Petronas nears restart at Malaysia’s Pengerang refinery

Mercados: Crude oil, Oil products, Petrochemicals
30/11/20

Malaysia's state-owned Petronas is on course to restart its 300,000 b/d Pengerang refinery joint venture with state-controlled Saudi Aramco in the first quarter of 2021, adding more capacity to a struggling Asia-Pacific refining market.

The Pengerang complex in southern Malaysia has been shut since a fire in March. Petronas said late last week that the project is transitioning to commercial operations and a restart of the refinery and petrochemical plants is planned for the first quarter of next year, in line with previous expectations.

The project's atmospheric residue desulphurisation trains are also expected to be ready for start-up in the first quarter. Repairs are continuing on the diesel hydrotreater, which is targeted to come on line in October-December 2021. Aramco owns a 50pc stake in the project and will supply half of its crude, with the option to increase this to 70pc once the refinery is fully commissioned.

The project was originally due to come on line in April 2019, but start-up was pushed back by a fire and explosion that month. Petronas and Aramco started to bring the refinery's crude distillation unit on line in August last year, before progress was halted by the latest fire.

The Pengerang restart threatens to put more pressure on a crowded and oversupplied east Asian refinery sector. Lower demand for transport fuels because of the Covid-19 pandemic, weaker margins and rising competition from China have left over 500,000 b/d of capacity at the risk of closure, mainly in Australia, New Zealand and the Philippines.

Petronas ran its Malaysian refineries at 82.6pc of capacity in the first nine months of this year, down from 91.5pc a year earlier as the coronavirus outbreak hit demand. Operations at its petrochemical plants edged up to 94.5pc from 92.8pc in the same comparison.

Upstream production slipped by 3pc from a year earlier to 1.62mn b/d of oil equivalent (boe/d) in January-September, although crude and condensate output was up by 4.5pc to 587,000 b/d.

Petronas made a net loss of 3.38bn ringgit ($830mn) in July-September, after recording a 7.4bn ringgit profit a year earlier. It expects fourth-quarter performance to be affected by a "challenging business environment" because of prolonged low oil prices and only a moderate demand recovery amid the Covid-19 pandemic.

By Kevin Foster

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17/10/25

Usinas negociam equilíbrio em contratos de metanol

Sao Paulo, 17 October (Argus) — Produtores de biodiesel estão buscando renegociar a composição das fórmulas de preços definidas em contratos para a compra de metanol junto aos principais fornecedores do insumo, diante do recente avanço do mercado para pronta-entrega no Brasil com preços mais competitivos. As fórmulas dos contratos negociados entre produtores de biodiesel e os principais fornecedores de metanol costumam incluir uma proporção do preço definido pelo vendedor e uma parcela variável com base em um índice de mercado à vista definido em comum acordo. Essa proporção é composta por aproximadamente 80pc do preço dado pelo fornecedor e 20pc do preço indexado a um índice spot. A ampliação da oferta de produto entrepostado em Paranaguá no mercado à vista a preços mais baixos que os estabelecidos em contrato abriu espaço para que participantes começassem a negociar novas proporções nos próximos contratos, com até 40pc dos preços compostos por indicadores de mercado à vista. Parte dos produtores avalia internamente aumentar as cargas compradas no mercado à vista em detrimento de volumes combinados em contrato. Muitas das negociações com fornecedores e definições da estratégia de suprimentos ainda estão em estágio inicial. O movimento vem na esteira de amplos descontos do mercado à vista sobre o insumo colocado no porto de Paranaguá via contratos no Golfo Americano. A média do indicador Argus de metanol no porto paranaense foi de R$2.200/t fob entre 27 de junho-10 de outubro, abaixo dos R$2.800/t observados no mesmo período no indicador Argus em base cif Brasil para o produto originado na costa do Golfo Americano sob regime de contratos. Novos entrantes no mercado são apontados como os principais responsáveis por uma nova dinâmica de preços que se formou nos últimos meses. Insumos originados na Rússia, onde é possível ofertar o produto a preços mais competitivos devido à elevada disponibilidade de gás natural no país, entraram em foco nesse novo ambiente. As primeiras embarcações russas começaram a chegar no porto de Paranaguá em maio, com o desembarque de 2.360t no mês, segundo dados do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (Mdic). Entre maio-setembro, os volumes da Rússia somaram 31.269t, totalizando 4,2pc do total de volume de metanol que chegou aos portos brasileiros no período. No ano passado, o fluxo de produto russo direcionado ao Brasil foi nulo, segundo o Mdic. Trinidad e Tobago, Chile, Estados Unidos, Venezuela e Argentina permanecem como as principais origens de metanol para o Brasil, respondendo por mais de 90pc das cargas enviadas ao país. Esses volumes são provenientes, em sua maioria, de grandes fornecedores que operam via contrato no país. No mês de maio também se iniciou um novo fluxo de Omã para o Brasil, embora com preços menos competitivos em relação ao produto russo e em menores volumes. Ampla oferta Participantes de mercado relatam que há elevada disponibilidade de metanol no mercado, contribuindo para a manutenção dos preços em níveis abaixo do verificado no ano anterior. Além da diversificação nas origens do insumo, produtores de biodiesel apontam o atraso no aumento de mescla de biodiesel no diesel e inconformidades no cumprimento da mistura obrigatória por parte de algumas distribuidoras como elementos que contribuem para a ampla oferta de metanol. A elevação do mandato de mescla do biocombustível no diesel, de 14pc (B14) para 15pc (B15), estava inicialmente previsto para entrar em vigor em março de 2025, mas foi efetivada apenas em agosto. Produtores de biodiesel, no entanto, já haviam definido volumes anuais do insumo em contrato, preparando-se para uma demanda que não foi efetivada. A incerteza em relação aos volumes contratados pode ocorrer novamente em 2026. A Lei do Combustível do Futuro prevê novo aumento na mescla para 16pc (B16) em março do próximo ano. O diretor do departamento de biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia (MME), Marlon Arraes, disse recentemente que o prazo para o início da vigência pode novamente ser adiado. Por Fernando Ladeira Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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ANP aprova nova especificação para gasolina

