Hovensa refinery to process US crude: lawmakers

Mercados: Crude oil, Oil products, Petroleum coke
29/10/14

The idled Hovensa refinery will process 300,000 b/d of US sweet crude when it resumes operations under an agreement with start-up firm Atlantic Basin Refining (ABR), US Virgin Islands legislators said today.

ABR will spend just over $1bn to rehabilitate and restart the 350,000 b/d refinery that has been shut down since 2012.

The company plans to re-start the refinery in just over two and a half years after the sale is completed, say the legislators, who were briefed on the agreement in a meeting this week with US Virgin Islands governor John deJongh.

The formal agreement between the government and ABR will be signed by the end of today, a government official told Argus.

The agreement has to be approved by the territory's legislature, but no date has been set for the lawmakers to discuss the sale, the official said.

Hovensa is a 50:50 joint venture between Venezuela's state-owned PdV and US independent Hess. PdV, Hess and Hovensa have not publicly commented on the sale.

The money-losing refinery, located on the island of St Croix, was converted into a storage terminal after it was shut down in February 2012. About two thirds of the facility´s 32mn bl of storage was taken out of service following the conversion.

ABR was the only company to make a bid for the refinery in a sales process managed by financial advisor Lazard. The firm is currently negotiating an agreement with Korea's Samsung Engineering to assess what is needed to rehabilitate the refinery, the legislators say.

The assessment will take six to nine months after the sale to ABR to completed, and will clear the way for the company to raise money for the purchase, they say.

This will be followed by the 18-month rehabilitation of the facility.

Once the refinery is re-started, shippers may move US crude to the US Virgin Islands on foreign-flagged tankers, giving the facility access to the growing volume of discounted US production without the more expensive shipping costs of US-flagged vessels required to move crude between ports on the mainland. But energy costs, not crude costs, drove losses at Hovensa, and the new refiner must compete in the shadow of the highly complex and low cost US Gulf coast refining center.

The US territory's government has maintained that a new operator must restart the facility´s refining operations. When it was operating, the refinery was the largest private-sector employer in the US Virgin Islands, generating 20pc of its GDP.

The 22-year operating agreement with ABR may be extended for two additional terms of 10 years each "if Atlantic Basin Refining is not in breach of its obligations under the agreement," the government said on 27 October in announcing the sale.

ABR will pay the government "more than $1.6bn" in fixed payments over the life of the agreement, and will also make "additional variable payments depending on the refinery's profitability," the government said.

The agreement requires ABR to operate fuel racks and supply the territory's fuel wholesalers at discounted rates, the legislators say.

The company is "headed by a group of individuals with experience in refining, energy finance, oil trading and environmental restoration," the government said.

One ABR principal is Jack Thomas, president of local port developer St Croix Renaissance Group, the legislators say. The others – Robert Moore, William Forester and Steve Smith - are not from the territory, they said, without providing further details.

Although ABR was formed for the purpose of acquiring the refinery, deJongh said the principals "come with the experience with respect to this sort of situation we find ourselves in, which really is a refinery that's been closed for two years and is in a turnaround situation."

Environmental liability appears to be a major feature of the agreement. "For the first time ever, owners of the refinery will be required to take the facility down and clean up the site if they do not restart the refinery or if it is again shut down at any time in the future," de Jongh´s office said in his 27 October blog post. "In addition to the fixed and variable payments, the operating agreement requires the new owners to pay into a site restoration fund that will pay for the ultimate deconstruction and take-down of the refinery and remediation of the site."

"This will ensure that, whatever the circumstances, if there is not to be an operating refinery, we will not be left with an eyesore and a wasting asset," the governor said.

cj/eb

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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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Brasil eleva mandatos para E30 e B15

25/06/25

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Brasil eleva mandatos para E30 e B15

Sao Paulo, 25 June (Argus) — O Ministério de Minas e Energia (MME) e o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovaram a elevação do mandato de mescla de etanol e de biodiesel nos combustíveis fósseis, a partir de 1º de agosto. A mistura para o etanol na gasolina subirá de 27pc para 30pc, enquanto a participação do biodiesel no diesel passará de 14pc para 15pc. O CNPE avalia a possibilidade de aumento da mescla de etanol para uma faixa entre 22-35pc, disse o diretor de biocombustíveis do MME, Marlon Arraes, durante a Conferência de Biocombustíveis e Insumos da Argus , nesta quarta-feira, em São Paulo. Para o biodiesel, o órgão vê possibilidade de elevação para até 25pc no combustível fóssil. A Lei do Combustível do Futuro, sancionada em outubro de 2024, impulsionou o investimento de mais de R$53 bilhões no setor de biodiesel que possibilitaria alcançar uma mescla de 25pc em 2026, além de R$24 bilhões no mercado de etanol para um mandato de 35pc no mesmo período, segundo Arraes. Somado a investimentos em biometano e produtos como combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês) e diesel verde, o impacto total do programa soma R$260 bilhões nos últimos anos, segundo o diretor. Custos de competitividade, riscos no suprimento de matérias-primas e instabilidade regulatória, no entanto, estão entre os fatores que prejudicam a evolução de regras que estimulam o uso de biocombustíveis no Brasil, disse Arraes. A Lei do Combustível do Futuro evitou a emissão de 705 milhões de toneladas (t) de CO2, segundo o diretor do MME. "Precisamos nos empenhar na nossa forma de produzir biocombustíveis e em energias sustentáveis para entregar à sociedade a descarbonização da maneira mais barata", afirmou Arraes. Por João Curi Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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