Pakistanul a renunțat la planurile de a achiziționa încărcături de GNL( gaz natural lichefiat) pentru anul viitor, după ce licitația sa a atras doar două oferte care prezentau o primă de 30% față de prețurile pieței. Potrivit unui raport Bloomberg care citează comercianți anonimi aflați în cunoștință de cauză, ofertele au venit de la Trafigura, iar datele de livrare au fost în ianuarie și februarie 2024.
Aceasta nu este prima dată când Pakistanul este forțat să iasă de pe piața GNL din cauza prețurilor. Anul trecut, când suspendarea livrărilor de gaze prin gazoducte rusești a transformat Europa într-un cumpărător major de GNL, importatorii precum Pakistanul au fost practic excluși de pe piață.
Chiar și livrările care ar fi trebuit să fie blocate în cadrul unor contracte pe termen lung au fost afectate atunci când Eni a anunțat la începutul acestui an că nu va putea livra încărcătura de GNL contractată o dată pe lună către Pakistan din cauza unor circumstanțe independente de voința sa. Alți furnizori de GNL către țările asiatice au ales, de asemenea, să își încalce contractele, pe fondul prețurilor foarte ridicate de pe piața la vedere.
Acest lucru a făcut ca situația energetică a Pakistanului să fie destul de precară, iar anul trecut, timp de luni de zile, au avut loc pene de curent care au afectat țara, iar raționalizarea energiei electrice a devenit inevitabilă, conform oilprice.com.
În acest an, situația prețurilor s-a normalizat în mare parte, ceea ce a permis Pakistanului și altor națiuni asiatice mai sărace să revină pe piața GNL. Cu toate acestea, după cum sugerează cele mai recente știri din Pakistan, este posibil ca această revenire să fi fost temporară.
Cererea din restul Asiei este, de asemenea, considerată a fi în revenire, la fel ca și cererea din Europa. Aceasta din urmă a fost moderată până acum în acest an din cauza iernii blânde de anul trecut, în urma căreia o mare cantitate de gaz a rămas în depozite. Acest gaz este practic nevandabil, deoarece a fost cumpărat la prețuri record și orice revânzare ar duce la pierderi masive.
Prețul gazelor naturale pentru august a fost stabilit
Comisia de Reglementare în domeniul Energiei și Apelor (EWRC) a decis, în ședința închisă de marți, care va fi prețul pe luna august la care Bulgargaz va trebui să vândă gaze naturale furnizorilor finali și persoanelor cărora li s-a eliberat licența de producere și transport a energiei termice. Prețul gazelor naturale pentru această lună ar urma să rămână neschimbat față de iulie. EWRC a aprobat un preț al gazelor naturale pentru luna iulie de 60,58 BGN pe MWh – fără taxe de acces, de transport, accize și TVA.
La 27 iulie, EWRC a discutat un raport privind propunerea din 11 iulie a distribuitorului de gaze naturale de stat Bulgargaz referitoare la prețul gazelor naturale în luna august. Pe baza datelor și documentelor furnizate de Bulgargaz și după calculele necesare, prețul gazelor naturale propus în raport a fost de 61,18 BGN/MWh (fără costurile de acces, transport, accize și TVA) începând cu 1 august 2023, potrivit bta.bg.
30 miliarde de dolari pentru Turcia din acordurile cu EAU
Turcia și-a exprimat luni intenția de a-și extinde cooperarea energetică cu regiunea Golfului și a declarat că proiectele energetice reprezintă mai mult de jumătate din acordurile semnate cu Emiratele Arabe Unite (EAU) la începutul acestei luni. Ankara face de asemenea mențiuni despre ceea ce speră să se transforme într-o cooperare importantă cu Arabia Saudită.
Acordurile cu Emiratele Arabe Unite, estimate la 50,7 miliarde de dolari, au fost semnate în timpul călătoriei președintelui Recep Tayyip Erdogan în regiunea Golfului, între 17 și 19 iulie. Turcia a căutat să extindă cooperarea și a semnat mai multe acorduri profitabile cu Arabia Saudită, Emiratele Arabe Unite și Qatar. Acordurile cu Abu Dhabi au vizat dezvoltarea energiei și a resurselor naturale, cooperarea în domeniul spațial și al apărării.