05/09/25

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05/09/25

ANP aprova nova especificação para gasolina

Sao Paulo, 5 September (Argus) — A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou, nesta sexta-feira (5), a alteração da resolução que trata das especificações da gasolina. A decisão ocorre pouco mais de um mês após o início da vigência do novo mandato de mistura de etanol anidro ao combustível fóssil, que subiu de 27pc para 30pc, conforme decisão do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A ANP estabeleceu a elevação do parâmetro RON (Research Octane Number, em inglês) de 93 para 94, e a manutenção dos valores mínimos de massa específica para a gasolina A em 688,9 kg/m³ a 20ºC sob o E30. A agência argumenta que o movimento assegura o objetivo estabelecido pelo CNPE de garantir ao consumidor o acesso aos efeitos positivos da nova mistura, com vantagens de qualidade com um combustível de maior octanagem e evitando uma perda de qualidade na gasolina oferecida, além da promoção de eficiência energética. Como o etanol anidro conta com um RON na casa de 109, a elevação da mescla de E27 para E30 em tese poderia abrir espaço para o uso de uma gasolina A com menor octanagem, caso a exigência para a gasolina C fosse mantida em RON 93. A elevação para RON 94, portanto, visa um ajuste proporcional de parâmetro para garantir a manutenção do atual nível de qualidade para a gasolina antes da mistura. Como o etanol também possui propriedades de massa mais elevadas em comparação com a gasolina (apesar de potencial energético menor), a manutenção das especificações do E27 para o combustível final no E30 também poderia abrir a possibilidade de uso de gasolina A com menor massa sob o novo mandato de mescla. Neste caso, para garantir a qualidade do produto oferecido ao consumidor final, a ANP sugeriu a atualização da tabela de valores mínimos de massa específica, repetindo a exigência de 688,9 kg/m³ para a gasolina A para o E30. O parâmetro para a massa da gasolina C, por outro lado, seguiu em 715 kg/m³, pela falta de tempo para discussão de novos níveis com agentes do mercado. A decisão da nova especificação da gasolina sob o E30 acontece após a realização de consulta pública em prazo reduzido de 5 dias, que contou com 24 contribuições de 13 atores distintos, entre empresas, associações e instituições governamentais. Também houve uma audiência pública por videoconferência para debater os potenciais impactos das alterações propostas pela ANP. Os dois pontos relacionados à octanagem e à massa específica do combustível já estavam previstos na minuta de resolução apresentada pela agência aos participantes do mercado. Mas também foram incorporadas duas sugestões feitas durante as consultas, estabelecendo prazos de transição para a adequação às novas regras e autorizando a inclusão de metodologias alternativas para a verificação do teor de etanol anidro nas gasolinas C. Pelo texto aprovado pelos diretores da ANP, fica determinado que, sempre que houver alteração na legislação que estabelece o teor de etanol anidro na gasolina, a aplicação de autuação por não conformidade das novas misturas somente poderá ocorrer após uma carência mínima. No caso da cadeia de distribuição, o prazo é de 30 dias para a região Norte e 15 dias para as demais localidades. Já na revenda, são 60 dias para o Norte e 15 para as demais regiões do país. Para entrar em vigor, a resolução ainda depende da publicação no Diário Oficial da União (DOU), quando participantes do mercado poderão acessar os detalhes das novas regras. Por Marcos Mortari Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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B15 e E30 entram em vigor sob preocupações do mercado

