Dr. Akinwunmi Adesina, Președintele Grupului Băncii Africane de Dezvoltare (AfDb) scoate la suprafață situația delicată cu care se confruntă continetul african, în materie de energie regenerabilă. Potrivit oficialului, Africa este nevoită să-și completeze resursele de energie verde prin suplimentarea resurselor de gaze naturale.
COP 27: Africa must have natural gas to complement its renewable energy – AfDB
El a făcut această declarație în timpul unui interviu acordat în marja evenimentului COP 27, aflat în desfășurare în Egipt. Potrivit acestuia, gazele naturale sunt necesare pentru a se asigura că nevoile energetice sunt satisfăcute în mod adecvat. Dr. Adesina a spus:
„Africa trebuie să aibă gaze naturale pentru a-și completa energia regenerabilă. Chiar dacă Africa și-ar tripla producția de gaze naturale față de nivelurile actuale, contribuția sa la emisiile globale ar crește doar cu 0,67%.
„Gazele naturale sunt necesare pentru a echilibra aprovizionarea cu energie electrică, având în vedere natura intermitentă a surselor regenerabile. Trebuie să recunoaștem natura specială a Africii. Africa are cel mai ridicat nivel de sărăcie energetică din lume.
„Mă interesează modul în care Africa folosește gazele naturale ca parte a mixului său energetic pentru a furniza electricitate pentru 600 de milioane de oameni care astăzi nu au acces la electricitate.”
El a adăugat că Africa nu ar trebui să fie penalizată pentru că folosește gazele naturale în completarea energiei sale regenerabile.
Țările africane își pot valorifica resursele de gaze naturale în scopuri interne, precum și pentru a satisface cererea de energie din Uniunea Europeană, care se confruntă cu o penurie ca urmare a efectelor războiului dintre Rusia și Ucraina, care a început în T1/2022.
AFC sprijină abordarea: Corporația Financiară Africană (AFC) a publicat recent un whitepaper privind foaia de parcurs pentru COP în Africa, intitulat A pragmatic Path to Net Zero. Potrivit acesteia, Africa trebuie să își exploateze rezervele abundente de gaze naturale ca sursă esențială de energie de tranziție pentru a sprijini industrializarea.
ejazzug.com. Conferința COP 2022
Interesant este faptul că Comisia Europeană susține această idee, după ce a clasificat recent gazele naturale ca fiind o formă de energie verde și un combustibil de tranziție vital pe calea spre decarbonizare.
Cartea albă a AFC a adăugat că este posibilă industrializarea cu gaze naturale fără contribuții substanțiale la emisiile globale de carbon. Și având în vedere că Africa are nevoie de industrializare pentru a garanta crearea de locuri de muncă și creșterea economică, națiunile africane pot investi în continuare în surse regenerabile pentru a face tranziția finală.
Graba UE pentru gazele africane: Potrivit raportului Agenției Internaționale pentru Energie (AIE) privind piața gazelor naturale pentru trimestrul IV/2022, mai multe companii cu sediul în Uniunea Europeană (UE) și-au asigurat aprovizionarea suplimentară cu gaze naturale lichefiate (GNL) prin licitații și contracte de GNL pe termen scurt.
Pe lângă afluxul record de GNL, statele membre ale UE au început să își diversifice importurile de la furnizori de gazoducte din afara Rusiei. Uniunea Europeană a adoptat un obiectiv de reducere voluntară cu 15% a cererii sale de gaze naturale între 1 august 2022 și 31 martie 2023, în comparație cu media sa de cinci ani.
Perspectivele mondiale privind petrolul din octombrie 2022 ale Organizației Țărilor Exportatoare de Petrol (OPEC) afirmă că, până în 2030, gazele naturale vor fi al doilea combustibil ca mărime în mixul energetic global. Potrivit perspectivei, se estimează că cererea de gaze naturale va crește cu 19,6 milioane de barili echivalent petrol pe zi (mboe/d) până la 56,3 mboe/d în 2045, susținută de cererea din toate sectoarele. Perspectiva mai spune că se așteaptă ca gazele naturale să înlocuiască utilizarea cărbunelui și a biomasei tradiționale în anii următori și să rămână un combustibil preferat pe termen lung.
