns casos, em 2008. O relatório aponta que em 2014 a entrega de menos navios e a redução do sucateamento de navios antigos resulta numa frota mundial mais velha.

Plataformas de produção de petróleo
O Congresso FPSO Europa 2016 (www.fpsoeuropecongress.com), promovido pela FPSO Network, já está anunciado para 24 e 25 de fevereiro de 2017. O Congresso FPSO Ásia 2015, apresentou a visão dos executivos sobre o cenário mundial atual na construção de FPSOs:
Regiões de demanda
África = 29%
Ásia – Pacífico = 27%
Américas = 18%
Outros = 11%

Operadores mundiais de FPSOs
Informações produzida pela Wood Group apresentam a estatal da China CNOOC e a brasileira Petrobras como operadoras líderes mundiais, entre as petroleiras, por tamanho da frota de plataformas tipo FPSO, com 13 cada uma.

As gestoras de ativos offshore BW, SBM (sozinha e com parceiros) e a Modec lideram a lista das proprietárias das maiores frotas de FPSOs alugados.

 

DEMANDA GLOBAL DE GNL É INCERTA, MAS PROMISSORA, APONTA KPMG

As perspectivas para a demanda global de Gás Natural Liquefeito (GNL) em longo prazo são incertas, mas promissoras. Essa é a principal conclusão do relatório “Águas desconhecidas: demanda de GNL em uma indústria de transformação” (do original em inglês, Uncharted waters: LNG demand in a transforming industry), que destacou os cinco principais fatores que devem moldar a demanda desse mercado em 2030: crescimento econômico asiático e pressões ambientais; diversificação da oferta; comoditização do produto, novos mercados e problemas geopolíticos como guerra, sabotagem e desastre ambiental.

“Na verdade, o mercado de GNL global está passando por um grande período de mudança. Ele está se globalizando, conforme os números e tipos de compradores e vendedores aumentam; os modelos de precificação estão mudando sob a pressão do aumento da oferta e redução dos preços de energia, e há grandes incertezas sobre a demanda, onde as expectativas dos participantes sobre o preço e planos para a nova oferta depende da demanda prevista”, analisa o diretor da KPMG, André Donha.

O relatório apontou ainda as incertezas nas demandas em diferentes períodos: retomada nucelar japonesa, crise na Ucrânia, armazenamento de GNL, trading de integração vertical (curto prazo); novas alianças de compradores, desregulamentação japonesa, crescimento econômico chinês, novos gasodutos russos, novos importadores (médio prazo); e urbanização asiática, GNL em transportes, energia renovável, política climática (longo prazo).

Segundo o diretor, o grande aumento na oferta de GNL nos últimos anos baseou-se no crescimento da demanda asiática, que estava previsto para ser de 70% a 80% do crescimento global. “Esperava-se que essa demanda pudesse ser sustentada com preços elevados, mas fatores emergentes lançaram algumas dúvidas sobre essas previsões de demanda. Já aqui no Brasil, temos um bom nível de maturidade de diferentes setores para projetos de Exploração e Produção (E&P), em termos de engenharia, nível de competência dos profissionais e dos trabalhadores, dessa forma, posicionar uma planta de GNL em um local remoto não será um grande problema para nós. O país é um importador de GNL e também está estudando criar fábricas flutuantes para liquefação do GNL como uma solução para o gás produzido em campos pré-sal offshore”, explica.

AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO ARRECADA R$ 4 MI COM LEILÃO DE CAMPOS INATIVOS

A ANP (Agência Nacional de Petróleo) arrecadou R$ 4,248 milhões em leilão ocorrido ontem, quinta-feira (10), que ofertou dez campos em terra inativos desde os anos 1980 e 1990.

São áreas que tiveram descobertas de petróleo e gás no passado. Oito dos campos chegaram a efetivamente produzir. As áreas ficam no Maranhão, Rio Grande do Norte, Bahia, Espírito Santo e Paraná.