01/08/25

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01/08/25

B15 e E30 entram em vigor sob preocupações do mercado

Sao Paulo, 1 August (Argus) — Os novos mandatos de mistura obrigatória de etanol anidro na gasolina e de biodiesel no diesel entraram em vigor a partir desta sexta-feira (1), em todo o território brasileiro. Para o diesel, a mescla de biodiesel a ser cumpria por distribuidores aumentou 1 ponto percentual, para 15pc no produto que é oferecido ao consumidor. Já para a gasolina, o percentual de etanol anidro misturado foi de 27pc para 30pc. As novas mesclas passaram a valer 37 dias após deliberação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que publicou as mudanças na forma das resoluções nºs 8 (para o diesel) e 9 (para a gasolina) de 2025, em meio a uma grande expectativa de integrantes do setor de biocombustíveis. No caso do biodiesel, a mudança estava programada para acontecer em 1º de março, mas foi suspensa temporariamente por decisão tomada pelo próprio CNPE com antecedência de apenas 11 dias — pegando de surpresa muitos participantes da cadeia do biocombustível, que haviam planejado investimentos para atender a nova demanda. Na época, integrantes do governo federal demonstravam preocupação com os potenciais impactos do aumento da mistura do biodiesel sobre a inflação de alimentos, já que o principal insumo usado pelo país na produção do biocombustível é o óleo de soja. Além disso, como o biodiesel normalmente é mais caro do que o diesel A, um aumento na mistura tornaria mais caro o diesel B — o que também poderia gerar impacto inflacionário. Apesar de o diesel ter peso pequeno na carteira do Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), de 0,24pc, a avaliação é de que o combustível fóssil tem impacto indireto relevante sobre a formação de preços de diversos produtos. O diesel respondeu sozinho por 42,5pc de toda a energia consumida pelo setor de transportes brasileiro em 2024, de acordo com o Balanço Energético Nacional (BEN), realizado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A participação do combustível fóssil na energia utilizada pelo setor agropecuário foi de 47,4pc no mesmo período. Grandes distribuidores temem que a combinação do aumento da mistura obrigatória de biodiesel no diesel (B15) e as dificuldades orçamentárias enfrentadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para fiscalizar as atividades do setor resulte em um aumento de fraudes — o que poderia aumentar distorções no mercado e prejudicar a competitividade de muitos participantes. Incertezas para a gasolina Ao contrário do B15, a nova mescla de 30pc de etanol anidro na gasolina (E30) deve pressionar para baixo os preços do produto final, já que o biocombustível costuma ser mais barato do que o fóssil. Produtores, refinadores e distribuidores ainda se debruçam sobre os dados para estimar os impactos do E30 no mercado. Na indústria do etanol, especula-se sobre uma possível retomada de importações com a maior necessidade de anidro — cenário que agora também depende dos avanços da disputa comercial entre Estados Unidos e Brasil. Já do lado da gasolina, há uma expectativa de redução nos volumes importados todo mês pelo país. Mas os próximos passos ainda dependem das especificações do combustível com a nova mistura. O E30 entrou em vigor sem que participantes do mercado tivessem conhecimento das especificações técnicas do novo combustível. Ontem encerrou-se o prazo de 5 dias úteis aberto pela ANP para consulta pública sobre o assunto, mas uma audiência ainda será realizada com os agentes em 11 de agosto. Além do próprio aumento da mistura de etanol anidro na gasolina, a mudança do mandato poderá trazer novas regras para a octanagem do combustível final e adequações relacionadas à massa do produto, ambas previstas na resolução ANP nº 807/2020. Neste momento, há três alternativas regulatórias para análise: 1) Manutenção da regra atual; 2) Alteração apenas para a octanagem, elevando o parâmetro RON (Research Octane Number, em inglês) de 93 para 94; e 3) Alteração de octanagem e da tabela de massa específica da gasolina A, de modo a manter a qualidade atual na gasolina C. A terceira opção é defendida pela ANP e consta de minuta de resolução para alterar a resolução nº 807/2020, submetida à consulta do mercado. Neste cenário de incertezas persistentes, participantes do mercado mantêm dúvidas sobre como proceder em suas operações ou mesmo se será concedido o período de carência que a ANP normalmente aplica para esse tipo de transição — 30 dias na distribuição e 60 dias na revenda. Muitos traders colocaram o pé no freio para novas aquisições à espera de maior clareza, para evitar riscos de desenquadramento e maiores custos no futuro. Procurada pela Argus , a ANP não se manifestou até o fechamento desta nota. Por Marcos Mortari Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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Tarifas de Trump têm impacto reduzido sobre claros