UE prezintă o propunere de plafonare a prețurilor la gazele naturale pentru un hub mondial important
https://www.bnnbloomberg.ca/eu-outlines-natural-gas-price-cap-proposal-for-major-global-hub-1.1847039
(Bloomberg) – Executivul Uniunii Europene ia în considerare propunerea de plafonare a prețurilor pentru unul dintre cele mai mari hub-uri de gaze naturale din lume, pentru a contribui la limitarea unei crize energetice fără precedent și pentru a răspunde solicitărilor guvernelor privind acest instrument controversat.
digi24.ro Ursula von der Leyen ține un discurs în PE
Parametrii exacți pentru declanșarea așa-numitului mecanism de corecție a pieței în cadrul mecanismului olandez de transfer al titlurilor de proprietate ar urma să fie stabiliți în avans pentru a evita procedurile decizionale îndelungate, potrivit unui document al Comisiei Europene trimis marți statelor membre. De asemenea, ar exista garanții pentru a se asigura că instrumentul temporar poate fi suspendat în orice moment dacă ar pune în pericol securitatea aprovizionării și a fluxurilor pe piața UE.
Prețurile europene la gaze au crescut, deoarece cumpărătorii au încercat să compenseze livrările din Rusia, care a fost cea mai mare sursă de combustibil din regiune până când a redus fluxurile în urma condamnării invaziei din Ucraina. În timp ce contractele futures TTF au scăzut de la un nivel record atins în august, acestea sunt încă mai mult decât duble față de media pe cinci ani.
Comisia – care elaborează legislația în cadrul blocului – încearcă să găsească o modalitate de a limita prețurile, evitând în același timp riscurile pentru securitatea aprovizionării și efectele de propagare pe piața internă a energiei. Luna trecută, liderii UE au solicitat în unanimitate executivului să propună măsuri, inclusiv un „coridor dinamic de prețuri” temporar pentru tranzacțiile cu gaze, însă structura acestuia a rămas vagă.
Plafonul ar urma să fie declanșat „dacă baza TTF-preț atinge un nivel predefinit și dacă majorarea prețului nu corespunde unei creșteri similare pe piața mondială (în comparație cu prețurile gazelor naturale lichefiate)”, potrivit documentului consultat de Bloomberg News.
În cazul în care mecanismul de corecție a pieței este declanșat, nu se va permite executarea ordinelor pentru instrumentele derivate TTF pentru o lună anterioară cu prețuri peste nivelul predefinit, potrivit documentului.
Propunerea urmează să fie discutată miercuri, la Bruxelles, de către reprezentanții guvernelor naționale. Cele mai multe state membre – în frunte cu Italia, Polonia, Grecia și Belgia – solicită o plafonare a prețurilor pentru a ține în frâu costurile, însă națiuni precum Germania și Olanda au îndemnat la prudență.
Potrivit documentului, printre avantajele unui plafon de preț se numără limitarea posibilelor speculații și a episoadelor de creștere excesivă a prețurilor, precum și îmbunătățirea certitudinii pieței. Cu toate acestea, riscurile constau în faptul că tranzacțiile s-ar putea muta pe piețele extrabursiere, posibilitățile de acoperire a riscurilor ar putea fi limitate și funcționarea pieței instrumentelor derivate ar putea fi afectată. Potrivit documentului, ar putea fi afectată și aprovizionarea regiunii.
„În cazul în care condiția ca plafonul să fie mai mare decât prețurile globale la GNL nu este îndeplinită, ar putea avea un impact asupra atragerii de mărfuri în UE”, se arată în document. „Contractele futures servesc ca punct de referință pentru investițiile pe termen lung. Plafoanele scăzute ar putea împiedica securitatea aprovizionării pe termen mai lung”.
Macedonia de Nord și Albania semnează un acord privind proiecte comune pentru gaze, GNL și energie regenerabilă
Guvernele Macedoniei de Nord și Albaniei au semnat mai multe acorduri în cadrul unei sesiuni comune. Un Memorandum de Înțelegere privind energia vizează intensificarea cooperării în domeniul infrastructurii de gaz și al energiei regenerabile, precum și construirea unui terminal GNL la Vlora.
