Iran prepares to play the waiting game

  • : Crude oil
  • 29/03/21

With expectations of a quick breakthrough in talks between Iran and the US to revive the 2015 Joint Comprehensive Plan of Action (JCPOA) nuclear deal now all but dashed, the leadership in Tehran appears to be preparing itself for the possibility of a protracted affair. And contrary to the narrative emanating from outside the country, Iran and its sanctions-hit economy are likely to be able to hold out for considerably longer than most would think.

Although US president Joe Biden has said he wants to rejoin the JCPOA, to date there has been little, if any, real shift away from his predecessor Donald Trump's maximum-pressure policy. Iran, which is still battling the deadliest outbreak of Covid-19 in the Mideast Gulf, remains under some of the most crippling US sanctions imposed. And with both sides firmly sticking to their positions, namely that the other must move first, the two remain at an impasse.

Tehran argues that the US should lift sanctions before Iran scales back its nuclear activities, as it was Washington that walked away from the deal in 2018. The Biden adminstration insists that it will not grant any sanctions relief to the Iranians until they are back in full compliance with the JCPOA.

Predictably, this has caused great frustration in Tehran, both in the streets and in the halls of power. The administration of President Hassan Rohani has since the November 2020 US election been pressing the Biden camp to move quickly to right his predecessor's wrongs. That initial urgency reflected, for the most part, the fact that Rohani's second and final term in office ends in August, but the sentiment was echoed even by Iran's supreme leader Ayatollah Ali Khamenei.

With little to show for their efforts, Iran's leadership appears to have changed tack. "We believe that opportunities must be taken advantage of, but we are in no hurry because, in some cases, the risks outweigh the benefits," Khamenei says. "We acted hastily on the JCPOA. But we are patient. If they accept our policy, everything will be fine. If not, the situation will continue. And we are fine with that."

Given the clear damage that the sanctions have inflicted on the Iranian economy to date, one could be forgiven for thinking this is just bluster. Iran has clearly gone through a very tough time since 2018, and Iranians, without a doubt, overwhelmingly want sanctions relief. But should it not come in the next three, six, nine or even 12 months, will the economy crumble? Almost definitely not.

Trump this

In the early months of the Trump administration's maximum-pressure campaign on Iran in 2018, many analysts were predicting the worst. Some of them felt Iran would go the way of North Korea and completely isolate itself, while others expected it to follow Venezuela into collapse. The economy of the once-thriving Latin American Opec producer is in tatters, driving more than 5mn Venezuelans to emigrate in recent years, while its oil production has fallen to multi-decade lows of below 500,000 b/d.

But, despite suffering what Trump labelled "the toughest ever sanctions", the Iranian economy has fared far better than many expected. That is primarily down to its make-up and diversity, and more specifically, a popular misconception, says Esfandyar Batmanghelidj, founder and CEO of Bourse & Bazaar Foundation, a think-tank focusing on Iran's economy.

"The miscalculation in expectations stems from the fact that Iran is perceived as an oil-based economy. So, when the sanctions did have a serious detrimental impact on the oil sector, and people look at those indicators, they assume that spells disaster for the economy at large," Batmanghelidj says. "But the oil sector generally accounts for 15-20pc of GDP. And the percentage has remained consistently low for the last 20 years."

For the Iranian year that ended in March 2020, the latest for which official data from the Central Bank of Iran exists, the contribution of the oil and gas sector to the economy was just 7.4pc. This reflects the full impact of Trump's campaign which, at its height, forced more than 2mn b/d of Iran's oil exports off the market, contributing to a precipitous fall in the country's crude output to below 2mn b/d — the lowest since the start of the Iran-Iraq war in the early 1980s.

But Iran's oil exports and production have recovered incrementally since the start of 2021, supported by increased direct and indirect purchases of its crude by long-time customer China. Argus assessed Iran's output at 2.06mn b/d in February.

Trade strategy

When Iran's oil and gas sectors are hit, others — be it agriculture, services or manufacturing — come in and fill the gap, Batmanghelidj says. And with that diversity, Iran has been able to further cushion itself against such external pressure by deploying a trade strategy that combines import substitution and export promotion, says Bijan Khajehpour, managing partner at Vienna-based consultancy Eurasian Nexus Partners.

"The traditional policy reaction to this kind of extreme pressure is to just switch and go for import substitution. Say we will not import anything, and just produce everything ourselves," Khajehpour says. "Iran does partly engage in import substitution, but at the same time export promotion."

Export promotion involves the targeting of sectors where Iranian products can compete in international markets, at least on a regional level, particularly at a time when Iran has suffered a market devaluation of its currency, making its goods even more competitive. "Iran does not want to isolate itself. It wants to remain engaged," Khajehpour says.

Tomorrow never comes

Although Iran has been under some form of sanctions for much of the past 40 years, the last three years of Trump's maximum-pressure policy have arguably been the most difficult to navigate — because of not only the severity of the sanctions, but also Iran's reduced circumstances relative to previous years as a result of lower global oil prices.

