Cererea europeană în creștere pentru gazul natural lichefiat pentru a compensa pierderea gazului rusesc livrat prin conducte a împins prețurile pentru acest produs de bază dincolo de posibilitățile multor cumpărători din regiunile cu venituri mai mici, cum ar fi Asia de Sud și de Sud-Est, împingându-i pe unii dintre ei să revină la o dependență puternică de cărbune, spun jucătorii din industrie.
„În mod evident, Europa trebuie să ia cât mai mult gaz posibil, deoarece a pierdut tot gazul din Rusia”, a declarat Russell Hardy, directorul general al Vitol, cel mai mare trader independent de energie din lume, la conferința Energy Asia 2023 de la Kuala Lumpur, conform publicației Nikkei Asia.
„Setea Europei de GNL a luat o parte din oferta permanentă către Asia, plus toată noua ofertă din SUA și a absorbit totul”, a declarat Hardy luni, în ziua de deschidere a evenimentului. „În 2023, Asia va avea în continuare acces [la GNL] … dar prețul va fi mult mai mare”.
„Inegalitatea” GNL se accentuează pe măsură ce Europa se aprovizionează din Asia
Prețurile spot ale GNL în Asia au scăzut de la nivelul record de 70 de dolari pe milion de unități termice britanice (BTU) din august anul trecut. Prețurile de referință Japan/Korea Marker (JKM) au fost în medie de 18 dolari pe milion de BTU între ianuarie și martie, potrivit Agenției Internaționale pentru Energie, și au scăzut și mai mult în ultimele săptămâni. Însă prețurile rămân la un nivel istoric ridicat și ar putea crește din nou dacă iarna în Europa se dovedește a fi mai aspră decât cea precedentă, care a fost blândă.
Hardy a spus că prețurile ridicate suprimă consumul de GNL din Asia, care ar urma să crească de la 252 de milioane de tone în 2022 la 260 de milioane de tone în acest an – încă mai puțin decât cele 272 de milioane de tone din 2021. „Asia accesează astăzi mai puțin gaz decât în 2021”, a spus el. „Acesta este un fel de indiciu al inegalității”.
Europa a evitat o criză energetică iarna trecută cu ajutorul noilor livrări de GNL din SUA și Qatar, care au devenit cei mai mari doi furnizori de gaze din lume, în condițiile în care Rusia și-a redus drastic aprovizionarea cu gaze prin conducte pentru Europa după invazia sa în Ucraina. Cu toate acestea, vorbitorii de la conferință au subliniat că o criză a GNL a lovit în schimb unele piețe cu venituri mai mici.
„Mesajul factorilor de decizie europeni este: „Am gestionat bine această situație, am evitat pana de curent””, a declarat Michael Stoppard, liderul strategiei globale pentru gaze la S&P Global. „Dar, de fapt, au existat pene de curent. Penele de curent au avut loc pe anumite piețe din Asia, în special în Asia de Sud, unde GNL a fost deturnat către piețele europene, care plătesc mai mult.”
Patrick Pouyanne, președinte și director general al companiei petroliere franceze TotalEnergies, a declarat că, în general, Asia a fost fundamentală pentru creșterea pieței globale de GNL. Văzut ca un combustibil pentru tranziția energetică, înainte de recentele perturbări ale pieței, consumul de GNL a crescut în regiune, în timp ce aceasta încearcă să își reducă dependența mare de cărbune.
„Și apoi Europa a luat niște GNL din Bangladesh, Vietnam, Thailanda și prețurile [au crescut]”, a spus Pouyanne. „Am împins aceste țări să aibă nevoie de mai mult cărbune”. „Sper că vremea din Europa va fi din nou bună, mai caldă” în iarna următoare, a adăugat el, „pentru că altfel nu există altă cale decât să luăm mai multă” energie din Asia.
Octavio Simoes, președinte și director general al producătorului american de gaze naturale Tellurian, a declarat că Pakistanul, Sri Lanka, Indonezia și chiar Japonia și Coreea de Sud au ars mult mai mult cărbune decât înainte, din cauza faptului că au fost lipsite de aprovizionarea cu GNL la prețuri accesibile.