North Macedonia, Albania sign agreement on joint projects for gas, LNG, renewables
Întrucât Albania este pe cale să construiască un terminal pentru gaz natural lichefiat (GNL) în portul său Vlora, și alte țări din Balcanii de Vest doresc să participe la acțiune, mai ales din cauza crizei energetice și a incertitudinii privind aprovizionarea cu gaz din Rusia.
După acordurile de cooperare cu Kosovo* și Serbia, Albania a semnat un memorandum de înțelegere similar cu Macedonia de Nord în cadrul celei de-a doua sesiuni comune a celor două guverne, care a avut loc la Skopje.
rfi.ro: Aleksandar Vucic, premierul albanez Edi Rama și premierul nordmacedonean Zoran Zaev la Tirana
Prim-ministrul macedonean de Nord, Dimitar Kovačevski, a declarat că documentul creează un cadru pentru proiecte energetice comune, în principal pentru infrastructura de gaze și energie regenerabilă. Cele două părți au ajuns la mai multe acorduri, cu un accent deosebit pe energie, a precizat el. Printre acestea se numără cooperarea privind construcția terminalului GNL.
„Această criză este, de asemenea, o oportunitate pentru noi, pentru inovație, pentru dezvoltare, o oportunitate de a transforma țara într-un hub energetic verde care, cu un plan și o strategie bună, poate aproviziona atât regiunea, cât și continentul cu energie obținută din surse regenerabile”, a declarat Kovačevski.
El a citat atât inițiativa Open Balkan pentru integrare economică, promovată de Serbia, Albania și Macedonia de Nord, cât și așa-numitul Proces de la Berlin, o platformă prin care toate țările din regiune lucrează la aderarea la Uniunea Europeană.
Macedonia de Nord are nevoie de aprovizionare cu gaze pentru instalațiile care sunt planificate să înlocuiască vechile sale centrale pe cărbune REK Bitola și REK Oslomej și centrala electrică pe petrol Negotino.
Companiile americane Excelerate și ExxonMobil au convenit anul trecut cu Albania să studieze opțiunile de construire a terminalului GNL și de conversie pe gaz a unei centrale electrice inactive pe bază de petrol din Vlora.
Iranul se uită la noi piețe de export pentru gazul South Pars
https://oilprice.com/Energy/Natural-Gas/Iran-Eyes-New-Export-Markets-For-South-Pars-Gas.html
Amenințarea unei creșteri puternice a prețurilor la gaze naturale și a unor întreruperi în aprovizionare crește pe măsură ce Europa se îndreaptă spre iarnă fără asigurarea unui gaz ieftin și abundent din Rusia. Aceste livrări de gaze ar putea fi oprite complet dacă Uniunea Europeană (UE) va aproba definitiv plafonarea prețurilor la gazele din Rusia în cadrul reuniunii sale din 24 noiembrie. Gazprom, colosul rusesc de stat al gazelor, a declarat că, dacă UE introduce această plafonare a prețului gazelor, va suspenda toate exporturile sale de gaze către țările UE.
vocaleurope.eu. Stație de prelucrarea a țițeiului din Iran
Importurile de gaze din Rusia au reprezentat aproximativ 40 % din aprovizionarea cu gaze a UE în 2021. Conștient de multiplele oportunități de a exploata această situație în favoarea sa și a principalului său aliat, Rusia, Iranul a precizat săptămâna trecută că își intensifică operațiunile de producție de gaze la supergigantul câmp de gaze naturale South Pars, cu accent pe controversata sa fază 11.
Potrivit directorului executiv al Companiei Naționale Iraniene de Petrol (NIOC), Mohsen Khojastehmehr, săptămâna trecută: „Activitățile din cadrul proiectului de dezvoltare a fazei 11 a South Pars sunt în curs de desfășurare, iar în această iarnă va fi disponibil gazul din faza 11.” Acest comentariu a fost un ecou al declarației recente a ministrului iranian al petrolului, Javad Owji: „Cu inițiativa colegilor noștri din cadrul Companiei Naționale Iraniene de Petrol, promitem că prima fază a producției de gaz din proiectul de dezvoltare South Pars faza 11, care a fost schimbată doar pe hârtie între diferiți contractori interni și străini timp de 20 de ani, va începe în această iarnă.”
