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Exxon e Total em negociações sobre o acordo de compartilhamento de recursos do LNG de Moçambique

A ExxonMobil e a Total estão em negociações sobre seus enormes projetos de GNL em Moçambique , cada uma buscando extrair mais gás de um campo compartilhado que abrange os dois empreendimentos e cortar custos, disseram à Reuters três fontes familiarizadas com o assunto.

As conversações entre as grandes empresas de energia envolvem também o governo moçambicano, segundo as fontes, que tem de dar a aprovação final a qualquer novo acordo.

O campo que abrange os projetos contém gás que é mais espesso e, portanto, mais barato de extrair e converter em GNL do que as reservas em outras partes dos projetos.

O volume que cada projeto poderia extrair da área compartilhada foi estabelecido em um acordo de “unitização” – ou compartilhamento de recursos – 2015. No entanto, tanto a norte-americana Exxon quanto a francesa Total estão agora renegociando o contrato entre si, disseram as fontes.

As empresas procuram cortar custos sempre que podem, prejudicadas por um colapso induzido pelo COVID-19 nos preços globais do petróleo e do gás e enfrentando um agravamento da situação de segurança em Moçambique.

Em toda a indústria, a maioria das empresas foi forçada a adiar decisões sobre novos projetos de GNL e reduzir os investimentos em plantas de produção existentes, em total contraste com o nível recorde de aprovações de plantas do ano passado.

O sucesso nas negociações pode ser particularmente importante para a Exxon, que ainda precisa cortejar os investidores antes de uma decisão final de investimento (FID) atrasada em seu projeto de Rovuma LNG de $ 30 bilhões, que as fontes agora não esperam até o início de 2022.

O FID está O projeto de Moçambique LNG de $ 20 bilhões da Total foi feito em junho de 2019.

O contrato atual foi assinado pela Eni e pela Anadarko. Em 2017, a Eni vendeu uma participação no empreendimento Rovuma para a Exxon, que agora é a operadora do projeto, enquanto a Anadarko vendeu o Mozambique LNG para a Total no ano passado.

Ele permite que os projetos extraiam um total de 24 trilhões de pés cúbicos de gás das reservas “straddling”, com uma participação de 50/50 na fase um de desenvolvimento.

Agora, a Exxon e a Total estão tentando reformular o acordo para aumentar a extração das reservas abrangentes como forma de aumentar a eficiência e aumentar a produção anual de GNL de seus projetos, de acordo com as fontes.

“Eles querem usar primeiro o gás mais barato – que são os recursos abrangentes”, disse uma das fontes.

Questionado sobre as negociações, um porta-voz da Exxon disse: “Por uma questão de prática, não comentamos rumores ou especulações de terceiros.”

“A ExxonMobil continua a trabalhar ativamente com seus parceiros e o governo para otimizar os planos de desenvolvimento, melhorando as sinergias e explorando oportunidades relacionadas ao ambiente atual de baixo custo”, acrescentou.

Total disse que os operadores dos dois projetos “continuam trabalhando juntos para maximizar as sinergias e otimizar as fases futuras de desenvolvimento”.

A empresa estatal de petróleo e gás de Moçambique ENH, que detém 10% do Rovuma LNG e 15% do Moçambique LNG, remeteu as questões da Reuters ao Instituto Nacional do Petróleo (INP), órgão que gere o desenvolvimento energético do país.

O INP não respondeu às perguntas da Reuters.

AUMENTO DA PRODUÇÃO

Um estudo do Standard Bank de 2019 disse que o Rovuma LNG da Exxon usaria 15,1 Tcf de reservas de gás transzonais, acima do limite de unitização, pois incluía gás reservado para uso doméstico e condensado, mais 6,4 Tcf de reservas não transzonais – para produzir 15,2 milhões de toneladas por ano (MTPA) de LNG.

Em vez disso, disse a fonte, a Exxon quer extrair apenas gás das reservas abrangentes, aumentando a quantidade que pode acessar da área compartilhada para cerca de 20,1 Tcf, o que resultaria em produção 7,9% maior, a 16,4 MTPA, e custos unitários mais baixos.