Setul a inclus acorduri în valoare de 29,7 miliarde de dolari care acoperă proiecte energetice, a declarat ministrul Energiei și Resurselor Naturale, Alparslan Bayraktar, într-un interviu acordat postului privat de televiziune A Haber. „Acestea se concentrează în principal pe energie regenerabilă, eoliană, solară, proiecte de energie eoliană offshore, gaze naturale, hidrogen și producția de amoniac verde”, a declarat Bayraktar, potrivit dailysabah.com
Ministrul a subliniat interesul ridicat al țărilor din Golf față de industria energetică din Turcia, în frunte cu energiile regenerabile, menționând că Arabia Saudită și Qatar au încercat, de asemenea, să dezvolte proiecte energetice cu guvernul.
„Ne propunem să realizăm o cooperare energetică importantă cu Arabia Saudită. Valoarea acesteia din punct de vedere financiar nu a fost clarificată. Vedem că sunt interesați de un proiect de energie regenerabilă de 4.000-5.000 de megawați (MW). Dorim să îmbunătățim cooperarea regională cu țările din jur atât în domeniul energiei electrice, cât și al gazelor naturale. Am văzut, de asemenea, că Emiratele Arabe Unite și Arabia Saudită au solicitări și cereri”, a precizat el.
Aproximativ 55% din capacitatea instalată a Turciei cuprinde în prezent surse de energie regenerabilă, ceea ce o situează pe locul 12 la nivel mondial și pe locul cinci în Europa. Obiectivul Planului energetic național al Turciei, anunțat în februarie anul trecut, este de a crește ponderea energiei regenerabile în cadrul capacității instalate la 65% până în 2035. Pentru a atinge acest obiectiv, Bayraktar spune că, până în 2023, se urmărește punerea în funcțiune a circa 3.500 MW de energie solară, 1.500 MW de energie eoliană și 5.000 MW de energie eoliană offshore în fiecare an.
Proiecte de centrale nucleare în Turcia
Bayraktar a mai spus că își propun să înceapă să genereze energie de la primul reactor al primei centrale nucleare din Turcia, Akkuyu, în 2024.
La sfârșitul lunii aprilie, Turcia a obținut statutul de țară care se mândrește cu energie nucleară, deoarece Akkuyu a primit lotul inițial de combustibil nuclear. Construită pe coasta mediteraneană, centrala ar trebui să producă aproximativ 10% din necesarul de energie electrică al Turciei, odată finalizată.
Cele trei unități rămase urmează să intre în funcțiune până la sfârșitul anului 2026, în ritm de una pe an, pentru a avea o capacitate instalată totală de 4.800 de megawați în final. Bayraktar a informat că Turcia se află în discuții cu China și cu companii relevante pentru o potențială nouă centrală nucleară planificată să fie construită în regiunea Tracia, subliniind că negocierile au ajuns la un anumit nivel.
Discuțiile sunt în curs de desfășurare cu Coreea de Sud pentru o altă centrală planificată să fie construită în provincia Sinop de la Marea Neagră, a declarat ministrul. Anterior, Turcia a purtat discuții cu compania de stat pentru energie nucleară Rosatom din Rusia pentru această instalație.
„Coreea de Sud dorește, de asemenea, să reflecte în țara noastră experiențele sale relevante în această problemă. Negocierile noastre cu ei continuă de asemenea. Ne propunem să le finalizăm în lunile următoare și să începem lucrările efective pe această problemă în teren”, a declarat Bayraktar.
Compania germană Uniper va investi 8,8 miliarde de dolari în energie verde până în 2030
Gigantul energetic german Uniper, care a fost salvat de guvern anul trecut, s-a angajat marți să investească peste 8,8 miliarde de dolari (8 miliarde de euro) în energie verde până în 2030, în încercarea de a deveni un furnizor de energie mai ecologică mai repede decât era planificat anterior.
Anul trecut, Germania a luat măsuri pentru a-și salva companiile energetice care au acumulat pierderi din cauza lipsei de aprovizionare cu gaze rusești contractate și a prețului ridicat pe care trebuiau să îl plătească pe piața spot pentru a înlocui volumele rusești pierdute. Germania a naționalizat Uniper în septembrie 2022, deoarece urmărea să prevină un colaps al furnizorilor germani de energie și gaze.
