US oil exports: WTI mixed while TMX rises
US light sweet waterborne spot crude prices were mixed over the week as Asian buying interest firms.
WTI loading 15-45 days forward at the US Gulf coast narrowed its discount to December Ice Brent by 50¢/bl to 93¢/bl. The free-on-board (fob) value weakened by 4¢/bl against the secondary coastal crude benchmark WTI Houston to a 26¢/bl midpoint premium as October-loading differentials were mostly unchanged due to a major industry event happening in Singapore this week.
Demand for WTI climbed a bit earlier in the week as Asia-Pacific refiners stepped up their purchases of October-loading WTI prior to the start of S&P's Asia Pacific Petroleum Conference (APPEC) conference this week in Singapore. It was unclear whether the pace of Asian buying would continue after this week.
Asian buyers typically seek WTI supplies around two weeks earlier than European customers. Prior to the spike in Asian buying of WTI, Chinese demand had been relatively weak, although delegates at the Singapore conference said this demand weakness was overstated.
Chinese oil demand growth is slowing but has not yet peaked, while growth in the use of naphtha and jet fuel is offsetting declines in motor fuel consumption, delegates heard at the Argus Asia-Pacific Oil Markets Forum on 10 September. The growth in the use of naphtha and jet fuel is offsetting declines in motor fuel consumption.
The slowdown in oil demand growth is attributed to signs of weakness in the Chinese economy and the country's push for electric vehicles. Despite the slowdown, some experts believe that the weakness in Chinese oil demand is being exaggerated, and they view China as a maturing market with lower growth like other OECD countries.
Elsewhere, tanker freight rates are expected to increase in the coming months due to a recovery in demand for dirty tankers, according to delegates at the Appec conference in Singapore. The rates for clean tanker freight fell in the third quarter due to competition from dirty tankers, but there has been a recent increase in demand for dirty tankers, hinting at a general recovery in the fourth-quarter rates.
Americas Pacific coast
Values for Canadian crude exported via the 590,000 b/d Trans Mountain Expansion (TMX) pipeline strengthened amid volatility in the underlying futures market.
Free-on-board (fob) High-tan crude exported from Vancouver strengthened 10¢/bl to a $10.53/bl discount to January Ice Brent, while Cold Lake fob Vancouver rose 20¢/bl to a $9.55/bl discount against the benchmark.
Ice Brent crude futures prices fell below $70/bl during the week, the first time since late 2021. This decline came after low Chinese crude imports in July and the delay by OPEC+ alliance members to increase output. Despite disruptions to Libyan crude output, the prices continued to fall. OPEC's research arm remains bullish on oil demand, while some trading firm executives suggested that prices may need to fall further to stimulate demand. Analysts and traders are factoring in the softness in China, the impending Federal Reserve easing cycle in the US, and mixed messages from OPEC.
Elsewhere, sections of the 622,000 b/d Keystone crude pipeline remain at reduced pressure since a spill nearly two years ago, but its operator is making strides to have those restrictions potentially removed.
TC Energy's Keystone pipeline is a major thoroughfare for Canadian heavy crude destined for the US midcontinent and Gulf coast, but a rupture in December 2022 took the cross-border pipeline off line for more than three weeks.
Service was mostly restored in the months following the incident, but more crude could likely be moved down the line if pressure restrictions are lifted.
Canada's west coast now exports more Canadian crude than the US Gulf coast after the startup of the TMX pipeline. Lifted restrictions on the Keystone pipeline could potentially disrupt crude flows through TMX.