Isso marcaria um ganho de eficiência considerável para a fase um do Rovuma, projetada pela Exxon para durar 25 anos.

O Mozambique LNG espera produzir o primeiro LNG em 2024, entregando 12,88 MTPA de LNG na sua primeira fase. A Reuters não foi capaz de estabelecer para que a Total queria mudar seus números de produção de gás e GNL.

Uma quarta fonte disse que as duas empresas vinham em negociações há algum tempo sobre como cortar custos e gerar sinergias em seus projetos, e confirmou que a Exxon estava procurando aumentar a produção anual de GNL.

Em abril, a Exxon atrasou seu FID no projeto Rovuma, que era esperado este ano, enquanto se preparava para fazer cortes nas despesas de capital em seus negócios em meio aos preços do petróleo de mergulho.

O governo de Moçambique disse que espera o FID da Exxon no próximo ano, mas todas as quatro fontes disseram que ele pode vir no início de 2022, em linha com as estimativas da Rystad Energy, empresa de pesquisa sediada em Oslo, que o estimam em 2022 ou 2023.

Em resposta a perguntas sobre se o FID poderia ser empurrado para 2022 ou 2023, a Exxon disse: “Continuamos a trabalhar em estreita colaboração com os parceiros da Área 4, pois o Rovuma LNG é um projeto complexo que levará vários anos para ser desenvolvido.”

Área 4 é o nome dado à área de licença do Rovuma LNG.

SOMBRA DA INSURGÊNCIA

Enquanto Moçambique está impaciente para que a decisão final de investimento seja tomada, pode haver vantagens para a Exxon em empurrá-lo para 2023.

Isso significaria que a empresa não produziria seu primeiro GNL do projeto até por volta de 2028, dando mais tempo para a demanda para se recuperar após a queda causada pela pandemia.

No entanto, os planos estão sendo colocados sob a sombra de uma insurgência na porta dos projetos. A situação da segurança piorou este ano e o grupo, que tem ligações com o Estado Islâmico, apreendeu e ocupou locais estratégicos, incluindo uma cidade a apenas 60 km dos empreendimentos de gás.

Analistas alertam que a capacidade do grupo de atacar os próprios projetos está aumentando, embora ainda seja improvável.

Uma das fontes, um funcionário da indústria de gás moçambicana, disse que a insurgência era uma grande ameaça para as grandes petrolíferas.

“O investimento não será viável sem segurança”, disse o responsável

Fonte: Reuters

Moçambique perde cerca de US $ 2 bilhões com atraso do FID da Exxon Mobil

A principal petrolífera americana Exxon Mobil e seus parceiros no projeto de gás natural liquefeito (GNL) da Área 4 da Bacia do Rovuma projetaram 2020 como o ano de sua Decisão Final de Investimento (FID). Mas a pandemia Covid-19, que desvalorizou o preço do gás natural no mercado internacional, levou a multinacional a adiar sua decisão para uma data ainda a ser anunciada, pois a crise continua semeando incertezas no setor.

No seu Relatório e Contas para 2020, a Empresa Moçambicana de Hidrocarbonetos (ENH), braço empresarial do Estado no sector do petróleo e gás do país, afirma que o adiamento do FID da empresa e dos parceiros terá certamente um impacto negativo em Moçambique.

“Esta situação terá um impacto negativo para o país, uma vez que se previa que fossem gastos cerca de US $ 2 mil milhões na economia moçambicana”, refere o relatório da ENH.

A ENH diz que o impacto se explica pelo facto de, com o atraso do FID previsto para o primeiro trimestre de 2020, as empresas registadas em Moçambique terem deixado de receber o valor acordado para a aquisição de bens e serviços na economia nacional.

A Exxon Mobil atrasou o FID para o projeto Rovuma LNG em Moçambique em abril, seis meses após a tomada de uma Decisão de Investimento Inicial de cerca de US $ 520 milhões para atividades preparatórias a serem realizadas antes do início da fase inicial de construção da plataforma de liquefação de gás natural .

