Companies race to build US crude export capacity
The race to build new offshore docks to handle the rising flow of US crude exports is on and speed is of the essence. Only the first few projects to be permitted and sanctioned are likely to get built.
The prize for Enterprise Products Partners, Phillips 66 and about eight others looking to build these offshore ports along the US Gulf coast will be the ability to fully load Very Large Crude Carriers (VLCC). That's because VLCCs offer the economies of scale needed to deliver US crude to farflung destinations like China and India.
The lead times for the projects are many years — meaning they will not have any impact on the ability of US crude to reach overseas in the short-term, as markets reel from the weekend attacks on Saudi Arabian crude production and processing. But they will play a role continuing to build on the US' role as a major supplier to global oil markets.
Five projects have submitted applications to the US Maritime Administration (MARAD) and the Coast Guard for the offshore projects, and at least four other projects could follow. In addition, a project on an island off the Texas coast also includes plans to fully load the supertankers, which can each carry up to 2mn bl of crude.
Some analysts predict that two or three of the VLCC offshore ports will come to fruition, including at least one off the coast of Corpus Christi and another in the Freeport area near Houston. The terminals will be key to the growth of US crude exports, which hit a record high of 3.16mn b/d in June and are already changing global markets. US exports fell to 2.69mn b/d in July, but are expected to continue in the 3mn b/d range this year.
Currently, only one US port is able to fully load a VLCC — the Louisiana Offshore Oil Port (Loop) about 20 miles (32km) off the coast from Grand Isle, Louisiana.
Midstream companies, refiners, a private equity group, a port authority and a trading firm are all vying to be the second.
Enterprise, already a key player in US crude exports, has reached a final investment decision on its offshore VLCC project near Freeport after signing long-term contracts for crude transportation, storage and marine terminalling services with Chevron, a top Permian producer.
Enterprise submitted a 10,000-page application to MARAD in January for the project, dubbed the Sea Port Oil Terminal (Spot). It would include two crude pipelines, built from a shoreline crossing to a deepwater port. The offshore port would connect to two single-point mooring (SPM) buoys and would be capable of loading and exporting oil at about 85,000 bl/hour.
Stop the clock
The Spot application hit a snag in May when federal regulators temporarily suspended the timeline of the review, also known as a "stop clock" order. The procedure, which has also been applied to two other pending offshore VLCC port applications, occurs when regulators need more information or analysis.
Enterprise said the "stop clock" was expected during the year-long MARAD process and that it will not affect the project's schedule. The company expects regulatory approval in the first half of 2020 and construction will take about two years. Enterprise is bullish on US crude exports, predicting they will rise to 8mn b/d in the next few years.
Phillips 66 more recently joined the VLCC race with its own Bluewater project off the coast of Corpus Christi. The facility is expected to service 16 VLCCs per month. Phillips 66 submitted a MARAD application for the project in May.
The Port of Corpus Christi Authority is supporting the Phillips 66 project, even as it has joined forces with private equity firm the Carlyle Group on another VLCC port at Harbor Island near Aransas Pass.
The Harbor Island project is not technically an offshore project but will be able to fully load VLCCs, as it includes a privately-paid-for dredging plan to reach a channel depth of 75ft. This is a separate project from a planned Corps of Engineers dredging project that will increase the channel depth to 54ft starting at the jetties at the entrance of the ship channel to Harbor Island.
The Harbor Island VLCC project does not need a permit from MARAD and has already filed for several permits with the US Army Corps of Engineers, said Jerry Ashcorft, chief executive of Lone Star Ports, the company set up to develop the project.
Ashcroft expects that about 4mn b/d of US crude will be exported out of the Corpus Christi area within three years.
Looking more broadly at the US Gulf coast, two new VLCC projects are likely to be developed -- one in Corpus Christi and one in the Houston area -- and possibly a third depending on the status of trading with China, Ashcorft said.
Another project competing in the Corpus Christi area is Trafigura's proposed Texas Gulf Terminal, which would be off the coast of Padre Island in Texas. The trading and logistics company earlier this year submitted its application to MARAD for the project which would use a single-point mooring buoy, similar to the one used at Loop.