Owji declarase în luna august că se așteaptă ca South Pars Phase 11 să producă între 10 și 11 milioane de metri cubi pe zi (mcm/d) în prima fază de dezvoltare.
Din acest punct de plecare, cu ajutorul Rusiei, producția de gaz din faza 11 și din toate celelalte 23 de faze ale South Pars va crește dramatic, a declarat săptămâna trecută pentru OilPrice.com o persoană importantă din industria petrolieră care lucrează îndeaproape cu Ministerul Petrolului din Iran.
Cu rezerve de gaz estimate la 14,2 trilioane de metri cubi (tcm) plus 18 miliarde de barili de condensat de gaz, South Pars reprezintă deja aproximativ 40% din totalul estimat de 33,8 tcm de rezerve de gaz ale Iranului (situate în principal în regiunile sudice Fars, Bushehr și Hormozgan) și aproximativ 80% din producția sa de gaz. Sectorul South Pars de 3.700 de kilometri pătrați (km2) din bazinul de 9.700 de kilometri pătrați împărțit cu Qatarul (sub forma domului nordic de 6.000 de kilometri pătrați) este, de asemenea, esențial pentru strategia generală a Iranului de a susține o producție de gaze naturale în întreaga țară de cel puțin 1 miliard de metri cubi pe zi (mld. mc/zi).
Capacitatea de producție vizată inițial de Faza 11 a fost de 57 mcm/d și acesta este în continuare obiectivul de producție, potrivit lui Owji. Prima fază a actualului program de dezvoltare, potrivit Petropars, principalul dezvoltator iranian al proiectului, implică forarea a 30 de sonde, plus fabricarea și montarea a două platforme de producție, fiecare conținând 15 sonde, scopul fiind acela de a produce 2 miliarde de metri cubi (56,6 mcm/d) de gaz pe zi, precum și 80.000 de barili de gaz natural lichefiat (GNL). Acest lucru va necesita construirea unor instalații suplimentare legate de gazul natural lichefiat (GNL) și a două conducte de 32 de inch, cu o lungime totală de 270 de kilometri (km). Cea de-a doua fază a programului de dezvoltare va aborda scăderea probabilă a presiunii în primii trei ani de producție completă, cu instalarea graduală a echipamentelor de presiune legate de diferite tehnici de recuperare îmbunătățită a gazelor.
Problema cu care Iranul s-a confruntat în derularea fazei 11 și, într-o mai mică măsură, a tuturor celorlalte faze South Pars, a fost incapacitatea sa de a pune la punct și de a menține în cadrul proiectului echipamentele, tehnologia, procesele și oamenii potriviți. Mai multe companii internaționale de nivel înalt au fost implicate într-o etapă sau alta în faza 11 a South Pars, dar s-au retras din cauza înăspririi sancțiunilor în 2011/2012 sau a reintroducerii sancțiunilor în 2018. Având în vedere dimensiunea și amploarea fazei 11, aceasta a devenit un punct central al atenției SUA după retragerea unilaterală a acesteia din Planul comun de acțiune cuprinzător (JCPOA) în mai 2018 și în timpul reintroducerii active a sancțiunilor spre sfârșitul aceluiași an. La acel moment, supermajorul francez, pe atunci Total-Total (în prezent TotalEnergies), deținea o participație de 50,1% în proiectul Faza 11, în valoare de 4,8 miliarde USD, și investise deja aproximativ 1 miliard USD în acesta.
