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Month: April 2022

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Moçambique para estabelecer um fundo soberano de riqueza, pois planeja US $ 96 bilhões para exportações de gás natural

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Enquanto Moçambique se prepara para exportar gás natural, observando US $ 96 bilhões em receita, planeja estabelecer um fundo soberano de riqueza no final de 2022. 

As autoridades estão finalizando o projeto de legislação que governará o fundo, informou a Bloomberg, citando o ministro das Finanças, Max Tonela. O fundo ficará operacional até outubro, antes que as exportações de gás natural liquificada comecem a fluir de um projeto offshore que a empresa de petróleo e gás multinacional italiana Eni Spa está desenvolvendo.

Segundo o plano, 50 % das receitas do fundo devem ser reinjetadas no fundo, enquanto os 50 % restantes serão destinados ao orçamento do governo durante os primeiros 20 anos de produção de GNL. Essa abordagem ajudará a garantir a economia e a estabilidade fiscal de que os preços das commodities flutuam.

A empresa de petróleo e gás multinacional francesa total retomará um projeto de US $ 20 bilhões no final do ano, que deve produzir até 13,1 milhões de toneladas de GNL por ano. Além disso, a ExxonMobil também tomará uma decisão final para um projeto ainda maior em um futuro próximo.

Source: clubofmozambique






Sasol opta por GNL em vez de gás canalizado de Moçambique Offshore

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A Sasol da África do Sul vetou os planos de investir no proposto African Renaissance Pipeline, optando por importar GNL por navio-tanque de Moçambique, onde TotalEnergies, Eni e ExxonMobil estão desenvolvendo projetos.

Investir no ARP vincularia a Sasol ao ativo “por 30 ou 40 anos, porque essa é a natureza do investimento”, disse o CEO da Sasol, Fleetwood Grobler, à Bloomberg em entrevista na sede da Sasol em Joanesburgo.

“O gás no longo prazo também é um combustível fóssil e dissemos que queremos chegar a zero líquido”, disse Grobler. “É um movimento sem arrependimentos, porque você sabe que vai esgotar e, quando você não precisa do gás, não desenvolve mais gás. Você precisa fazer uma ponte de 10 a 15 anos e então você precisa sair.”

A Sasol, o maior produtor mundial de combustível sintético a partir do carvão, é o segundo maior emissor de gases de efeito estufa (GEE) da África do Sul, depois da empresa estatal de energia Eskom; embora em termos de produção de GEE em uma única planta, a planta de combustíveis sintéticos Secunda da Sasol ocupa o primeiro lugar globalmente, de acordo com os órgãos de vigilância do carbono.

Em 2020, a África do Sul ainda dependia do carvão para satisfazer 74% de suas necessidades energéticas, mais que o dobro da média de 31% entre o grupo G20 de nações industrializadas e em desenvolvimento, segundo a Climate Transparency, organização que acompanha a transição energética no G20.

Em setembro de 2021, a Sasol anunciou um plano para reduzir suas emissões de GEE em 30% até 2030, mas até agora conseguiu confirmar o acesso a apenas 10% do gás natural necessário para deslocar carvão suficiente para atingir essa meta, Transparência Climática relatado.

A recusa da Sasol do ARP proposto deixa-a com duas opções para obter gás adicional: importações de GNL e o desenvolvimento das próprias reservas de gás da África do Sul. A Sasol, no entanto, também está se tornando verde, tendo estabelecido uma nova unidade de negócios, ecoFT, para desenvolver sua tecnologia proprietária de gás para líquidos Fischer-Tropsch para melhor utilizar os 2,3 milhões de toneladas de hidrogênio cinza que a empresa produz anualmente.

A Sasol diz que planeja substituir o hidrogênio cinza produzido durante seus processos de fabricação por hidrogênio verde feito de energia renovável usando o processo de energia para líquidos.

Na sua entrevista com Grobler, a Bloomberg informou que a empresa está a considerar a importação de GNL de uma unidade de regaseificação de armazenamento flutuante permanentemente ancorada (FSRU) planeada para o Porto da Matola, na capital moçambicana, Maputo.

O desenvolvedor do projeto, Beluluane Gas Company (BGC), uma joint venture que inclui como parceiros a TotalEnergies, o grupo Gigajoule de gás natural da África do Sul e a Matola Gas Company de Moçambique (MGC), concluiu a engenharia e design de front-end para o projeto em meados de 2021 , de acordo com o site da BGC.

A Sasol importa actualmente gás dos seus campos de Pande e Temane em declínio no sul de Moçambique através do gasoduto Rompco de 865 km que liga à rede de transmissão MGC. Espera compensar o declínio dos volumes de gás assim que o Matola FSRU se tornar operacional, algo que a publicação sul-africana Engineering News prevê que possa ocorrer em 2024.