MARAD put a "stop clock" on that project in February, asking for more information.
Texas Gulf Terminals said last month that federal agencies routinely "stop the clock" or pause the mandated schedule in the permitting process, to ensure officials have adequate time to review materials or to allow the applicant to provide additional information.
Canadian pipeline company Enbridge and storage and terminal operator Oiltanking are proposing to build a VLCC export terminal off the coast of Freeport, in direct competition with the Enterprise proposal. The Texas Crude Offshore Loading Terminal or Colt will include an offshore platform and two offshore loading single-point mooring buoys capable of fully loading VLCCs in about 24 hours. MARAD also issued a "stop clock" on that project in part related to a plan to add a marine vapor control system to the original design and amend its application.
Enbridge said last month that Texas Colt expects to file an amended application in the fourth quarter of this year and does not anticipate a delay to the project's schedule.
One other VLCC offshore project has submitted an application to MARAD – Sentinel Midstream's Texas Gulf Link project off the coast of Brazoria County, near Freeport. The project would have export loading rates of up to 85,000 bl/hour and is expected to handle 15 VLCCs per month.
Two other VLCC offshore projects are not in the Corpus Christi or Houston areas – logistics company Jupiter's VLCC plan off the coast of Brownsville, Texas, and Tallgrass Energy's plan related to its terminal in Plaquemines Parish, Louisiana.
Tallgrass said last month that it is in advanced discussions on the Plaquemines project with several counterparties that would lead to a final investment decision if consummated. The company envisions two phases of the project. The first will allow full loading of post-Panamax-sized vessels and the second would include building a separate offshore pipeline extension that would allow VLCC loading at a deep-water single point mooring.
Jupiter announced its Brownsville project last year but has not submitted an application to MARAD. The company has delayed the projected start date of its related 1mn b/d Permian crude pipeline by about six months to the first quarter of 2021.
Jupiter said in August that it has started the process to submit its MARAD permit and is also waiting for approvals from the Port of Brownsville.
Two other companies are weighing VLCC projects but have provided few specifics.
Energy Transfer said earlier this month it is negotiating with potential shippers on a VLCC project connected to its terminal in Nederland, Texas. The company said it was optimistic about the project and that it would take 2.5-3 years, including the regulatory process and construction.
Meanwhile, Flint Hills Resources last year teased a VLCC project related to an expansion of its terminal in Ingleside, near Corpus Christi. But Flint Hills, a subsidiary of Koch Industries, is now considering a sale of the terminal, leaving the related VLCC project uncertain.
Flint Hills said in August that it continues to advance the expansion project announced last year.
Related news posts
Amapá cancela regime especial de ICMS
Amapá cancela regime especial de ICMS
Rio de Janeiro, 18 April (Argus) — O Secretário da Fazenda (Sefaz) do Amapá (AP) cancelou ontem o regime especial de tributação de empresas importadoras de combustíveis, colocando um fim a uma situação que gerava distorções de preços no mercado de diesel . A decisão do órgão foi publicada no diário oficial desta quarta-feira, dia 17, e contempla os regimes especiais do tributo estadual ICMS de oito empresas, entre elas a Refinaria de Manguinhos, que pertence ao grupo Fit, Amapetro, Axa Oil, Alba Trading e Father Trading. No caso da Amapetro, a empresa pagava uma alíquota efetiva de 4pc do valor da importação nas compras de outros países para uso próprio para consumo dentro do estado. Considerando a média do indicador Argus de importação de diesel de origem russa ao longo de março, isso equivaleria a R$136,9/m³.O valor atual do ICMS nos outros estados brasileiros é de R$1.063/m³ desde 1 de fevereiro. O estado teria importado 197.244m³ de diesel em março, de acordo com informações do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC). Isso equivale a 15,9pc do total de diesel importado pelo Brasil no mês. O consumo de diesel A do estado foi de 6.250m³ no mês passado, equivalente a 0,1pc do consumo nacional, de acordo com os dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). As autorizações do estado criavam distorções de preços no mercado e perdas de arrecadação fiscal em várias estados onde o produto acabava sendo consumido. Associações de produtores e distribuidores de diesel vinham pressionando o poder público nos últimos meses para derrubar esses regimes especiais. De acordo com o Instituto Combustível Legal, a medida causou um prejuízo de R$1 bilhão aos estados onde o combustível importado no âmbito do regime especial era efetivamente consumido, citando os estados de São Paulo, Paraná e Pernambuco como principais destinos. No início do mês, a Refina Brasil, que reúne as refinarias de petróleo independentes do país, estimou que o contribuinte amapaense pagava um valor próximo a R$0,83/l em subsídios para importadores. Por Amance Boutin Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.