Inativas atualmente, são classificadas como de "acumulação marginal" pela ANP, o que significa que têm reservas de baixo volume.

A despeito do preço do barril de petróleo seguir em queda no mundo– caiu no início dessa semana para abaixo dos U$ 40– a rodada despertou o interesse de empresas de pequeno porte.

Nove das dez áreas foram vendidas. A arrecadação representou um ágio de 623% sobre o bônus de assinatura mínimo, valor pago pelas empresas pelo direito de exploração, de R$ 629 mil.

Nenhuma das participantes levou mais de um lote. Um dos motivos para o interesse alto foi a flexibilização das regras gerais de conteúdo local. O investimento previsto com os campos deve chegar a R$ 7,910 milhões, de acordo com a ANP.

O bloco de Barra Bonita, no Paraná, teve a maior disputa e alcançou bônus de assinatura de R$ 2,577 milhões. A empresa EPG Brasil arrematou a área com um ágio de 3.002% sobre o valor mínimo.

A diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, disse que a rodada atendeu às expectativas e que a oferta de áreas com acumulação marginal irá fomentar pequenas empresas do setor.

"O campo em terra é uma porta de entrada bem razoável para uma empresa que quer começar no setor", disse Magda, após o certame, no Rio.

"Temos que dar crédito a um movimento de empresas brasileiras que estão buscando oportunidades e enxergando que há, sim, espaço para rejuvenescimento de campos inativos"

Segundo a diretora, "há uma necessidade absoluta de fomento às pequenas empresas" de petróleo no país.

O leilão é um complemento da 13ª Rodada, ocorrida em outubro passado.

Na ocasião, houve baixo interesse das empresas do setor em função da queda do preço do barril de petróleo do último ano. Apenas 35 das 266 áreas ofertadas foram arrematadas.

A Petrobras e outras grandes petroleiras, como Shell e BP, não fizeram lances e quem se destacou foram as empresas de pequeno e médio porte.

A ANP arrecadou R$ 121 milhões com bônus de assinatura, valor pago pelas petroleiras pelo direito à exploração. Se todos os blocos tivessem sido comprados, a agência teria arrecadado pelo menos R$ 978,6 milhões.

Fonte: Folha de São Paulo/LUCAS VETTORAZZO DO RIO

ANP RECOMENDA AO GOVERNO RENOVAÇÃO DE CONTRATO DE MARLIM, DA PETROBRAS

 

RIO DE JANEIRO - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou nesta semana, em reunião de diretoria, o encaminhamento ao Ministério de Minas e Energia de um pedido de renovação antecipada do Campo de Marlim, na Bacia de Campos, operado pela Petrobras, afirmou nesta quinta-feira a diretora-geral da autarquia, Magda Chambriard, durante evento no Rio de Janeiro.

Marlim está entre as áreas com contratos assinados na Rodada Zero da ANP, que vão expirar em 2025. A Petrobras já pediu à agência uma antecipação das renovações.

(Fonte: Reuters/Marta Nogueira)

GOVERNO OBTÉM R$ 4,2 MILHÕES COM ÁREAS DE ACUMULAÇÃO MARGINAL DE ÓLEO

RIO - Terminou a 13ª Rodada de Licitações de áreas de acumulação marginal de óleo e gás natural da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). No total, foram arrecadados R$ 4,248 milhões em bônus de assinatura, montante mais de seis vezes superior ao mínimo previsto em edital. O ágio médio foi de 623,88%.

Áreas inativas com acumulações marginais abrangem a área de concessão com descobertas conhecidas de petróleo e/ou gás natural onde não houve produção ou a produção foi interrompida por falta de interesse econômico, explica a ANP.

Das dez áreas ofertadas, nove receberam ofertas e foram arrematadas por nove companhias diferentes. As duas últimas áreas ofertadas foram Lagoa do Doutor, na Bacia do Espírito Santo, arrematada pela Vipetro, com bônus de R$ 101,5 mil e ágio de 225,73%, e Barra Bonita, vencida pela EPG Brasil, com bônus de R$ 2,57 milhões e ágio de 3.002%, o maior registrado no leilão.