Numa altura em que se esperava que o FID da Bacia do Rovuma fosse tomado no próximo ano, o Director-Geral da Exxon Mobil em Moçambique, Jos Evens, falando num seminário sobre gás realizado no final de Outubro, mostrou alguma incerteza, alegadamente porque a decisão seria dependem de como o mercado se desenvolverá nos próximos meses e anos.

O projecto Rovuma LNG está a ser executado pelo consórcio Mozambique Rovuma Venture (MRV), liderado pela Exxon Mobil, e pretende produzir, liquefazer e comercializar gás natural a partir de três reservatórios do complexo Mamba, localizado no bloco da Área 4 no Rovuma Bacia, duas das quais fazem fronteira com a Área 1. O Plano de Desenvolvimento do Projeto prevê uma produção de GNL de 15,2 milhões de toneladas por ano.

Além da Exxon Mobil, a Mozambique Rovuma Venture (MRV) integra a Eni e a CNPC, que em conjunto detêm uma participação de 70% no contrato de concessão de pesquisa e produção, sendo que a Galp, KOGAS e ENH EP detêm cada uma uma participação de 10%.

Fonte: Carta de Moçambique

Sasol discloses new business opportunities for SMEs in Mozambique

Petrochemical company Sasol, which has been exploiting natural gas in Inhambane for more than 14 years, says it has already hired more than 1,500 Mozambican companies to provide various services, for which it has disbursed US$174 million over the past two years.

But it is with eyes new horizons that Sasol decided to adopt a new approach to promote local content. The new strategy rests on five ‘pillars’.

Local Acquisitions, which aims to increase spending on goods and services provided by national companies through the implementation of a preferential procurement procedure.
Development of Companies and Suppliers (ESD), whose aim is to train local Small and Medium Enterprises (SMEs) in several key areas, including health and safety at work management, compliance with legal standards and accounting, to prepare them to access business opportunities at Sasol and other companies.
A Credit Line to support Micro, Small and Medium-sized Mozambican Companies whose goal is to provide local SMEs with affordable financial products. The SMEs Fund is already created and will be managed by BCI bank.
Local Employment, which is focused on capacity-building of Mozambicans through basic education focused on Science, Technology, Engineering and Mathematics via a vocational training programme and a professional training programme.
Research, Development and Technology Transfer, whose aim is to develop and implement scalable or purpose-adjusted initiatives in partnership with the Government.
According to Sasol director general Ovideo Rodolfo, the multinational believes that it can continuously improve the lives of communities through partnership with the Government to help local companies.

Speaking at the opening of the local opportunities seminar Rodolfo said that Sasol is ready to contribute to the growth of the country’s economy and to help meet the needs of the communities.

Local Content Plan

For the Provincial Government, the time for complaining is over, and now business people must dig in. Governor of Inhambane Daniel Chapo pointed out that Sasol positions local content as an integral part of its corporate strategy and recognises the importance of professional development, manpower and local suppliers in the regions where it operates, aiming to contribute to the transformation of the local economy.

Chapo therefore invited entrepreneurs to familiarise themselves with the opportunities which are being presented and take full advantage, joining the processes in order to be part of the business.

Chapo said he expected to see international best practices and other actions in line with the socio-economic and development objectives set by the Government being met, as well as reinforcing the importance of local content as a key driver for Sasol’s future investments and operations in Mozambique.

Sasol presented its new strategy during a seminar on local opportunities which brought together members of the provincial government and business owners.

Fonte/Source: Club of Mozambique

Vale Moçambique lança projeto ‘Revamp’, com meta de 15 milhões de toneladas

A Vale Moçambique vai ‘renovar’ o seu complexo mineiro em Moatize, na província de Tete, com o objectivo de aumentar a produção para 15 milhões de toneladas em 2021.

A manutenção geral do complexo de mineração é baseada na operação sustentável e segura, sendo este um valor fundamental para a empresa. As obras começaram neste mês e prosseguirão até o início de março de 2021.

A manutenção geralmente implica uma diminuição na produção de carvão, mas o trabalho na mina não será interrompido e todos os mineiros estarão ativamente envolvidos durante o projeto.