Planned US crude export cargoes | ||||
Tanker name | Size | Charterer | Destination | Laycan |
Asia-Pacific | ||||
Front Forth | VLCC | Phillips 66 | China | 7-14 September 2024 |
C. Earnest | VLCC | Mercuria | China | 7-14 September 2024 |
Khurais | VLCC | Unipec | China | 10-14 September 2024 |
Ilma | VLCC | SK Energy | South Korea | 15 September 2024 |
Legio X Equestris | VLCC | Aramco Trading | Singapore | 15 September 2024 |
Plata Glory | VLCC | Phillips 66 | Taiwan and/or South Korea | 19 September 2024 |
Seamajesty | Suezmax | Shell | Singapore | 19 September 2024 |
Dht Sundarabans | VLCC | ExxonMobil | Singapore | 24 September 2024 |
Yasa Scorpion | VLCC | Unpiec | China | 25-30 September 2024 |
Basrah | VLCC | Unipec | China | 30 September 2024 |
New Corolla | VLCC | Hyundai Oil Bank | South Korea | 3-5 October 2024 |
Front Alta | VLCC | Shell | South Korea | 5 October 2024 |
Cosflying Lake | VLCC | BP | Singapore | 8 October 224 |
Celeste Nova | VLCC | Chevron | South Korea | 8 October 224 |
Landbridge Glory | VLCC | Equinor | Asia-Pacific | 13 October 2024 |
Front Tana | VLCC | SK Energy | South Korea | 13 October 2024 |
Hillah | VLCC | PTT | Ningbo, China | 15 October 2024 |
Sinokor TBN | VLCC | Occidental Petroleum | Asia-Pacific | 16 October 2024 |
Europe | ||||
Andromeda | VLCC | BP | Europe | 8-14 September 2024 |
Seaways Endeavor | VLCC | ExxonMobil | Europe | 14 September 2024 |
Levantine Sea | Aframax | Chevron | Europe | 15 September 2024 |
Seatribute | Aframax | BP | Europe | 15 September 2024 |
Yuan Bei Hai | Suezmax | Equinor | Europe | 15 September 2024 |
Arctic | Suezmax | BP | Europe | 18 September, 2024 |
Aegean Horizon | Suezmax | Vitol | Europe | 18-19 September 2024 |
Morning Hope | VLCC | ExxonMobil | Europe | 21 September 2024 |
Eagle Veracruz | VLCC | ExxonMobil | Europe | 27 September 2024 |
Cobalt Nova | VLCC | BP | Europe | 13-17 October 2024 |
Americas and misc. | ||||
Front Shanghai | Suezmax | Energy Transfer | Porto Sudeste, Brazil | 13-14 September 2024 |
Green Adventure | Aframax | Chevron | East Coast Canada | 15 September 2024 |
Seaways Frio | Suezmax | Petrobras | Brazil | 21 September 2024 |
Shipping fixture reports | ||||
Select US crude cargoes in transit | ||||
Tanker name | Size | Loading window | Destination | ETA |
Asia-Pacific | ||||
Houston Voyager | VLCC | 22-24 July 2024 | Maoming, China | Alongside |
Seavoice | VLCC | 20-24 July 2024 | Ulsan, South Korea | 15 September 2024 |
Dht Panther | VLCC | 11-16 July 2024 | Kaohsiung, Taiwan | 16 September 2024 |
Arsan | VLCC | 19-25 July 2024 | Daesan, South Korea | 16 September 2024 |
Dht Osprey | VLCC | 23-27 July 2024 | Taoyuan, Taiwan | 17 September 2024 |
Xin Long Yang | VLCC | 29 July 2024 - 3 August 2024 | Paradip, India | 20 September 2024 |
Maxim | VLCC | 26-29 July 2024 | Kaohsiung, Taiwan | 22 September 2024 |
Halcyon | VLCC | 2-6 August 2024 | South Korea | 27 September 2024 |
Cap Victor | Suezmax | 5-7 August 2024 | Mumbai, India | 28 September 2024 |
Advantage Verdict | VLCC | 12-16 August 2024 | Singapore | 5 October 2024 |
Cosnew Lake | VLCC | 13-18 August 2024 | Yeosu, South Korea | 9 October 2024 |
DHT Redwood | VLCC | 15-18 August 2024 | Asia-Pacific | 10 October 2024 |
Maharah | VLCC | 15-21 August 2024 | Daesan, South Korea | 12 October 2024 |
Maran Thaleia | VLCC | 16-21 August 2024 | China | 13 October 2024 |
Vl Brilliant | VLCC | 21-26 August 2024 | Kaohsiung, Taiwan | 17 October 2024 |
Dias I | VLCC | 23-27 August 2024 | Geoje, South Korea | 17 October 2024 |
Amphitrite | VLCC | 27-31 August 2024 | Singapore | 19 October 2024 |
Great Lady | VLCC | 30 August - 3 September 2024 | Singapore | 25 October 2024 |
Dijilah | VLCC | 3-6 September 2024 | Mumbai, India | 27 October 2024 |
Europe | ||||
Ithaki DF | Aframax | 27-28 August 2024 | Fos, France | 16 September 2024 |
Seagrace | Suezmax | 29-31 August 2024 | Immingham, United Kingdom | 17 September 2024 |
Minerva Nounou | Aframax | 30-31 August 2024 | Rotterdam, The Netherlands | 17 September 2024 |
Achilleas | Suezmax | 30-31 August 2024 | Rotterdam, The Netherlands | 18 September, 2024 |
Eagle Ventura | VLCC | 28 August - 4 September | Rotterdam, The Netherlands | 20 September 2024 |
Nordic Zenith | Suezmax | 30 August - 2 September | Wilhelmshaven, Germany | 21 September 2024 |
Horten | VLCC | 31 August - 5 September 2024 | Rotterdam, The Netherlands | 22 September 2024 |
Drepanos | Aframax | 3-5 September 2024 | Immingham, United Kingdom | 23 September 2024 |
Atlantic | Suezmax | 29 August - 1 September 2024 | Trieste, Italy | 23 September 2024 |