În prima jumătate a acestui an, Uniper a înregistrat „câștiguri extraordinar de mari în prima jumătate a anului”, a declarat astăzi compania, beneficiind în mare măsură de tranzacțiile de acoperire împotriva riscurilor pentru producția de energie electrică pe bază de combustibili fosili și de activitățile sale de gaze din midstream. Performanța operațională solidă într-un mediu de piață favorabil – cu prețuri mult mai mici la gazele naturale în acest an – a ajutat, de asemenea, firma de energie să înregistreze câștiguri solide, potrivit oilprice.com.
„Uniper se va transforma într-o companie mai ecologică mult mai repede decât s-a planificat anterior”, a declarat gigantul energetic, adăugând că intenționează ca 80% din capacitatea sa de generare instalată să fie fără emisii de carbon până în 2030, cu o creștere semnificativă în domeniul energiei solare și eoliene.
Investiția de 8 miliarde de euro în transformarea ecologică a Uniper până în 2030 ar fi triplă față de media anuală a investițiilor sale din ultimii trei ani.
De asemenea, Uniper și-a devansat obiectivul ca emisiile sale de la 1 la 3 să fie neutre din punct de vedere al emisiilor de dioxid de carbon până în 2040, cu zece ani mai devreme decât era planificat anterior. Uniper Uniper plănuiește să atingă neutralitatea emisiilor de carbon la nivelul întregului grup pentru emisiile sale de tip Scope 1 și 2 până în 2035.
„Ne-am diversificat în mod semnificativ achizițiile de gaze. Prin urmare, astăzi pot spune cu certitudine că anul 2022 nu se va repeta pentru noi. Stabilizarea noastră de succes și redresarea financiară ne-au oferit din nou latitudine pentru o nouă creștere și transformare corporativă. De asemenea, dorim să devenim mai ecologici mai repede, astfel încât să putem oferi clienților noștri soluții energetice personalizate pentru propria lor transformare”, a declarat directorul general Michael Lewis.
BP este pe cale să crească aprovizionarea cu GNL cu 30% până în 2025
Gigantul energetic BP este pe cale să-și sporească aprovizionarea cu GNL cu aproximativ 32% față de nivelurile din 2022, până la 25 de milioane de tone/an (34 miliarde de metri cubi/an) până în 2025, a declarat marți Directorul General al companiei, Bernard Looney.
„Rămânem încrezători că vom atinge [obiectivul] din 2025. Construcția și punerea în funcțiune sunt finalizate, iar punerea în funcțiune este acum în curs de desfășurare [pe cel de-al treilea tren GNL al proiectului]”, a spus el, adăugând că „este un exemplu excelent al îndeplinirii strategiei noastre”, a spus el în timpul unui webinar privind rezultatele intermediare, citând 3.8 milioane de tone / an de producție suplimentară din proiectul Tangguh din Indonezia, potrivit montelnews.com.
Extinderea fabricii de GNL Tangguh ar aduce capacitatea anuală a fabricii la 11,4 milioane de tone, a raportat Montel săptămâna trecută.
BP va asigura, de asemenea, volume suplimentare de la instalația plutitoare de GNL Coral South din Mozambic și de la producătorul american Venture Global, a declarat firma în prezentarea rezultatelor.
Compania își propune să crească și mai mult oferta de GNL la 30 de milioane de tone/an până în 2030.
Profitul subiacent al BP a scăzut în prima jumătate a anului 2023 cu aproape 50%, până la 7,55 miliarde de dolari, deoarece prețurile petrolului au continuat să scadă de la nivelurile umflate de anul trecut, deși profiturile sale din tranzacționarea gazelor au crescut, a raportat Montel anterior.
Creștere a producției în 2023, în ciuda întârzierilor la proiectul african de GNL
BP se așteaptă să-și crească producția de petrol și gaze în acest an, susținută de patru proiecte majore de start-up, în ciuda întârzierilor suplimentare ale proiectului său GNL Greater Tortue Ahmeyim (GTA) din Mauritania și Senegal, a declarat producătorul de energie pe 1 august.
Raportând câștiguri mai slabe decât se aștepta în al doilea trimestru, BP a declarat că se așteaptă acum ca faza 1 GTA să înceapă în primul trimestru al anului 2024, cu până la șase luni mai târziu decât se aștepta anterior. GTA este unul dintre cele nouă proiecte majore pe care BP speră să le crească împreună producția cu 200.000 b/zi echivalent petrol până în 2025. Faza inițială a proiectului offshore este de așteptat să livreze 2,3 milioane mt/an de GNL. Proiectul va produce în cele din urmă până la 10 milioane de tone de GNL pe an.