No leilão da área paranaense, houve disputa entre cinco empresas e consórcios, entre eles, um com a participação da Copel.

Apenas a área de Miranga Leste, na Bacia do Recôncavo, não recebeu oferta.

“Isso [o resultado] mostra o apetite de uma indústria de pequena empresa ao setor petróleo, buscando áreas com oportunidade em terra, com objetivo de já começar a produção”, disse a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, acrescentando que a “Rodadinha”, como é chamada, é uma “porta bem razoável” para ingressar no setor petrolí

Fonte: Valor Econômico/Rodrigo Polito

Chevron & ConocoPhillips Give Us A Preview Of What's To Come In 2016

Chevron and ConocoPhillips have announced their budgets for next year, each cutting spending 24-25% year-over-year amid forecasts of an ongoing decline of US oil production in 2016.

The two companies' plans come on the heels of an increasing number of forecasts that see oil sector investment significantly declining in 2016.

Two months ago, we forecast a 20%+ drop in US oil sector investment for 2016, which at the time some thought was aggressive. But since then, others have begun to forecast significant spending declines for next year as well.

Rystad Energy reported yesterday that it sees E&P investment falling by $250 billion this year and a further $70 billion in 2016. IEA director Fatih Birol also said Wednesday that investment in the oil sector has dropped by more by 20% in 2015, and is expected to fall again next year. And this week, Barclays took it a step further as oil prices continue to fall, saying it expects a 35% capex cut in 2016 by US oil producers.

We'll now move from these general oil sector forecasts to what these two companies plan for next year amid the low price environment:

Chevron: Working With What It Already Has

Chevron plans to spend $26.6 billion in 2016 mainly on the completion of the construction of existing projects and activities at its producing shale and tight oil assets. The major's planned 2016 spend represents a 24% reduction from what it expects to spend in 2015.

Chevron CEO John Watson

Chevron plans to allocate the $26.6 billion as follows:

• ~$9 billion of planned spending is earmarked for existing base producing assets- inclusive of shale and tight resource investments.
• ~$11 billion will be allocated to major capital projects now underway.
• ~$3 billion is earmarked for projects that haven't yet been sanctioned.
• ~Global exploration funding represents about $1 billion of the total.
• About 80% of Chevron's affiliate's expenditures are related to investments by Tengizchevroil LLP in Kazakhstan and Chevron Phillips Chemical Company in the US.

The following table shows the breakdown of Chevron's 2016 Capex budget per business segment:

Here's what CEO John Watson said regarding Chevron's plans next year:

"Our capital budget will enable us to complete and ramp-up projects under construction, fund high return, short-cycle investments, preserve options for viable long-cycle projects, and ensure safe, reliable operations...We gain significant flexibility in our capital program as we complete projects under construction," Watson continued. "Given the near-term price outlook, we are exercising discretion in pacing projects that have not reached final investment decision."

ConocoPhillips: Third Of 2016 Capex In US Lower 48

Turning the the world's largest Independent E&P, ConocoPhillips said Thursday that it is cutting its 2016 Capex by 25% from an expected 2015 Capex of $10.2 billion. This represents a 55% reduction compared with 2014 spending.

ConocoPhillips CEO Ryan Lance

The $7.7 billion planned spend for next year includes funding for base maintenance and corporate expenditures, development drilling programs, major projects, and exploration and appraisal spending, ConocoPhillips said. Reductions compared with expected 2015 Capex of $10.2 billion come mainly from lower major project spending, deflation capture and efficiency improvements.