„Iar unele țări, precum Pakistanul, renunță complet la strategia lor pe termen lung privind gazele naturale și decid să își dezvolte rezervele de cărbune”, a declarat marți Simoes. Tengku Muhammad Taufik, președintele și directorul general al grupului Petronas, compania petrolieră de stat din Malaezia, și-a exprimat luni îngrijorarea cu privire la sustenabilitatea pe termen lung a aprovizionării cu gaze naturale în regiune, având în vedere situația actuală de „subinvestiții” în sectorul petrolului și gazelor.
El a declarat că unele instituții financiare sunt îngrijorate că banii investiți în proiecte de petrol și gaze naturale vor fi capitaluri blocate. Între timp, așa cum au spus și alți actori din industrie, dezvoltările în domeniul energiei regenerabile și eforturile de decarbonizare în rândul companiilor energetice din Asia nu au progresat atât de rapid pe cât se așteptau.
Industria de petrol și gaze din Qatar, o forță motrice esențială pentru revitalizarea economiei
Un raport al Consiliului Industriilor Energetice (EIC) arată că sectorul energiei regenerabile din Qatar vizează consolidarea economiei în anii următori. Deși s-a înregistrat o reducere a veniturilor din hidrocarburi în perioada de vârf a coronavirusului, industria petrolului și a gazelor naturale a rămas solidă, jucând un rol vital în economia țării, conform de The Peninsula.
Raportul a precizat: „Qatar menține un accent solid pe activitățile sale din domeniul petrolului și gazelor, care joacă un rol esențial în susținerea tranziției energetice. Acest lucru este atribuit în primul rând rezervelor sale substanțiale de gaze naturale, recunoscute pe scară largă ca fiind un combustibil acceptabil pentru tranziția către surse de energie mai puțin poluante.” EIC menționează că aproape 80% din GNL-ul Qatarului este direcționat către piața asiatică, răspunzând cererii în creștere din regiune.
Recent, QatarEnergy a semnat câteva acorduri importante cu firme energetice asiatice globale, cum ar fi Bangladesh Oil, Gas and Mineral Corporation (Petrobangla) și cu China National Petroleum Corporation (CNPC). Parteneriatul cu Petrobangla constă în livrarea a aproape 1,8 milioane de tone pe an (MTPA) de GNL către Bangladesh pentru o perioadă de 15 ani, începând cu ianuarie 2026.
Între timp, QatarEnergy a semnat, de asemenea, două acorduri cu CNPC, inclusiv furnizarea a 4 milioane de tone de GNL pe an și un pact privind LNG SPA, în cadrul căruia QatarEnergy va transfera o participație de 5 % în echivalentul unui tren de expansiune a proiectului North Field East LNG (NFE), care va avea o capacitate de 8 milioane de tone pe an.
Qatar anticipează producerea a 5 gigawați (GW) de energie solară până în 2035 și urmărește să își consolideze prezența în sectorul energiei regenerabile, se arată în raport. Cu toate acestea, pentru a atinge acest obiectiv, QatarEnergy a atribuit contracte de inginerie, achiziții și construcție (EPC) pentru două proiecte solare în Ras Laffan și Mesaieed.
Faiz Halim, analist EIC și autor al raportului, a comentat: „Sectoarele energetice din Qatar sunt pregătite pentru o creștere remarcabilă, pe măsură ce țara își valorifică rezervele de gaze naturale și investește în soluții durabile. Acest lucru creează oportunități ample, precum și un sentiment de certitudine pentru companiile din lanțul de aprovizionare care doresc să adauge valoare sectorului energetic din Qatar.”
În calitate de principal exportator de GNL din lume, Qatar este optimist în ceea ce privește creșterea producției de hidrocarburi, deoarece producătorii mondiali de energie „se întrec” pentru a compensa pierderile de aprovizionare cauzate de conflictul dintre Rusia și Ucraina, se arată în raport.
Raportul subliniază faptul că Qatar contribuie semnificativ la tranziția energetică, care este susținută de rezervele sale abundente de gaze naturale și are în prezent 18 proiecte în sectoarele petrolului și gazelor, cu un capital ex-cheltuieli (CAPEX) de 219,19 miliarde de QR (60,2 miliarde de dolari).
În următorii patru ani, Qatarul se așteaptă să își crească în mare măsură producția de GNL, cu 49 de milioane de tone metrice pe an, se arată în raport. QatarEnergy a încheiat pacte cu mai multe organizații din întreaga lume pentru extinderea instalațiilor de GNL și a facilităților de construcție în acest an. SIE a subliniat că planurile ambițioase de extindere a GNL ale țării își mențin poziția de unul dintre cei mai mari exportatori de GNL din lume.