În principalul său segment upstream, BP a raportat o producție în trimestrul doi de 1,37 milioane bep/zi pentru acest trimestru, cu 7,5% mai mare decât în al doilea trimestru al anului 2022. A raportat o producție suplimentară de 903.000 bep/zi din segmentul său axat pe gaze, cu 2,2% mai mică decât în aceeași perioadă din 2022.
În al doilea trimestru, BP a demarat proiectul Mad Dog Faza 2 în Golful Mexic și proiectul KG D6-MJ operat de Reliance în India, care împreună se așteaptă să adauge aproximativ 90.000 bep/zi de producție netă până în 2025. În a doua jumătate a anului, BP se așteaptă să aducă online Tangguh Faza 3 în Indonezia și Pescărușul în Marea Nordului, conform spglobal.com.
BP s-a orientat anterior spre o creștere constantă a producției în acest an, dar prognoza de creștere mai optimistă vine în continuare ca parte a declinului pe termen lung al producției de petrol și gaze a BP, pe măsură ce trece la energie cu emisii reduse de carbon. BP se așteaptă ca producția sa de petrol și gaze în 2030 să fie de aproximativ 2 milioane bep/zi, cu aproximativ 25% mai mică decât în 2019. BP estimează producția sa de petrol și gaze la aproximativ 2,3 milioane bep/zi în 2025, comparativ cu 2,25 milioane bep/zi în 2022.
În ceea ce privește trimestrul al treilea, BP a declarat că se așteaptă să raporteze producția upstream în general plată în comparație cu trimestrul doi. În cadrul acesteia, BP se așteaptă ca producția din producția și operațiunile de petrol să fie mai mică, iar gazele și energia cu emisii reduse de carbon să fie mai mari, inclusiv efectele întreținerii sezoniere în regiunile cu marjă mai mare, compensate de livrarea proiectelor majore.
Rafinarea perspectivelor
Pentru trimestrul doi, câștigurile ajustate raportate de BP de 2,59 miliarde USD au scăzut de la 8,45 miliarde USD în perioada similară a anului precedent, din cauza prețurilor mai mici ale petrolului și gazelor și a marjelor de rafinare mai slabe. Rezultatul a fost sub așteptările analiștilor, de aproximativ 3,5 miliarde de dolari, în mare parte pe fondul marjelor de rafinare mai slabe și a rezultatelor mai scăzute din tranzacționarea petrolului în trimestrul respectiv.
În ciuda rezultatului, BP a rămas optimistă cu privire la fluxul de numerar subiacent și și-a majorat dividendele cu 10%, precum și anunțând răscumpărări de acțiuni în valoare de 1,5 miliarde de dolari. BP și-a confirmat, de asemenea, ținta de cheltuieli de capital de 16-18 miliarde de dolari în 2023, inclusiv cheltuielile anorganice.
„Performanța noastră de bază a fost rezistentă, cu o bună livrare de numerar într-o perioadă de activitate semnificativă de redresare și marje mai slabe în activitatea noastră de rafinare”, a declarat CEO-ul Bernard Looney într-o declarație.
La fel ca omologii săi majori din domeniul energiei, BP și-a văzut marjele de rafinare prăbușindu-se în anul după ce invazia Rusiei în Ucraina și-a împins marja la 45,5 USD/b în T2 2022. Cu toate acestea, marja markerului de rafinare a BP a scăzut mai puțin abrupt decât unii dintre colegii săi între primul și al doilea trimestru, de la 28,1 USD / b la 24,9 USD / b, reflectând amprenta sa mai mare în SUA. Pentru Midwest-ul SUA, marja markerului de rafinare a BP a rămas neschimbată de la trimestru la trimestru, la 28,8 USD/b.
Pentru trimestrul 3, BP se așteaptă ca marjele de rafinare ale industriei să rămână peste nivelurile medii istorice, susținute de stocurile scăzute de produse și de cererea sezonieră din SUA. BP se așteaptă, de asemenea, la un nivel mai scăzut al activității de restructurare și întreținere comparativ cu trimestrul doi.
În ceea ce privește costurile, Looney a declarat că BP continuă să reducă costurile unitare de producție ale companiei, ajutată de deflația de pe unele dintre piețele sale cheie de aprovizionare.