ConocoPhillips plans to allocate the $7.7 billion as follows (by category):

• $1.2 billion (16%) to base maintenance and corporate expenditures
• $3.0 billion (39%) to development drilling programs
• $2.1 billion (27%) to major projects
• $1.4 billion (18%) to exploration and appraisal

Divided up regionally, ConocoPhillips will allocate the highest percentage of next year's Capex to the US Lower 48: ~$2.6 billion, or 34%. This represents a ~30% reduction compared with 2015 expected spending. The company says this is because of "improved efficiencies, lower average rig count and lower infrastructure spending in the unconventionals, and deflation."

Here's a further look at the regional breakdown of ConocoPhillips' 2016 spending plans:

• Spending in the US Lower 48 will focus mainly on the unconventionals where the company plans to maintain current activity levels with 13 rigs across the Eagle Ford, Bakken and Permian, with ongoing flexibility to ramp up or down activity in these plays.
• Other spending will be related to exploration and appraisal activity in the Gulf of Mexico, base maintenance and its conventional drilling program.
• The company plans to spend around $800 million, or ~10% of its budget in Canada (-30% from this year), to complete its Surmont 2 oil sands project, as well to drill exploration wells off Nova Scotia.
• An additional 52% of its 2016 Capex will be allocated to Alaska, Europe, Asia Pacific and the Middle East, where the company's projects include the startup ofAPLNG in Australia.

ConocoPhillips also said it’s reducing its operating costs by $7.7 billion from $10.5 billion in 2015. "Reductions are primarily the result of sustainable internal cost reduction efforts, efficiency gains, deflation capture and market impacts, partially offset by increased costs associated with higher production."

Here's what CEO Ryan Lance said regarding ConocoPhillips plans next year:

“We’re setting an operating plan for 2016 that recognizes the current environment, which remains challenging. We are significantly reducing capital and operating costs, while maintaining our commitment to safety and asset integrity. We also retain the flexibility to adjust capital spending in response to market factors...

"Our plan highlights the actions we accelerated over the past year to position our company for low and volatile prices. As we enter 2016, ConocoPhillips has greater capital flexibility, a more competitive cost structure, a streamlined portfolio and the ability to deliver profitable growth from a high-quality resource base. These advantages, coupled with our strong balance sheet, give us the ability to maintain a compelling dividend and close the gap on cash flow neutrality across a range of prices.”

OPEC Malpractice - The Group Isn't Dead, Just Different.

In this oversupplied market, OPEC has been producing 32.1 mmbpd, above their stated quota of 30.0 mmbpd. This context made OPEC's meeting last Friday in Vienna a seminal moment in the 2015 downcycle. But al-Badri knocked the wind out of expectant OPEC watchers when he skipped the part about production levels and quotas in his official statement. OPEC appeared to kick the can, rendering quotas meaningless and suggesting that a production free-for-all lies ahead.

With delegates unable to agree on virtually anything (we wonder if arguments erupted over the take-out menu as the meeting ran longer than usual), OPEC has reached a stalemate. Each member supports cuts from every other producer, but each will pump near his own max to offset price declines with volume.

OPEC, meet capitalism. Capitalism, OPEC. The oligopoly's ability to control prices is gone for now as each member acts in their own self-interest in an oil-market freed of price fixing by the threat of US light tight oil (LTO).

Some members are playing the long-game and others the short-game. Either way, the result is the same: production above targets. For example, Saudi oil minister Ali Naimi fears an oil-market “Black Swan" in the long-run. This is the idea that peak oil demand plus new supply sources could devalue and strand the Kingdom's vast oil reserves over the next 40 years. This risk means Saudi must pump as much as possible now. In the near-term, Iran is shoving its way into the room of exporters, but no one is willing to make room for them next year, especially lesser OPEC nations who will struggle to fund social spending in 2016.

US oil prices have fallen 13% since the meeting. That's because the disharmony and implied shift to "petro-capitalism" could send OPEC production higher by millions of barrels per day in 2016, a notion that rattled the markets. Did anything really change last week in terms of OPEC policy? Nope. But that's the point.