Importação pesa na produção de veículos em março
Importação pesa na produção de veículos em março
Sao Paulo, 8 April (Argus) — A produção brasileira de veículos caiu 11pc em março, em meio a um cenário de importações elevadas e exportações em queda. A produção de veículos atingiu 195.800 unidades em março, em comparação com 221.800 no mesmo mês em 2022, informou a Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea). Em relação a fevereiro, a produção cresceu 3,2pc. No acumulado desde janeiro, houve alta de 0,4pc, para 538.000 unidades. Enquanto isso, as vendas encolheram 5,7pc em comparação com o mesmo período do ano anterior. O licenciamento de veículos totalizou 187.700 unidades no mês, 13pc maior do que em fevereiro. As vendas estão em ritmo de crescimento em 2024 e a média de vendas diárias na primeira semana de abril já é a mais alta desde 2014 – 10.600 unidades – à medida que os clientes estão tendo mais acesso a financiamentos bancários, disse a Anfavea. O resultado se aproxima dos níveis de 11.000 unidades antes da pandemia. Mas um patamar mais elevado de importações afetou a produção doméstica. "Se os volumes importados no primeiro trimestre de 2023 tivessem sido mantidos, nossa produção teria crescido 5pc", disse o presidente da Anfavea, Márcio de Lima Leite. A quantidade de chegadas no período não foi divulgada. Março de 2024 também teve três dias úteis a menos que em 2023, Leite acrescentou. "A produção foi a melhor desde novembro, ao passo que o mercado se ajusta à demanda crescente." O Brasil exportou cerca de 32.700 unidades em março, queda de 28pc na base anual e alta de 6,5pc em relação a fevereiro. A Argentina é o principal destino das vendas para outros países, seguida de México e Uruguai. O setor automotivo também espera que o programa de descarbonização Mobilidade Verde e Inovação (Mover) impulsione ainda mais a indústria. "Até o fim de maio teremos a publicação plena, seja do Projeto de Lei (PL), que está em regime de urgência, ou com a aprovação da Medida Provisória", revelou a associação. Recentemente, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) anunciou um investimento de R$1 bilhão para o Mover. Por Laura Guedes Participação de mercado de veículos leves por combustível % Mar-24 Mar-23 ± (pp) Gasolina 4,4 2,6 1,8 Elétricos 3,5 0,3 3,2 Híbridos 2,5 1,8 0,7 Híbridos Plug-in 1,7 1,1 0,6 Flex 78,8 83,2 -4,4 Diesel 9,1 11,0 -1,9 Anfavea Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.