31/07/25

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31/07/25

Tarifas de Trump têm impacto reduzido sobre claros

Sao Paulo, 31 July (Argus) — As tarifas adicionais de 40pc sobre a importação de produtos brasileiros, publicadas em decreto assinado pelo presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, não devem ter impacto direto sobre o mercado de diesel e gasolina, mas operadores acompanham com atenção a escalada das tensões entre Washington e Brasília. Produtos brasileiros já estavam sujeitos a uma alíquota de importação de 10pc desde 5 de abril. A essa taxa agora deverão ser acrescidos os 40pc indicados no decreto — o que levará a alíquota final a 50pc a partir de 6 de agosto, quando a nova norma entra em vigor. A medida preserva isenções anteriores para commodities de energia e demais produtos, incluindo certos tipos de silício, gusa, peças e demais componentes da aviação civil, alumínio de qualidade metalúrgica, minério de estanho, polpa de madeira, polpa e suco de laranja, metais preciosos e fertilizantes. O Brasil não exporta volumes expressivos de diesel para os Estados Unidos — por isso, participantes do mercado estimam impactos iniciais limitados do decreto no setor de combustíveis claros. Do total de 465.730 m³ de diesel exportado pelo Brasil entre janeiro-junho de 2025, apenas 5 m³ tiveram como destino os EUA. Em todo o ano de 2024, o país respondeu por 2.841 m³ dos 1,022 milhão de m³ do combustível que saiu dos portos brasileiros, segundo dados do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (Mdic). Já no caso da gasolina, 442.082 m³ dos 523.466 m³ exportados pelo Brasil no primeiro semestre de 2025 rumaram aos EUA. No ano passado todo, o país recebeu 1.803.640 m³, o equivalente a 89,8pc do volume total do combustível vendido por refinadores brasileiros no exterior, mas que representa 6pc do total de 30.013.949 m³ produzidos no mesmo período, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Atenções às possíveis respostas Apesar de os efeitos do decreto de Trump serem limitados para os mercados de combustíveis claros, importadores e tradings seguem monitorando de perto o avanço do conflito comercial entre Washington e Brasília. A produção de diesel e gasolina dos Estados Unidos tem importante papel no suprimento de combustíveis para o Brasil, que importa anualmente cerca de 20pc do diesel que consome e pouco menos de 10pc no caso da gasolina. Participantes do mercado temem possíveis retaliações do governo brasileiro às novas tarifas impostas pelos EUA. A avaliação consensual, no entanto, é de que o setor de energia dificilmente seria incluído no caso de tarifas recíprocas, já que ele também ficou de fora das ações do governo Trump. Os EUA respondem por cerca de 24pc dos 7,94 milhões de m³ de diesel que desembarcaram nos portos brasileiros entre janeiro-junho de 2025. O país é o segundo principal fornecedor de diesel para o Brasil — atrás apenas da Rússia, que exportou 4,87 milhões de m³ a importadores e distribuidores brasileiros no mesmo período. Golfo Americano recupera espaço A participação dos EUA nas importações brasileiras de diesel cresceu no último mês, para 34,8pc, seguindo um efeito sazonal de menor disponibilidade de produto russo não sancionado para o Brasil, em razão da combinação de manutenções de refinarias locais e uma maior demanda da Turquia — quadro que deve se repetir em julho e agosto. O ganho de participação recente do diesel do Golfo Americano também ocorre em um contexto de preocupações de grandes distribuidores com as ameaças de "sanções secundárias" de Trump contra a Rússia e seus parceiros comerciais. Preocupados com possíveis retaliações, muitos importadores brasileiros começam a mirar alternativas de suprimento para reduzir exposição aos riscos envolvendo operações com produtores russos. Por Marcos Mortari Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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Distribuidores projetam consumo recorde em julho-agosto