Sola TS | Aframax | 6-8 September 2024 | A Coruña, Spain | 24 September 2024 |
Front Ull | Suezmax | 5-7 September 2024 | Wilhelmshaven, Germany | 25 September, 2024 |
Atlantic Emerald | Aframax | 7-9 September 2024 | Spain | 26 September 2024 |
Crude Zephyrus | Suezmax | 3-4 September 2024 | Ancona, Italy | 26 September 2024 |
Grimstad | Aframax | 9-11 September 2024 | Rotterdam, The Netherlands | 29 September 2024 |
Nordic Vega | Suezmax | 3-4 September 2024 | Porvoo, Finland | 29 September 2024 |
Minerva Libra | Aframax | 7-9 September 2024 | Milazzo, Italy | 30 September 2024 |
Kpler and Vortexa |
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Setor de captura de carbono pede regulação do mercado
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Sao Paulo, 9 October (Argus) — Participantes do mercado de captura e armazenamento de carbono (CCS, na sigla em inglês) pedem um marco regulatório claro para tornar o mercado comercialmente viável. O governo federal deve traçar uma visão estratégica para que o CCS possa ajudar a descarbonizar o setor industrial do país e, consequentemente, contribuir para a meta de zerar as emissões de CO2 até 2050, de acordo com participantes do mercado. Um projeto de lei está tramitando em Brasília. "Para termos resultados no futuro, precisamos de segurança jurídica", disse Heloisa Esteves, diretora de Petróleo, Gás e Biocombustíveis na Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em uma conferência do setor, na semana passada, em São Paulo. O projeto de lei que visa criar um mercado regulado de carbono prevê que empresas com emissões acima de 10.000t de CO2e/ano relatem reduções ao Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões (SBCE). O texto foi aprovado, recentemente, pela Comissão de Meio Ambiente do Senado, e agora precisa ser encaminhado ao Congresso. Se aprovada, a legislação teria papel semelhante à Política Nacional de Biocombustíveis (Renovabio) na formalização do mercado de créditos de descarbonização (Cbios), disse Alexandre Calmon, advogado especializado no setor de energia. "O Renovabio serviu de embrião para o mercado brasileiro de carbono", ele afirmou à Argus . Outros participantes do evento citaram a importância de implementar rapidamente a regulação para captura e armazenamento de carbono para impulsionar investimentos e pesquisas, à medida que crescem as discussões sobre o assunto. A decisão dos senadores também gerou polêmica ao excluir o setor agrícola de seu escopo. Em agosto, o Senado aprovou um projeto de lei que atribui a regulação do CCS à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Além de permitir projetos comerciais de armazenamento de carbono no país, o texto cria um sistema de autorização para o setor. A proposta ainda não foi apreciada pelo Congresso. As expectativas são altas, pois o país pode armazenar e capturar até 190 milhões de t/ano de CO2, de acordo com estudo publicado pela CCS Brasil, um centro de pesquisas especializado no setor. O Brasil poderia gerar até $20 bilhões/ano com projetos de CCS, de acordo com a presidente da organização, Isabela Morbach. Rota da bioenergia A indústria brasileira de biocombustíveis também está considerando projetos de captura e armazenamento de carbono pela rota da bioenergia (BECCS, na sigla em inglês), que representa o segundo maior potencial do país para CCS. A produtora de etanol de milho FS está investindo R$350 milhões em um projeto em sua planta de Lucas do Rio Verde, em Mato Grosso, para gerar etanol carbono negativo, que envolve capturar e armazenar mais CO2 do que é gerado na produção do combustível. A Uisa, empresa sucroalcooleira da região Centro-Oeste, também anunciou planos de BECCS para injetar carbono proveniente da produção de etanol em sua unidade de Nova Olímpia, também em Mato Grosso. Grande produtor canavieiro, o estado de São Paulo também estuda novas iniciativas. O coordenador da secretaria de Agricultura e Abastecimento do estado, Alberto Amorim, disse à Argus que o governo quer investir em CCS por meio do setor sucroalcooleiro. A Petrobras, que reinjeta gás e CO2 em seus campos de petróleo, também está de olho em soluções renováveis. "A Petrobras tem interesse em transportar e armazenar carbono por meio de parcerias com outras empresas, que poderiam ser indústrias de bioenergia", contou Savana Fraulob, gerente de Contabilidade e Tributário da estatal, à Argus . "É uma estrutura muito cara. Então, para quem quiser embarcar nessa conosco, estamos, realmente, estudando esta possibilidade." Por Laura Guedes Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Argus Media group . Todos os direitos reservados.