Între timp, Qatar așteaptă cu nerăbdare să reducă emisiile din toate sectoarele cu 25%, iar strategia de sustenabilitate a Qatar Energy permite ca intensitatea carbonului să scadă cu 25 % în operațiunile din amonte și cu 35 % în instalațiile de GNL până în 2035.
Raportul a mai adăugat că „În prezent, țara depune multe eforturi pentru dezvoltarea câmpului North Field, după ridicarea moratoriului privind noile proiecte de export de gaze din zonă. În plus, Qatarul s-a angajat în mai multe acorduri pe termen lung cu alte națiuni, stabilind acorduri de vânzare și cumpărare (SPA) pentru furnizarea de GNL.”
Norvegia aprobă 19 noi proiecte de petrol și gaze
Norvegia a aprobat 19 noi proiecte de petrol și gaze în apele sale, cu investiții totale de peste 200 de miliarde NOK (14,62 miliarde de lire sterline), potrivit Ministerului Petrolului și Energiei. Proiectele aprobate constau în dezvoltarea ulterioară a zăcămintelor existente și investiții în proiecte de extracție sporită la zăcăminte existente, scrie Energy Voice.
Aker BP a reușit să obțină nouă din cele 19 aprobări în Marea Norvegiei și Marea Nordului. Evoluțiile cu lumină verde au fost cele considerate ca fiind capabile să „contribuie la continuarea producției ridicate și stabile de pe platoul continental norvegian și la crearea de locuri de muncă și de valoare pentru întreaga societate”, a declarat ministrul norvegian al petrolului și energiei, Terje Aasland.
Dl Aasland a adăugat că acordarea undă verde acestor evoluții va contribui la „securitatea energetică a Europei”. El a spus: „Norvegia este singurul exportator net de petrol și gaze din Europa, iar prin realizarea acestor proiecte asigurăm producție nouă din a doua jumătate a anilor 2020, astfel încât să putem menține livrări înalte în Norvegia”. Toate cele nouă proiecte Aker BP care au primit aprobare vor fi operate de firmă și urmează să livreze „peste 700 de milioane de barili echivalent petrol (mmboe) net”, potrivit companiei.
Proiectele aprobate ale companiei includ Yggdrasil, Valhall PWP și Fenris și Symra în Marea Nordului și sateliții Cormorant în Marea Norvegiei. Aceste aprobări vor permite producției de petrol și gaze a Aker BP să crească de la aproximativ 400.000 de barili pe zi în 2022 la aproximativ 525.000 de barili în 2028.
Într-un comunicat de această dimineață, Aker BP scrie: „Pe lângă asigurarea activității și locurilor de muncă, proiectele contribuie la dezvoltarea expertizei tehnologice în industria norvegiană în perioada înainte ca proiectele din surse regenerabile să crească la scară”. Gigantul norvegian, Equinor, a reușit și el să obțină o serie de aprobări de proiecte în apele țării.
Primind aprobarea pentru Irpa, Verdande și Andvare, vicepreședintele Equinor pentru dezvoltarea proiectelor, Trond Bokn, a declarat: „Ne confruntăm cu o cerere puternică de petrol și gaze de pe platforma continentală norvegiană în situația geopolitică actuală”. Câmpul de gaze Irpa va fi legat înapoi de Aasta Hansteen, în timp ce zăcământul de petrol Verdande și puțul Andvare se vor lega înapoi de Norne.
Dl Bokn a adăugat: „Prin utilizarea infrastructurilor Aasta Hansteen și Norne, aceste proiecte de dezvoltare vor aduce rapid producție nouă pe piață cu costuri reduse de dezvoltare, extinzând în același timp activitatea pe platformele gazdă”. Gigantul energetic spune că volumele de gaz de la Ipra ar putea furniza gaz a puțin peste 2,3 milioane de gospodării din Marea Britanie timp de șapte ani.
Această dezvoltare va fi cel mai adânc câmp de pe platforma continentală norvegiană, la o adâncime de aproximativ 4.429 de picioare. Acest lucru vine în timp ce industria așteaptă aprobarea proiectului Rosebank al lui Equinor la vest de Shetland, despre care se zvonește că va veni în câteva săptămâni. Atât în Marea Norvegiei, Ministerul Petrolului și Energiei și-a dat acordul pentru proiectele Dvalin North și Mary.