Prior to the last round of sanctions in 2012, Iran enjoyed several years of $80/bl-plus oil prices that helped build reserves in its sovereign wealth fund, the National Development Fund. The Rohani administration, however, only got to sell at an average price of $50-55/bl in the period between the lifting of sanctions in January 2016 and their reimposition in May 2018.

Iran today has around $88bn in foreign exchange reserves, although only 8-9pc of that is accessible in the country, according to the IMF, with the remainder tied up in escrow accounts in countries that bought Iranian oil prior to the return of the sanctions. Yet after nearly three years of negative year-on-year GDP growth, Iran returned to growth in the second half of 2020, and is expected by the IMF to grow by 3.2pc this year and by 1.5pc/yr in the following two.

Although this is not enough to meet the targets that a country such as Iran would want at this stage in its development, Batmanghelidj says the overall picture suggests that Iran will achieve growth this year and that it can do so for the foreseeable future under current circumstances. "This system has demonstrated that it can adjust to these external pressures," he says. "And even if there is another crisis, it will still be quite far off from collapse."

Iran crude exports

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18/01/24

Atualização: Petrobras elevará produção de diesel S10

Atualização: Petrobras elevará produção de diesel S10

Adiciona valor do investimento no 4º parágrafo e planos para renováveis no 7º e 8º parágrafo Sao Paulo, 18 January (Argus) — A Petrobras retomará as obras de expansão da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), aumentando a produção de diesel S10 em 13.000 m³/d até 2028. Na segunda metade de 2024, a estatal reiniciará a construção do Trem 2 na refinaria, visando elevar sua capacidade de processamento de petróleo de 230.000 b/d para 260.000 b/d, também em 2028. A melhoria aumentará a produção de derivados de petróleo da companhia – incluindo gasolina, GLP e nafta, mas principalmente diesel S10. As obras para a implementação da unidade haviam sido interrompidas em 2015. O investimento de R$6 bilhões a R$8 bilhões permitirá que o Brasil seja mais "autossuficiente na produção de combustíveis, reduzindo a demanda de importação", disse a empresa. "A Petrobras estima um aumento de produção de diesel da ordem de 40pc nos próximos anos", afirmou o presidente da estatal, Jean Paul Prates. Neste ano, a companhia também começará obras para proporcionar aumento de carga, melhor escoamento de produtos leves e maior capacidade de processamento de petróleo do pré-sal no Trem 1, unidade já existente da Rnest, até o primeiro trimestre de 2025. As atualizações auxiliarão a Rnest a produzir renováveis, como diesel R, hidrogênio e e-metanol, disse Prates, durante a cerimônia oficial de retomada dos investimentos. A Petrobras vê a possibilidade de adaptar a refinaria para o futuro, com produção de diesel R5, R10, R15,de acordo com o presidente da Petrobras. "Em 50 anos, essa refinaria vai estar aqui do mesmo jeito, com as mesmas máquinas, para produzir R100, diesel de origem vegetal." Além disso, a empresa espera instalar a primeira planta do país a transformar óxido de enxofre e óxido de nitrogênio em um novo produto não especificado. O projeto já está em andamento e deve iniciar operações ainda em 2024. A retomada da ampliação na Rnest é parte do plano estratégico da Petrobras para 2024-28 e do Novo Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), do governo federal. A Rnest é localizada no Complexo Industrial do Porto de Suape, em Pernambuco, e é o "principal polo para a Petrobras nas regiões Norte e Nordeste, com acesso fácil por cabotagem para mercados consumidores", informou a empresa. Por Laura Guedes Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Petrobras elevará produção de diesel S10


18/01/24
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Petrobras elevará produção de diesel S10

Sao Paulo, 18 January (Argus) — A Petrobras retomará as obras de expansão da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), aumentando a produção de diesel S10 em 13.000 m³/d até 2028. Na segunda metade de 2024, a estatal reiniciará a construção do Trem 2 na refinaria, visando elevar sua capacidade de processamento de petróleo de 230.000 b/d para 260.000 b/d, também em 2028. A melhoria aumentará a produção de derivados de petróleo da companhia – incluindo gasolina, GLP e nafta, mas principalmente diesel S10. As obras para a implementação da unidade haviam sido interrompidas em 2015. O investimento permitirá que o Brasil seja mais "autossuficiente na produção de combustíveis, reduzindo a demanda de importação", disse a empresa. "A Petrobras estima um aumento de produção de diesel da ordem de 40pc nos próximos anos", afirmou o presidente da estatal, Jean Paul Prates. Neste ano, a companhia também começará obras para proporcionar aumento de carga, melhor escoamento de produtos leves e maior capacidade de processamento de petróleo do pré-sal no Trem 1, unidade já existente da Rnest, até o primeiro trimestre de 2025. Além disso, a empresa espera instalar a primeira planta do país a transformar óxido de enxofre e óxido de nitrogênio em um novo produto não especificado. O projeto já está em andamento e deve iniciar operações ainda em 2024. A retomada da ampliação na Rnest é parte do plano estratégico da Petrobras para 2024-28 e do Novo Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), do governo federal. O presidente Luiz Inácio Lula da Silva e Prates estarão presentes na cerimônia oficial de retomada das obras na refinaria hoje. O valor do investimento não foi revelado. A Rnest é localizada no Complexo Industrial do Porto de Suape, em Pernambuco, e é o "principal polo para a Petrobras nas regiões Norte e Nordeste, com acesso fácil por cabotagem para mercados consumidores", informou a empresa. Por Laura Guedes Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Opinião: Passado, presente e futuro