Enquanto isso, o CEO da TotalEnergies, Patrick Pouyanne, visitou Maputo em 31 de janeiro, onde disse a repórteres que o grande francês planeja reiniciar seu projeto de GNL de US $ 20 bilhões no norte de Moçambique, que interrompeu após declarar força maior quando insurgentes ligados ao Estado Islâmico atacaram a área há um ano. .

“Meu objetivo é reiniciar em 2022”, disse Pouyanne à Reuters. “Muito progresso foi feito e, francamente, em um período muito curto de tempo.” O único impedimento agora é restabelecer os serviços públicos nas cidades abandonadas próximas ao canteiro de obras, explicou.

A TotalEnergies adquiriu uma participação operacional de 26,5% na Mozambique LNG gerida pela sua subsidiária local, depois de ter assumido o projeto em setembro de 2019 no âmbito do seu acordo com a Occidental para comprar ativos que a empresa norte-americana adquiriu com a compra da Anadarko.

O ARP proposto de 2600 km, no qual a Sasol estaria a considerar apenas um pequeno interesse, ligaria a produção a montante na bacia do Rovuma a pontos a sul com o segmento moçambicano originalmente programado para conclusão em 2025 e a perna sul-africana a seguir em 2026.

Enquanto isso, a África do Sul está explorando seu próprio offshore para possíveis recursos de gás de classe mundial.

Em outubro de 2020, a TotalEnergies anunciou que havia feito “uma descoberta significativa de condensado de gás” a 175 km da costa sul da África do Sul, no campo de gás Luiperd, adjacente à descoberta de Brulpadda.

Depois de atingir uma profundidade de 3.499 m, os perfuradores do Bloco 11B/12B na bacia de Outeniqua descobriram “73 m de gás condensado líquido em reservatórios do Cretáceo Inferior de boa qualidade bem desenvolvidos”, informou a TotalEnergies.

O bloco 11B/12B abrange 19.000 km2 com lâmina d’água variando de 200 a 1800 m. A Total é a operadora com 45% de participação, juntamente com a Qatar Petroleum, 25%; CNR Internacional (Recursos Naturais Canadenses), 20%; e o consórcio sul-africano Main Street, 10%. Em abril de 2021, no entanto, a consultoria ambiental da Total, SLR, notificou as autoridades sul-africanas de que “A Total E&P

South Africa BV decidiu adiar seu pedido de perfuração e atividades adicionais” nos Blocos 11B/12B”, de acordo com uma carta obtida pela Reuters. “Assim, o pedido de Autorização Ambiental da perfuração adicional e atividades associadas no Bloco 11B/12B foi retirado”, segundo a carta da SLR.

Source: The Journal of Petroleum Technology
















Syrah Resources vai construir central solar de 11 megawatts na mina de Balama

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A empresa mineira australiana Syrah Resources tomou a Decisão Final de Investimento para construir uma central solar de 11,25 megawatts para alimentar a sua mina de grafite Balama, na província de Cabo Delgado, no norte de Moçambique.

Atualmente, a mina é alimentada por um gerador a diesel e a instalação do parque solar reduzirá o consumo de diesel em 35%. De acordo com Syrah, o projeto “gerará um retorno atraente sobre o capital” devido aos baixos custos iniciais de capital e à economia de diesel. Além disso, a usina solar reduzirá a quantidade de dióxido de carbono produzida no processo de mineração em 12,5%.

O projeto está sendo implementado em parceria com a Solar Century Africa Limited com financiamento fornecido pela CrossBoundary Energy.

LEIA TAMBÉM: Syrah aprova decisão final de investimento em sistema solar e bateria Balama

A mina a céu aberto de Syrah em Balama cobre 106 quilômetros quadrados e possui as maiores reservas de grafite já descobertas. Segundo a empresa, a mina tem uma vida útil estimada em mais de cinquenta anos.

A Syrah também está desenvolvendo uma instalação em Louisiana, nos Estados Unidos, para processar o grafite em material de anodo ativo para uso em baterias de carros elétricos. Em dezembro, a empresa assinou um acordo vinculativo para fornecer material de anodo ativo ao prestigiado fabricante de automóveis Tesla.

Parte da produção da mina é enviada de Nacala para a China, que tem um domínio esmagador na produção de material de ânodo ativo usado em baterias de íons de lítio para carros elétricos.

Source: clubofmozambique






Total Eren ganha proposta para construir o Dondo Solar Power Plant

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A autoridade reguladora de energia de Moçambique (ARE) anunciou a seleção do total de Eren para construir a usina solar Dondo no centro do país.