Situat la aproximativ 167 de mile nord de Kristiansund, Dvalin North și este de așteptat să producă aproximativ 84 de milioane de barili de petrol, în principal gaz. Proiectul va fi dezvoltat cu un cadru submarin care va fi conectat la platforma Heidrun printr-un cadru inferior pe câmpul existent Dvalin. La Mary va începe producția în al doilea trimestru al anului 2025, cu o perioadă de producție asumată până în 2040.
În cele din urmă, OMV a reușit să obțină aprobarea pentru noul său proiect de gaze din Norvegia. A primit undă verde pentru descoperirea de gaze și condens Berling în Marea Norvegiei. Se estimează că investițiile totale în proiect se ridică la aproximativ 9 miliarde NOK. Proiectul aprobat Beling urmează să fie dezvoltat cu un cadru submarin conectat la instalația Åsgard B.
Berislav Gaso, vicepreședinte executiv pentru energie la OMV AG, a declarat: „Berling este unul dintre proiectele noastre cheie de dezvoltare a gazelor naturale și este orientat spre creșterea ponderii gazelor naturale în portofoliul nostru, așa cum este prezentat în Strategia 2030 a OMV”.
Gasunie investește în rețeaua de hidrogen din portul Rotterdam
Gasunie, un operator de rețea energetică, a decis să investească în prima parte a unei rețele de hidrogen la nivel național. Prima secțiune va merge de la Maasvlakte la Pernis. Lucrările vor începe în portul Rotterdam după vară.
Investiția din prima fază a lui Gasunie în valoare de peste 109 milioane USD. Hynetwork Services, o subsidiară a Gasunie, va fi responsabilă de dezvoltare. Gasunie supraveghează și întreține infrastructura de transport și stocare a gazelor, care se transformă treptat la gaze verzi și hidrogen, ca parte a tranziției energetice, scrie container-news.com.
Rețeaua de hidrogen, care ar costa aproximativ 1,6 miliarde de dolari, va conecta zonele industriale cheie ale Țărilor de Jos și ale țărilor învecinate începând cu 2030. Rețeaua va fi conectată în curând la terminalele de import din porturile maritime, producția olandeză de hidrogen și instalațiile de stocare a hidrogenului pe scară largă.
„Pe baza acestui rol, putem oferi un impuls semnificativ pentru economia hidrogenului verde în Țările de Jos și nord-vestul Europei”, a declarat Allard Castelein, CEO al Autorității Portului din Rotterdam.
După cum s-a menționat anterior, prima fază a rețelei de hidrogen a Rotterdamului se va desfășura de la Maasvlakte la Pernis. Aceasta este o zonă de peste treizeci de kilometri care se anticipează a fi operațională până în 2025. Rețeaua națională va avea în cele din urmă 1.200 km lungime, conductele de gaz natural existente reprezentând 85% din lungimea sa.
Rețeaua națională de hidrogen va conecta porturile maritime la grupuri industriale importante din Țările de Jos (Eemshaven, regiunea Canalului Mării Nordului, Rotterdam, Zeeland și Limburg) și site-urile de stocare a hidrogenului începând cu 2030. Capacitatea de stocare la scară largă va crește flexibilitatea furnizării de energie regenerabilă.
UE ar trebui să sancționeze importurile rusești de GNL
Uniunea Europeană ar putea fi nevoită să se bazeze pe sancțiuni pentru a aborda importurile în creștere de gaz natural lichefiat rusesc pentru a îndeplini interdicția asupra tuturor transporturilor de combustibili fosili din Moscova până în 2027, potrivit unui important think tank.
Un embargo total asupra fluxurilor de la uzina rusă Yamal LNG a fost până acum apreciat ca neplăcut din punct de vedere politic la Bruxelles, dar UE are mai multe căi de a reduce importurile, inclusiv prin utilizarea noului său mecanism de coordonare a achizițiilor comune de combustibil, au declarat analiștii de la Bruegel, cu sediul în Bruxelles.
Alte opțiuni includ sancțiuni ușoare care descurajează achizițiile noi, dar nu încalcă contractele de furnizare existente sau chiar nu fac nimic, conform BNN Bloomberg.