Nacionalização no AP atrai comprador no Sul
Nacionalização no AP atrai comprador no Sul
Rio de Janeiro, 3 April (Argus) — Incentivos fiscais a combustíveis concedidos pelo governo do Amapá estão atraindo distribuidores de pequeno porte no Sul do Brasil, que começam a ganhar vantagem competitiva em relação a participantes de médio e grande porte que atuam na região. Importadores de diesel, gasolina e etanol anidro localizados no estado do Amapá estão atualmente isentos do recolhimento de ICMS no caso de transações realizadas por ordem de terceiros. A cobrança do ICMS só é aplicada no caso de importações para uso próprio, a uma alíquota efetiva de 4pc do valor da importação. Considerando a média do indicador Argus de importação de diesel de origem russa ao longo de março, isso equivaleria a R$136,9/m³.O valor atual do ICMS nos outros estados brasileiros é de R$1.063/m³ desde 1 de fevereiro. A medida gera distorções nos preços de combustíveis, particularmente no diesel, uma vez que o país importa aproximadamente 20pc do consumo doméstico. Distribuidores e importadores de atuação nacional afirmam que parte do fluxo estrangeiro é nacionalizado no Amapá para depois ser redirecionado a outros locais, sem a necessidade de desembarque prévio do produto no estado. O principal destino é o porto de Paranaguá (PR), de acordo com fontes, onde as negociações no mercado à vista de diesel nacionalizado têm sido mais frequentes que as atividades nos portos de Santos (SP) e São Luís (MA). Apesar da proximidade, o impacto desse produto na região Nordeste é praticamente nulo, por ora. A circulação desse volume no Paraná está permitindo que empresas de pequeno porte ganhem participação de mercado, o que gera um alerta aos concorrentes. A maior parte da oferta do diesel nacionalizado no Amapá é feita pela Amapá Petro, disseram fontes à Argus. A empresa não retornou às tentativas de contato. Por enquanto, as ofertas do diesel que chega no Amapá não estão chegando a distribuidores de médio e grande porte. A Refina Brasil, associação que reúne as refinarias de petróleo independentes do país, diz que é contrária a qualquer medida que implique distorção de preço, sobretudo às que prejudicam a reindustrialização do país. O consultor jurídico da associação, Pedro Paulo Passos, afirma que a criação de um benefício ilegal para favorecer um contribuinte do setor cria uma guerra fiscal e afeta de forma negativa todos os esforços que permeiam a aprovação da reforma tributária, cujo mote é a neutralidade fiscal. "No longo prazo, utiliza-se dos recursos do contribuinte amapaense para conceder um subsídio que não gera nenhum benefício para o estado", diz Passos. O consultor ainda lembra que o fluxo artificial via Amapá gera prejuízos ao meio ambiente em função da logística percorrida pelas cargas até os mercados finais. A Refina Brasil estima que o contribuinte amapaense paga um valor próximo a R$0,83/l em subsídios para importadores. Em janeiro e fevereiro, as importações de diesel somaram 1 milhão de m³ e 856.000m³, respectivamente, de acordo com dados do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC). O estado do Amapá recebeu aproximadamente 100.000m³ por mês. A Refina Brasil enfatiza que a previsão de uma legislação única, com definição de alíquota uniforme em todo o país, favorecerá a criação de um cenário no qual as empresas competirão por questões de mercado e não pela tributação de cada estado. "A neutralidade tributária nos faz crer que medidas como essa [adotada pelo Amapá] não terão mais espaço", disse Passos. Por Amance Boutin e Gabrielle Moreira Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.
PL deve considerar o diesel R, diz Abicom
PL deve considerar o diesel R, diz Abicom
Sao Paulo, 19 March (Argus) — O Senado deve considerar a inclusão do diesel com conteúdo renovável (diesel R) no Projeto de Lei (PL) Combustível do Futuro, disse o presidente da Associação Brasileira de Importadores de Combustíveis (Abicom), Sergio Araujo. A Câmara dos Deputados aprovou o texto em 13 de março, abrindo caminho para a votação do Senado antes da sanção do presidente Luiz Inácio Lula da Silva. Entre outras medidas, o projeto propõe o lançamento de um programa nacional de diesel renovável. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) definiria o mandato da mistura no combustível fóssil, com um piso de 3pc até 2037. Entretanto, o diesel R da Petrobras foi deixado de fora da conta do PL. A estatal produz o diesel R a partir do coprocessamento do combustível mineral com óleo vegetal, que contém uma porção de óleo vegetal hidratado (HVO, na sigla em inglês). "O diesel coprocessado reduz as emissões de CO2 e seu percentual deve ser considerado quando falamos em mistura obrigatória", afirmou Araujo em entrevista à Argus. "Acredito que este será o principal ponto a ser discutido no Senado." Em outubro, a distribuidora de combustíveis Ipiranga também passou a vender combustível com 5pc de diesel coprocessado, além da mistura obrigatória de biodiesel. Por Laura Guedes Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.
Business intelligence reports
Get concise, trustworthy and unbiased analysis of the latest trends and developments in oil and energy markets. These reports are specially created for decision makers who don’t have time to track markets day-by-day, minute-by-minute.
Learn more