26/12/23
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Opinião: Passado, presente e futuro

London, 26 December (Argus) — É véspera de Natal e – tal como Ebenezer Scrooge, na história de 1843 de Charles Dickens, Um Conto de Natal – a indústria de petróleo tem sonhos perturbadores. O Fantasma do Natal Passado lembra Scrooge que o amor ao dinheiro o impediu de fazer um casamento feliz. O Fantasma do Presente de Natal avisa sobre o desastre, a menos que ele mude de rumo. E o fantasma do Natal que ainda está por vir revela que ninguém se importa com sua morte. A alegoria moral e política de Dickens ressoou ruidosamente, 180 anos depois, na Cop 28, conferência climática realizada pela Organização das Nações Unidas (ONU) em Dubai, enquanto os participantes debatiam se deveriam se comprometer com uma "eliminação progressiva" dos combustíveis fósseis. O setor defende vigorosamente seu papel no futuro, prevendo uma vida mais longa e um declínio mais lento do que muitos acreditam ser compatível com os objetivos do Acordo de Paris. "Há uma demanda de petróleo e gás hoje e haverá no futuro", afirma o presidente da ExxonMobil, Darren Woods. "Basicamente, produziremos mais petróleo a um custo menor, de forma mais eficiente e com menos pegada ambiental. Esta é uma situação em que todos ganham." O Cop 28 chegou a um consenso desconfortável, pedindo uma "transição para longe" dos combustíveis fósseis, que alguns ridicularizaram como um "Cop Out" (expressão em inglês para uma desculpa insatisfatória). No entanto, a indústria da commodity já se encontra no meio de uma transição, à medida que a atividade de exploração abranda, os horizontes de investimento diminuem e as empresas aumentam de tamanho através de fusões e aquisições para reduzir custos e serem mais competitivas. A expectativa de vida das reservas de petróleo upstream caiu pela metade: de 50 anos, há uma década, para 25 anos neste ano, informa o relatório Top Projects de 2023, do banco norte-americano Goldman Sachs. E, embora os gastos com upstream tenham se recuperado desde o colapso em 2020 e 2021, este novo ciclo é muito diferente do anterior, com o óleo de xisto norte-americano de ciclo curto agora em "modo de produção" e o ciclo mais longo, em águas profundas offshore, focado em desenvolvimentos de baixo custo, apontou a 39ª pesquisa de gastos com exploração e produção (E&P) do banco britânico Barclays. As curvas futuras já refletem mudanças nas perspectivas do futuro do petróleo. Os preços do petróleo WTI a longo prazo subiram cerca de $10/b em comparação com o ano anterior, ao passo que os mercados consideram curvas de custos de oferta mais acentuadas. Após uma década de expansão dos recursos, devido principalmente ao óleo de xisto dos Estados Unidos, com curvas de custos mais longas e planas, a curva de custos do petróleo do relatório Top Projects, da Goldman Sachs, recuou desde 2017, tornando-se novamente mais curta e íngreme. O óleo de xisto dos EUA já não é um setor em expansão, com os acionistas buscando melhores retornos e os preços de equilíbrio para a perfuração de novos poços subindo devido à inflação e aos custos de capital mais elevados. E a reserva de projetos em águas profundas está recuando, com as empresas procurando pontos de equilíbrio mais baixos, de cerca de $50/b, para conter os riscos de investimentos de ciclo mais longo. Ao contrário do petróleo, a curva de custos para zerar emissões de carbono está se tornando mais longa e plana, conforme a tecnologia melhora e os custos de capital diminuem – especialmente no extremo mais alto da curva de custos, afirma o relatório Carbonomics, de 2023, da Goldman Sachs. A conta para eliminar os 50pc mais baratos das emissões globais de gases de efeito de estufa se manteve perto de $1 trilhão nos últimos cinco anos. Mas a conta para alcançar a descarbonização de 75pc caiu quase metade, para $3,2 bilhões até 2023, ante $5,7 bilhões em 2019. E se o fornecimento de petróleo continuar mais caro e a redução de carbono mais barata, o argumento econômico para uma "transição" dos combustíveis fósseis deverá ser irresistível. "Mantenha sua mente aberta para uma variedade de soluções diferentes", diz Woods. Como sempre, Dickens tem a resposta. "Viverei no Passado, no Presente e no Futuro!", exclama Scrooge, quando acorda de seus sonhos. "Os Espíritos de todos os Três lutarão dentro de mim." Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Setor de captura de carbono pede regulação do mercado


09/10/23
09/10/23

Setor de captura de carbono pede regulação do mercado

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.

Lula assina pacote para incentivar energia verde


14/09/23
14/09/23

Lula assina pacote para incentivar energia verde

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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