GNL a devenit un obstacol în eforturile blocului de a se înlătura de energia rusă, Belgia, Spania și Franța primind volume record de combustibil în 2022, iar livrările menținându-se puternice în acest an. Spre deosebire de cărbune și petrol, UE nu a aplicat încă sancțiuni asupra gazelor. Kadri Simson, comisarul pentru energie al blocului, a cerut în schimb companiilor să nu reînnoiască contractele care expiră pentru combustibil.
Bruegel spune că UE ar putea să-și adapteze platforma energetică nou creată pentru a gestiona livrările limitate de GNL din Rusia. Ar face acest lucru prin sancționarea importurilor, forțând rezilierea contractelor pe termen lung și permițând UE să ofere să cumpere GNL la un preț mai mic decât cel de piață prin intermediul platformei, au scris analiștii.
Implementarea unei astfel de mișcări ar necesita, de asemenea, probabil unanimitate între statele membre, unele care ar putea să nu dorească să oprească importurile. Bruegel estimează că Spania și Portugalia ar fi cel mai greu afectate de un astfel de embargo, care dețin cea mai mare pondere a GNL rusesc în totalul aprovizionării cu gaze.
În plus, „nu există nicio garanție că Rusia ar dori să se angajeze într-o astfel de strategie, iar Rusia ar putea prefera să refuze orice export de GNL către UE”, a spus Bruegel. Chiar și așa, embargoul și oferta de cumpărare a GNL rusesc ar risca doar parțial să înăsprească piața globală. Iar UE s-ar putea descurca fără această sursă de aprovizionare, au scris analiștii.
„UE are o dependență toxică de GNL rusesc, care trebuie tratată prompt”, a spus Simone Tagliapietra, coautor al raportului. „Vestea bună este că, cu pregătirile necesare, UE poate trăi fără ea.”
În martie, miniștrii energiei din UE au aprobat o propunere care ar permite guvernelor membre să împiedice temporar exportatorii ruși să rezerve facilitățile necesare pentru transporturi. Abordarea solicită, de asemenea, un plafon de preț pentru mărfurile rusești cu GNL care utilizează țările UE sau Grupul celor Șapte pentru servicii de transbordare, asigurare sau transport maritim. Poziția trebuie încă negociată cu parlamentul blocului.
Eni semnează un acord de 300 de milioane de dolari pentru a vinde active petroliere non-core în Republica Congo
Eni dezvoltă proiectul Congo LNG pentru a debloca vastele resurse de gaze ale țării în Marine XII. Compania italiană de petrol și gaze Eni a fost de acord să cedeze participațiile în mai multe permise de petrol non-core din Republica Congo (Congo) către compania anglo-franceză de petrol și gaze Perenco, pentru o sumă de aproximativ 300 de milioane de dolari (273,97 de milioane de euro), scrie offshore-technology.
Valoarea tranzacției include contraprestații ferme și contingente, iar tranzacția este supusă aprobării autorităților locale și de reglementare relevante. În Congo, Eni intenționează să promoveze tranziția energetică prin inițiative, inclusiv Centrul de excelență Oyo pentru energie regenerabilă și eficiență energetică.
Într-o declarație de presă, Eni a declarat: „Până în prezent, Eni este singura companie angajată să dezvolte vastele resurse de gaze ale țării, în special prin proiectul Congo LNG [gaz natural lichefiat], care va exploata resursele imense de gaze ale Marine XII, satisfacerea nevoilor de generare a energiei electrice ale țării, în timp ce alimentează exporturile de GNL, furnizând noi volume de gaze piețelor internaționale concentrate pe Europa.”
Proiectul de 5 miliarde de dolari Congo LNG, care face parte din inițiativele de bază ale Eni de diversificare a aprovizionării, este de așteptat să aibă o capacitate totală de producție de GNL de trei milioane de tone pe an începând cu 2025. Proiectul de lichefiere a gazelor presupune instalarea a două instalații plutitoare de lichefiere a gazelor naturale la zăcămintele Nenè și Litchendjili deja producătoare și la zăcăminte suplimentare care urmează să fie dezvoltate.
Cea mai recentă înțelegere vine la câteva zile după ce Eni și unitatea sa norvegiană Vår Energi au semnat un acord de 4,9 miliarde de dolari pentru achiziționarea companiei de explorare și producție, susținută de capital privat, Neptune Energy. Neptune deține un portofoliu de active și operațiuni orientate spre gaze în Europa de Vest, Africa de Nord, Indonezia și Australia.