Dada a dimensão da operação, a Vale teve de contratar cerca de 1.300 trabalhadores temporários para a duração do projecto – a maioria moçambicanos, mas também de países como Brasil e África do Sul.

A manutenção nas usinas de beneficiamento de carvão é baseada na restauração das condições básicas dos equipamentos e na implantação de melhorias nos processos de conservação, operação e produção.

Ações estruturais, como a revisão da estratégia, também serão implementadas, juntamente com os planos e procedimentos de manutenção e operação e o treinamento das equipes de operação e manutenção. O objetivo é fortalecer os processos de operação e manutenção para garantir a sustentabilidade dos resultados após a ‘reformulação’.

A prioridade da Vale é a sua gente, por isso toda a operação de manutenção estará sujeita aos mais elevados níveis de segurança, incluindo a prevenção do novo coronavírus. Apesar dos constrangimentos causados ​​pela pandemia mundial, a Vale manteve toda a sua força de trabalho como fundamental tanto para os negócios da empresa quanto para o bem-estar de seus colaboradores.

Fonte: Vale Moçambique

Petroci e Sahara Energy desenvolvem conjuntamente instalação de GLP na Costa do Marfim

A petrolífera nacional da Costa do Marfim, Petroci, construirá uma instalação de armazenamento de gás liquefeito de petróleo (LPG) de 12.000 toneladas métricas em Abidjan, em parceria com a Sahara Energy e sob a consultoria do escritório de advocacia internacional Gide e do escritório de advocacia da Costa do Marfim SCPA 3K

O custo total do projeto é de 23,9 bilhões de francos CFA (aproximadamente $ 43 milhões) e aumentará a capacidade de armazenamento de GLP no país em 60%, aumentando assim a autonomia de consumo de 15 para 27 dias e garantindo o abastecimento doméstico de GLP.

O projeto irá, assim, promover a incorporação do uso do GLP, iniciada pelo Governo com o objetivo de conter o desmatamento e salvaguardar o meio ambiente.

Durante uma reunião do Conselho de Ministros realizada em 9 de setembro, o Governo da Côte d’Ivoire aprovou a aquisição pela Petroci de uma participação no capital social da Sahara Petroci Energy S.A., uma joint venture que irá desenvolver, operar e manter a capacidade de armazenamento. A decisão foi formalizada com a assinatura de um acordo de acionistas entre a Petroci (35%) e a Sahara Energy (65%).

Fonte: Africa Oil and Power

Novo contrato para DOF

O Grupo DOF tem o prazer de anunciar que o PSV Skandi Aukra recebeu um contrato de longo prazo com a Chrysaor. O afretamento terá início em dezembro de 2020, em continuação direta do seu contrato atual, por uma duração de 2 anos firmes, mais opções de 2 x 1 ano.

Skandi Aukra é um grande e moderno PSV, que tem apoiado continuamente as operadoras do UKCS, incluindo a Chrysaor, por vários anos, e o Grupo DOF tem o prazer de continuar sua parceria com um cliente importante do Reino Unido.

Fonte: DOF News

Concessão de contratos de perfuração e serviços de poço do Bacalhau

A Equinor, em nome dos parceiros ExxonMobil e Petrogal Brasil, concedeu à Baker Hughes, Halliburton e Schlumberger contratos para perfuração e serviços de poços no campo de Bacalhau no Brasil.
O valor total dos três contratos é estimado em US $ 455 milhões. Os contratos têm um prazo firme de 4 anos e duas opções de 2 anos.

“Os prêmios aumentam nossa experiência de cooperação positiva com os três fornecedores selecionados em nossos projetos em todo o mundo. Eles serão essenciais para garantir a perfuração e operações de poço seguras e eficientes no campo de Bacalhau ”, disse Peggy Krantz-Underland, COO da Equinor.

O escopo do contrato concedido à Baker Hughes cobre serviços de perfuração e completação. O escopo de trabalho da Halliburton incluirá serviços de intervenção e suspensor de linha, enquanto a Schlumberger fornecerá serviços de telefonia fixa.