“O Total Eren apresentou as melhores propostas técnicas e financeiras”, fora de cinco concorrentes que haviam sido pré-qualificados sob o programa de promoção de leilões em energia renovável, lançados pelo governo moçambicano, lê uma declaração de Aren lançado na quarta-feira.

A empresa é de propriedade da totalergia, a empresa de petróleo francesa que lidera o projeto de exploração de gás em Cabo Delgado suspendeu há um ano devido à insurgência armada naquela região. O Total Eren possui vários acionistas e promove projetos de energia renovável em todo o mundo.

A usina agora premiada terá uma saída de 30 megawatts (MW) e será instalado no Dondo District, Província de Sofala, perto da cidade da Beira.

Assim como a usina de energia solar Dondo, as autoridades moçambicanas planejam lançar propostas para outros dois, em Lichinga, capital da Província do Norte da Niassa, e outra na cidade de Manje, Província do centro de Tete.

Espera-se também que uma proposta seja lançada para uma usina eólica em Jangamo, província de Inhambane, no sul do país.

Source: clubofmozambique






A Saipem foi contratada pela Coral FLNG S.A., Sociedade de Propósito Específico constituída em Moçambique

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A Saipem foi contratada pela Coral FLNG SA, Sociedade de Propósito Específico constituída em Moçambique pelos Parceiros da Área 4 (Eni como Operador Delegado, ExxonMobil, CNPC, GALP, KOGAS e ENH), para serviços de manutenção da instalação flutuante Coral Sul FLNG (Floating Gás Natural Liquefeito) para gás natural liquefeito offshore de Moçambique.

A Coral Sul FLNG é uma instalação flutuante de gás natural liquefeito inovadora e sustentável construída para produzir gás natural da Bacia do Rovuma, localizada a aproximadamente 250 km a Nordeste de Pemba e a 50 km da costa de Moçambique. É a primeira instalação de FLNG operando em águas ultraprofundas, conectada a um sistema subaquático a uma profundidade de cerca de 2.000 metros.

O contrato tem um valor aproximado de 150 milhões de USD com uma duração de cerca de 9 anos, mais um ano opcional. As atividades abrangem a manutenção de toda a instalação de FLNG e supervisão a bordo, bem como a criação de uma base logística onshore.

A adjudicação deste novo contrato de prestação de serviços confirma a presença da Saipem no segmento de gás natural liquefeito, no âmbito da diversificação da carteira de projetos e reforça o seu posicionamento num país estratégico como Moçambique.

Source: Saipem

SBM Offshore recebe contratos para ExxonMobil FPSO ONE GUYANA

NewsAtul

A SBM Offshore tem o prazer de anunciar que a Esso Exploration and Production Guyana Limited (EEPGL), uma afiliada da Exxon Mobil Corporation, confirmou a adjudicação de contratos para o projeto de desenvolvimento Yellowtail localizado no Bloco Stabroek na Guiana. Sob esses contratos, a SBM Offshore construirá, instalará e, em seguida, arrendará e operará o FPSO ONE GUYANA por um período de até dois anos, após o qual a propriedade e operação do FPSO será transferida para a EEPGL. O prêmio segue a conclusão dos estudos de engenharia e design de front-end, o recebimento das aprovações governamentais necessárias e a decisão final de investimento no projeto pela ExxonMobil e co-empreendedores do bloco.

O empreendimento Yellowtail é o quarto empreendimento dentro do bloco Stabroek, a cerca de 200 quilômetros da costa da Guiana. A EEPGL é a operadora e detém uma participação de 45% no bloco Stabroek, a Hess Guyana Exploration Ltd. detém uma participação de 30% e a CNOOC Petroleum Guyana Limited, uma subsidiária integral da CNOOC Limited, detém uma participação de 25%.

O design do FPSO ONE GUIYANA é baseado no programa Fast4Ward® da SBM Offshore, líder da indústria, que incorpora o novo casco flutuante multifuncional da empresa combinado com vários módulos de topsides padronizados. O FPSO será projetado para produzir 250.000 barris de petróleo por dia, terá capacidade de tratamento de gás associado de 450 milhões de pés cúbicos por dia e capacidade de injeção de água de 300.000 barris por dia. O FPSO será espalhado ancorado em lâmina d’água de cerca de 1.800 metros e terá capacidade para armazenar cerca de 2 milhões de barris de petróleo bruto.

A SBM Offshore está comprometida em trabalhar com empresas da Guiana para o trabalho a ser realizado na Guiana e está se preparando para recrutar e empregar engenheiros da Guiana na equipe do projeto ONE GUYANA.