Potrivit sursei iraniene cu care a vorbit în exclusivitate OilPrice.com: „În ajunul semnării următorului val de finanțare pentru Faza 11, Departamentul de Trezorerie al SUA a telefonat bancherilor de rang înalt de la banca care organiza banii și le-a spus că, dacă finanțarea va continua, atunci SUA va iniția o anchetă istorică completă a tuturor tranzacțiilor băncii din 1979 încoace cu fiecare țară aflată pe lista neagră a SUA, și a spus același lucru și guvernului francez.” Este de înțeles că Franța s-a retras din Faza 11, moment în care China National Petroleum Corporation (CNPC) a preluat automat participația Total (de 50,1 %) – așa cum s-a întâmplat automat în termenii contractelor – pentru a o adăuga la participația sa existentă de 30 %. Participația rămasă de 19,9 la sută a fost deținută de Petropars.
CNPC, la rândul său, era pregătită să continue dezvoltarea fazei 11, având în vedere condițiile extrem de avantajoase pe care i le-a oferit China, așa cum am analizat în detaliu în cea mai recentă carte a mea despre piețele globale de petrol, și valoarea câmpului South Pars. Valoarea actuală la acel moment era de 116 miliarde de dolari, la scurt timp a sărit la 135 de miliarde de dolari, iar acum este din nou mai mare, p otrivit sursei iraniene. În mod crucial, însă, SUA au intensificat presiunea asupra Chinei în războiul comercial sub conducerea imprevizibilului fost președinte Donald Trump. Acest lucru, coroborat cu faptul că China era deja blocată în noul acord exagerat de 25 de ani cu Iranul, așa cum am dezvăluit în exclusivitate în septembrie 2019, a determinat Beijingul să adopte un profil public mai redus în ceea ce privește câmpurile de petrol și gaze de profil înalt ale Iranului ori de câte ori este posibil. În fruntea acestei liste se afla faza 11 a South Pars, astfel încât CNPC s-a retras public din proiect în octombrie 2019.
Diferența cheie acum este implicarea fără restricții a Rusiei în proiectele de gaze ale Iranului. Bazele pentru acest lucru au fost puse chiar înainte de vizita președintelui rus Vladimir Putin la Teheran, în iulie, prin semnarea unui memorandum de înțelegere (MoU) în valoare de 40 de miliarde de dolari între gigantul rus al gazelor Gazprom și Compania Națională de Petrol Iraniană (NIOC). Printre alte acorduri cuprinse în memorandumul de înțelegere, Gazprom s-a angajat să ofere asistență totală NIOC în dezvoltarea, în valoare de 10 miliarde de dolari, a câmpurilor de gaze Kish și North Pars, în vederea producerii a peste 10 milioane de metri cubi pe zi din cele două câmpuri. De asemenea, memorandumul de înțelegere a promis un proiect de 15 miliarde de dolari pentru creșterea presiunii în supergigantul câmp de gaze South Pars, situat la granița maritimă dintre Iran și Qatar. În plus, Gazprom va fi implicat în mai multe proiecte de gaz natural lichefiat (GNL) și în construcția de conducte de export de gaze.
Aceste acorduri au fost concepute de Kremlin pentru a-i oferi un control și mai mare asupra viitoarelor livrări de gaze din Iran, care ar putea găsi inițial o casă în sudul Europei înainte de a fi transportate spre nord pentru a profita de criza de aprovizionare cu gaze din țările europene. Este foarte posibil ca în Europa să existe mai mulți cumpărători interesați de gazul provenit din Rusia sau Iran, dar vândut prin alți intermediari, cum ar fi, poate, gazul din Irakul nesancționat. În Europa, Iranul a folosit această metodă de „rebranding” pentru a-și vinde propriul petrol ca fiind petrol irakian, în ciuda deceniilor de sancțiuni, pentru a-l transporta către unele dintre porturile mai puțin supravegheate din sudul Europei. Printre acestea se numărau Albania, Muntenegru, Bosnia și Herțegovina, Serbia, Macedonia și Croația, iar din aceste porturi petrolul era ușor de transportat către cei mai mari consumatori de petrol din Europa, inclusiv Turcia. Ascunderea încărcăturilor pe nave a fost o altă metodă de succes prin care Iranul a reușit să își transporte petrolul oriunde dorește, de asemenea, pe tot parcursul anului, și nu există niciun motiv pentru care ambele metode să nu poată fi la fel de reușite pentru transporturile de GNL atunci când Iranul și Rusia vor decide că este momentul potrivit pentru a le începe.