Peggy
Espera-se que os prêmios façam uma contribuição significativa para o conteúdo local no Brasil. O conteúdo local médio dos três contratos, considerando que a maioria dos serviços será realizada no Brasil, está estimado em 74%.

“O Brasil é uma área central para a Equinor e o Bacalhau é um ativo importante no pré-sal brasileiro de Santos. Junto com nossos parceiros, estamos atualmente amadurecendo o projeto para uma decisão final de investimento (FID), que está planejada para 2021 ”, disse Trond Bokn, vice-presidente sênior em exercício para desenvolvimento de projetos na Equinor.

No início deste ano, a parceria firmou contratos de front end engineering and design (FEED) com compromissos antecipados e pré-investimentos para o campo Bacalhau com MODEC para FPSO e Subsea Integration Alliance (SIA) para SURF. Os prêmios têm uma opção para a fase de execução sob uma configuração de contrato chave na mão de valor global que inclui engenharia, aquisição, construção e instalação (EPCI) para todos os escopos SURF e FPSO.

Parceiros na Bacalhau: Equinor 40% (operadora), ExxonMobil 40%, Petrogal Brasil 20% e Pré-sal Petróleo SA (PPSA, Órgão Governamental não investidor).

Fonte: Equinor News

Extensão do contrato da Safe Notos com a Petrobras

A Prosafe assinou uma extensão de contrato com a Petrobras Netherlands BV (‘Petrobras’) para o fornecimento da embarcação semi-submersível Safe Notos para segurança e suporte de manutenção offshore no Brasil.

O período firme original de três anos e 222 dias deveria ser concluído em julho de 2020, mas a extensão resultará em operações até meados de novembro de 2021. A extensão do contrato permite até 30 dias para inspeções de renovação de classe de 5 anos.

O valor total da alteração do contrato incluindo a extensão é de aproximadamente US $ 28,7 milhões.

O Safe Notos, uma embarcação de suporte de manutenção e segurança semissubmersível de ambiente hostil (DP3) tecnologicamente avançado e eficiente, pode acomodar até 500 pessoas com extensas instalações de recreação. Além de uma área de convés aberta de grande capacidade e passarela telescópica, o Safe Notos fornece à Petrobras capacidade de levantamento de 300 toneladas.

Jesper Kragh Andresen, CEO da Prosafe afirma : “A Prosafe está satisfeita por ter sido firmado um acordo para estender o Safe Notos ao longo de quase todo o ano de 2021 a uma taxa premium em comparação com os leilões recentes. O Safe Notos teve um desempenho extremamente bom desde o início das operações com a Petrobras em dezembro de 2016, e estamos ansiosos para a continuidade das operações. ”

A Prosafe é proprietária e operadora líder de navios semi-submersíveis de acomodação. A empresa está listada na Bolsa de Valores de Oslo com o código PRS.

Source: safe notos

Nigéria: NNPC, First E & p Jv inicia produção em Omls 83/85

A Nigerian Petroleum Corporation (“NNPC”) e a Joint Venture FIRST Exploration and Petroleum Development Company (“FIRST E&P”) anunciaram o início da produção de petróleo do campo Anyala West em Oil Mining Leases (OMLs) 83 e 85.

Os OMLs 83 e 85 estão nas águas rasas do estado de Bayelsa, onde a FIRST E&P é a operadora dos dois blocos, em nome da Joint Venture NNPC / FIRST E&P.

De acordo com as empresas em um comunicado, o objetivo do projeto de desenvolvimento do campo Anyala – Madu é desenvolver 142 milhões de barris de petróleo e 98 bilhões de pés cúbicos padrão de gás dos campos na Fase 1.

“Ele utiliza o Abigail-Joseph FPSO, um navio-tanque comercial Suezmax convertido com 274 metros de comprimento e capacidade de armazenamento de 700.000 barris, capacidade de processamento de óleo de 60.000 barris por dia, tratamento de água produzida de 20.000 barris por dia e capacidade de manuseio de gás 39 milhões de pés cúbicos padrão por dia.