A realization is growing in the market that OPEC is powerless to support prices right now as the group is in full-out price discovery mode. The only way OPEC saves the price of oil now is if it becomes "GLOPEC" - non-OPEC producers would have to also curb their production to elicit a Saudi cut. This kind of global participation seems highly unlikely, so we wait for production to decline naturally amid lower spending.

Since the meeting, enough OPEC commentary has been written to fill a good-sized library. Some argued OPEC is dead, while others argued reports of OPEC's death have been greatly exaggerated. As my colleague Jeff Reed pointed out last week, OPEC's inaction seems to violate its mission statement. This is akin to malpractice, but malpractice doesn't equal death. In the best OPEC piece we've read all year, Antoine Halff argued that while OPEC production cuts have been rendered counterproductive by LTO, the group is implementing an effective oil market strategy. OPEC is not dead, just different.

This editorial is part of this week's Oilpro Weekly Review, which also recaps the best discussions on Oilpro. The Oilpro Weekly Review is delivered to Oilpro inboxes each Thursday morning. To receive these comments by email each week, sign up for Oilpro, or if you are already a member, click here to adjust your email settings.

OPEC Production Unleashed, As U.S. Production Continues To Slow

OPEC said in its monthly report released today that its November production rose by 230,000 bpd from the previous month to average 31.70 M/bpd, the highest since April 2012. The 13-member group (Indonesia rejoined last Friday) is producing approximately 900,000 bpd more than it expects will be needed next year. "In 2016, demand for OPEC crude is forecast at 30.8 M/bpd, an increase of 1.5 M/bpd over the current year and unchanged from the previous assessment."

Here are some key takeaways from OPEC's December Monthly Market Report:

No More Quota

In our previous coverage of these reports over the last year, we've added "north of the group's 30 M/bpd recommended output quota." But after last Friday's meeting in Vienna, this quota no longer exists. While the group's decision last week officially reaffirmed the group's strategy to produce at current levels, in reality, absent the quota system, OPEC's members are now free to produce as they please. This new policy of doing nothing to change the status quo is reflected in OPEC's outlook for next year, which sees its own production rising and that of non-members declining. It is full steam ahead for OPEC's market share battle.

Iraq Production Up

According to external sources cited in the report, Iraqi output rose by 247,500 bpd to 4.3 M/bpd last month. OPEC didn't give a reason for the increase.

According to the IEA (whose monthly report will be released tomorrow), Iraq has pushed production to record levels in 2015 as IOCs develop its southern oilfields. At the same time, semi-autonomous Kurdistan continues to boost independent oil sales in the north.

In October, according to Iraq’s Oil Ministry, Iraq output had fallen as inclement weather postponed southern loadings and as flows through the KRG pipeline in the north were disrupted.

Meanwhile, OPEC’s report indicated that output in Saudi Arabia dropped by 25,200 bpd to 10.13 M/bpd last month.

Non-OPEC Supply Contraction

The 13-member group (Indonesia reentered last week) said in the monthly report that non-OPEC oil supply growth was forecast to be "much lower" in 2015 and 2016 following "the tremendous growth of 2.23 million barrels a day achieved in 2014."

While non-OPEC oil supply was estimated to grow by 1.00 M/bpd this year to average 57.51 M/bpd, the report expects a slowdown in non-OPEC oil production in 2016. OPEC says US oil production has been slowing since last April.

"For 2016, non-OPEC oil supply is now expected to contract by 380,000 barrels a day to average 57.14 mb/d, following a downward revision of 0.25 mb/d," from the previous month's report. A decline in US production accounts for about half this drop, OPEC said.

Demand Seen Rising In 2016

As non-OPEC supply is projected to fall, OPEC raised its forecast for global oil demand growth in 2015 and next year. For 2015, OPEC sees demand increasing by 1.53 M/bpd to average around 92.88 M/bpd. That's a 30,000 barrel increase from October's forecast.

The 13-member group expects oil demand to increase by around 1.25 M/bpd to average 94.14 M/bpd in 2016, increasing its forecast principally because of "better-than-expected consumption in Europe and Other Asia."