A fase turnkey do projeto é executada por uma empresa de propósito específico (SPC) estabelecida pela SBM Offshore e McDermott. A SBM Offshore detém 70% e a McDermott detém 30% de participação acionária neste SPC. O FPSO será de propriedade integral da SBM Offshore.

Source: SBM

ExxonMobil sanciona quarto e maior desenvolvimento de petróleo no bloco Stabroek da Guiana

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A petrolífera ExxonMobil sancionou seu quarto e maior desenvolvimento de petróleo até hoje em seu Bloco Stabroek operado, localizado na costa da Guiana, que será desenvolvido com o maior navio FPSO do bloco até agora.

De acordo com uma atualização de segunda-feira de seu parceiro Hess, a ExxonMobil tomou uma decisão final de investimento para prosseguir com o desenvolvimento da Yellowtail offshore na Guiana depois de receber aprovações governamentais e regulatórias. Yellowtail, o quarto desenvolvimento de petróleo e o maior do Bloco Stabroek, deverá produzir aproximadamente 250.000 barris brutos de petróleo por dia a partir de 2025.

A Yellowtail utilizará o navio flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO) ONE GUYANA, que desenvolverá uma base de recursos estimada em aproximadamente 925 milhões de barris de petróleo. Seis centros de perfuração estão planejados com até 26 poços de produção e 25 poços de injeção.

Como lembrete, a ExxonMobil concedeu contratos à SBM Offshore para realizar Engenharia e Design Front-End (FEED) para um navio FPSO para o projeto de desenvolvimento Yellowtail. Esta será a maior unidade produtora já construída pela SBM Offshore. O operador holandês construirá, instalará e, em seguida, arrendará o FPSO e o operará por um período de até dois anos. O primeiro óleo é esperado em 2025.

O FPSO será projetado para produzir 250.000 barris de petróleo por dia, terá uma capacidade de tratamento de gás associado de 450 milhões de pés cúbicos por dia e uma capacidade de injeção de água de 300.000 barris por dia.
A participação líquida de Hess nos custos de desenvolvimento, excluindo os custos de pré-sanção e o custo de compra do FPSO, deverá ser de aproximadamente US$ 2,3 bilhões, dos quais aproximadamente US$ 210 milhões são esperados em 2022, US$ 430 milhões em 2023, US$ 585 milhões em 2024, US$ 390 milhões em 2025 e US$ 295 milhões em 2026.

“Estamos empolgados em sancionar nosso quarto desenvolvimento de petróleo e o maior FPSO até hoje no Stabroek Block”, disse o CEO da Hess, John Hess.

“O mundo precisará desses recursos petrolíferos de baixo custo para atender à demanda futura de energia e ajudar a garantir uma transição energética acessível, justa e segura.”

O desenvolvimento da Fase 1 do Liza, utilizando o FPSO Liza Destiny, iniciou a produção em dezembro de 2019; a sua capacidade de produção deverá aumentar para mais de 140.000 barris brutos de petróleo por dia, na sequência dos trabalhos de optimização da produção em curso.

O desenvolvimento do Liza Phase 2, utilizando o FPSO Liza Unity, iniciou a produção em fevereiro de 2022 e deve atingir sua capacidade de produção de 220.000 barris brutos de petróleo por dia ainda este ano, à medida que as operações são colocadas em operação com segurança.

O terceiro empreendimento no bloco de Payara está a caminho de iniciar a produção em 2024, utilizando o FPSO Prosperity com capacidade de produção de aproximadamente 220.000 barris brutos de petróleo por dia. Conforme relatado na semana passada, o FPSO Prosperity passou recentemente para a fase de integração de topsides em um estaleiro em Cingapura.
Espera-se que pelo menos seis FPSOs com capacidade de produção de mais de 1 milhão de barris brutos de petróleo por dia estejam on-line no Bloco Stabroek em 2027, com potencial para até 10 FPSOs desenvolver recursos recuperáveis ​​brutos descobertos de mais de 10 bilhões barris de óleo equivalente.

O Stabroek Block tem 6,6 milhões de acres. A afiliada da ExxonMobil Esso Exploration and Production Guiana é a operadora e detém 45% de participação no Stabroek Block. A Hess detém 30% de participação e a CNOOC Petroleum Guyana detém 25% de participação.

A TechnipFMC também já garantiu um contrato para fornecer o sistema de produção submarino para o desenvolvimento do Yellowtail, enquanto a italiana Saipem foi encarregada da Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (EPCI) dos Umbilicais Submarinos, Risers e Linhas de Fluxo (SURF).

Source: Offshore-energy.biz