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Sao Paulo, 14 September (Argus) — O presidente Luiz Inácio Lula da Silva assinou, nesta quinta-feira (14), a mensagem de envio dos termos do projeto de lei (PL) Combustível do Futuro, em uma tentativa de acelerar a transição energética e substituir gradualmente os combustíveis fósseis. O projeto, que foi lançado em cerimônia no Palácio do Planalto, em Brasília, ainda depende de aprovação do Congresso Nacional para se tornar lei. Se aprovado, o Brasil adotará formalmente normativas estabelecendo metas para o uso sustentável de combustível de aviação (SAF, na sigla em inglês) e diesel verde para apoiar seu compromisso de carbono zero até 2050. O tão discutido aumento da mistura de anidro na gasolina de 27,5pc para 30pc também foi incluído na proposta. "O Brasil poderia se tornar tão ou mais importante para os combustíveis renováveis quanto o Oriente Médio é para o petróleo", disse Lula, repetindo declarações semelhantes que fez durante oboom de biocombustíveis do país na década de 2000. Abrir caminho para um futuro energético mais limpo é uma grande parte da sua agenda internacional, disse ele. Lula também aludiu a reuniões oficiais com empresas do setor nos Estados Unidos, na próxima semana, e na Alemanha, ainda neste ano, para discutir assuntos relacionados aos combustíveis renováveis. O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que a iniciativa é resultado direto dos esforços do governo para a transição energética global. "O Brasil será provedor de soluções de baixo carbono para outras nações", disse ele. Palestrantes na Cúpula do Clima no Brasil, em Nova York, esta semana, pediram um plano de eliminação progressiva dos combustíveis fósseis para que o país pudesse se posicionar como um pioneiro na implementação de políticas climáticas. O que pode mudar? Algumas das mudanças propostas são: Captura e armazenamento de carbono (CCS, na sigla em inglês): propõe um marco regulatório para o exercício das atividades de captura e estocagem geológica de dióxido de carbono, cuja regulação será atribuída à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Diesel verde: cria o Programa Nacional do Diesel Verde (PNDV) para incorporação gradativa do diesel verde à matriz de combustíveis do país, com um mandato ainda a ser definido pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). E-fuels : estabelece meios legais que incentivem a produção dos chamados e-fuels , alternativas sintéticas aos combustíveis fósseis feitos a partir de hidrogênio e CO2. Mistura de anidro na gasolina: aumenta a mistura máxima de etanol anidro na gasolina de 27,5pc para 30pc. SAF: estabelece metas de emissões para as companhias aéreas, incentivando o aumento do uso de SAF, visando alcançar uma redução de 1pc nas emissões para as companhias aéreas até 2027 e 10pc até 2037. Possíveis repercussões para o etanol O pacote deve oferecer algum alívio à indústria do etanol, que tem encontrado dificuldades para defender suas margens em meio a uma maior oferta de produto e um mercado consumidor em contração . Um eventual aumento da mistura de anidro na gasolina, de 27,5pc para 30pc, poderia ajudar a elevar a demanda por etanol no mercado interno, avalia a BP Bunge, citando um aumento potencial de 80.000 m³/mês na comercialização . A mudança também poderia aumentar a octanagem da gasolina e potencialmente alterar as operações das refinarias brasileiras de combustíveis fósseis . Nos termos do projeto, a via de conversão da tecnologia alcohol-to-jet (AtJ, na sigla em inglês) surge como o caminho mais viável para aumentar o uso de SAF no país. Mandato de biodiesel O setor de biodiesel ficou fora do PL. A Frente Parlamentar Mista do Biodiesel (FPBio), liderada pelo deputado federal Alceu Moreira (MDB-RS), tem uma proposta para aumentar o mandato de mistura do biodiesel dos atuais 12pc para 13-14pc, disseram fontes à Argus Durante a cerimônia, Lula sugeriu que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) se reúna para discutir o aumento do mandato, mas a data ainda não foi definida. "Se depender de mim, reabriremos todas as usinas de biodiesel fechadas [nos últimos anos]", afirmou o presidente. Erasmo Battistella, presidente da Be8, também defendeu o aumento da mescla em discurso no evento, argumentando que o Brasil deveria trabalhar para elevar o mandato a 15pc em 2024. "A Embrapa [Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária] tem 19 variedades de oleaginosas mapeadas que podem ser usadas na produção de biodiesel", disse Battistella, sobre a disponibilidade de insumos. Além disso, Heloisa Borges Esteves, diretora de petróleo, gás e biocombustíveis na Empresa de Pesquisa Energética (EPE), afirmou que as novas regulamentações para o setor de hidrogênio estão "caminhando em ritmo acelerado". Por Vinicius Damazio, Laura Guedes e Alexandre Melo Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Argus Media group . Todos os direitos reservados.
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