“Um total de sete poços de desenvolvimento foram planejados na Fase 1 e aprovados pelo Departamento de Recursos de Petróleo (DPR) no campo Anyala West (OML 83) que serão desenvolvidos junto com o campo próximo de Madu em (OML 85) a ser produzido em conjunto no FPSO Abigail-Joseph “.

Eles observaram que cada campo está sendo desenvolvido com uma plataforma suportada por condutor não tripulado (CSP), uma nova tecnologia de perfuração e desenvolvimento implantada no Delta do Níger.

“O FPSO passou por obras de atualização, reforma e extensão de vida no Estaleiro Keppel, Cingapura, para atender aos padrões e especificações especificados e a excelente parceria entre NNPC, FIRST E&P, Yinson e Estaleiro Keppel, ajudou a garantir essas atividades críticas de pré-implantação para o FPSO foram concluídos em tempo recorde.

“Uma equipe de jovens profissionais nigerianos, incluindo 7 funcionários da NNPC, fez parte das obras de extensão bem-sucedidas no Estaleiro Keppel e farão parte integrante da equipe de operações do FPSO na fase de produção.

“O projeto em seu pico de produção produzirá cerca de 60.000 barris de petróleo por dia, desbloqueará mais de 300 milhões de barris de reservas recuperáveis ​​de petróleo bruto e criará valor de mais de US $ 8 bilhões para o FGN ao longo da vida total de todas as fases do projeto.

“O projeto foi executado com mais de 2,5 milhões de horas-homem com zero acidentes com afastamento.

O Director do NNPC, Sr. Mele Kolo Kyari, afirmou que o projeto é um marco para a Nigéria, sendo o primeiro projeto integrado de petróleo e gás executado e financiado de forma totalmente autóctone em águas rasas offshore.

“Este é um projeto que nos ajudará a atingir nosso objetivo estratégico de 3 milhões de barris de petróleo por dia até 2023.

“Este é o primeiro projeto que a NNPC, como parceira JV, levará seu parceiro para fornecer financiamento em nome da Joint Venture. É um sinal de esperança para nosso país que realmente há luz no fim do túnel. a realização desse grande feito em meio a uma pandemia é uma demonstração clara de nossa determinação em alcançar a excelência de desempenho, apesar de todas as probabilidades. “

Em suas observações, o Diretor Administrativo da FIRST E&P, Sr. Ademola Adeyemi-Bero, disse: “Agradecemos todo o apoio que nos foi dado pelo NNPC, o Departamento de Recursos Petrolíferos, Conselho de Monitoramento de Desenvolvimento de Conteúdo da Nigéria, bem como o trabalho árduo e a colaboração da equipe da FIRST E&P, nossos contratados, bem como bancos nigerianos na conquista deste marco importante. “

Fonte: All Africa

Ituri Energy vai produzir 15 MW de energia limpa na RDC

A empresa Ituri Energy (Energie de l’Ituri) foi oficialmente lançada esta semana, com o mandato de fornecer 15 MW de eletricidade limpa à República Democrática do Congo (RDC). Quatro megawatts (MW) de energia serão derivados da energia solar, enquanto 11 MW serão produzidos a partir da energia hidrelétrica. A criação da Ituri Energy surge como resultado da organização de uma mesa redonda em novembro de 2019, durante a qual Jean Bamanisa, Governador da Província de Ituri, anunciou planos para aumentar o acesso da região à energia de um por cento atualmente para 30% em 2023.

Para atingir este objetivo, a Bamanisa pretende utilizar um mix diversificado de energia, incluindo solar, hídrica e biomassa. A energia gerada permitirá que a população local da capital provincial Bunia se beneficie de um fornecimento ininterrupto de eletricidade. Além disso, a Bamanisa incentivou a mineradora estatal Sokimo a aproveitar o fornecimento estável de eletricidade para renovar suas operações e prosseguir com a reabilitação de sua usina hidrelétrica de Budana.

O acesso à energia é um desafio particularmente crucial na RDC, onde aproximadamente 80% dos congoleses não têm acesso a uma fonte estável de eletricidade. A busca pela universalização do acesso está em andamento, graças ao imenso potencial do país, tanto hídrico quanto solar.

Fonte: Africa and Power