08/07/25

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08/07/25

Distribuidores projetam consumo recorde em julho-agosto

Sao Paulo, 8 July (Argus) — Varejistas esperam que o consumo de combustíveis automotivos atinja o maior nível para o bimestre de julho-agosto já registrado na série histórica da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). As projeções fazem parte de um levantamento feito pela Argus com as equipes de inteligência de alguns dos maiores participantes do mercado brasileiro de distribuição de combustíveis. A mediana das estimativas aponta para um consumo total de 11,817 milhões de m³ em julho e 11,824 milhões de m³ em agosto, somando diesel, gasolina e etanol. Os números superam em quase 2pc e 1pc, respectivamente, as marcas dos mesmos meses em 2024, conforme dados da própria autarquia. Considerando o bimestre fechado, as projeções para a demanda agregada dos três combustíveis variaram de 23,200 milhões de m³ a 23,820 milhões de m³, em uma indicação de elevada convergência de cenários entre os principais participantes do mercado consultados para o levantamento. O consenso dos entrevistados é de que a venda de diesel B atinja as marcas de 6,166 milhões de m³ em julho e de 6,190 milhões de m³ em agosto — altas de 1,6pc e 1,2pc, respectivamente. Os números já capturam a vigência do novo mandato de mistura do biodiesel, que elevará a mescla de 14pc para 15pc a partir de 1º de agosto. Se confirmadas, as projeções também indicam uma demanda teórica por biodiesel de pelo menos 1,792 milhão de m³ no bimestre — o que corresponderia a uma alta de 6pc em relação ao mesmo período em 2024 e de 10pc apenas na comparação anual para agosto, considerando a base de dados da ANP. Gasolina compensa etanol A expectativa também é de aumento nas vendas do Ciclo Otto, que inclui gasolina e etanol hidratado, neste quarto bimestre. Neste caso, o consenso aponta para 11,278 milhões de m³ vendidos no acumulado de julho e agosto, ante 11,109 milhões de m³ no ano anterior. Do lado da gasolina C , a mediana das projeções aponta para um consumo de 3,860 milhões de m³ em julho e 3,880 milhões de m³ em agosto. Os números representam altas de 2,49pc e 1,86pc na comparação com os respectivos meses em 2024. Também estão contemplados os efeitos do aumento da mistura, de 27pc para 30pc, de etanol anidro na gasolina no próximo mês. No caso do etanol hidratado, o consenso dos entrevistados indica um consumo acumulado de 3,495 milhões de m³ de julho-agosto, um recuo de 1pc na comparação anual. Separando as medianas das projeções para cada mês, os resultados seriam de compras de 1,746 milhão de m³ em julho e de 1,800 milhão de m³ em agosto. Os movimentos no Ciclo Otto refletem as expectativas do mercado em relação à paridade de preços para o biocombustível em relação ao fóssil em diversas praças do país. Com uma maior proporção de etanol anidro na gasolina e uma necessidade maior de usinas direcionarem operações para a fabricação do aditivo, alguns participantes esperam um cenário mais vantajoso para o combustível fóssil no curto prazo. Dados mais recentes da ANP, referentes à semana de 22 de junho, indicavam uma paridade de 67,3pc em nível nacional — 2 pontos percentuais (pp) abaixo do pico observado no fim de janeiro. Mesmo com o quadro geral ainda favorável ao biocombustível, somente 5 das 27 unidades da federação apresentavam níveis abaixo dos 70pc: Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Paraná e São Paulo. As estimativas das distribuidoras para o consumo de combustíveis levam em conta o comportamento de variáveis macroeconômicas, como expectativas para o Produto Interno Bruto (PIB) e o desempenho de setores mais intensivos no consumo de combustíveis. As empresas também consideram impactos de decisões de cunho regulatório, como a mudança de mistura de biocombustíveis sobre os combustíveis fósseis. Diesel, gasolina e etanol responderam por 88pc de toda a energia consumida pelo setor de transportes do país em 2024, de acordo com o Balanço Energético Nacional (BEN), realizado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). No caso do diesel também houve participação de 47pc sobre a energia utilizada pelo setor agropecuário. Por Marcos Mortari Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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