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Rapport de marché : les ventes de pétrole vont pivoter


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Rapport de marché: les ventes de pétrole vont pivoter


Le rapport hebdomadaire sur le marché est fourni par Gladius Commodities de Lagos, au Nigéria. Téléchargez le rapport complet ici . En savoir plus sur les produits Gladius sur www.gladiuscommodities.com .

NIGERIA

Le Dr Maikanti Baru, directeur général du groupe de la NNPC (Nigerian National Petroleum Corporation), a exhorté les partenaires participant au programme d’achat direct par achat direct (DSDP) à parrainer NIDAS, filiale d’exportation directe de la NNPC, afin d’assurer une rentabilité durable.

Le PDDD est un mécanisme par lequel la NNPC vend du pétrole brut directement aux raffineurs offshore et en reçoit le produit en retour. Le Dr Baru a été enthousiasmé par les énormes progrès de rentabilité enregistrés par la NNPC / NIDAS, pas plus tôt qu’elle ne s’est lancée dans les activités de fret international.

Il les a encouragés à redoubler d’efforts pour maintenir le rythme actuel, ce qui est conforme à la stratégie de rentabilité de la société. M. Lawal Sade, directeur général de NIDAS Ltd, a rendu hommage au Dr Baru pour son soutien et ses efforts visant à réorganiser la société, qui selon lui, avait été moribond avant son entrée en fonction.

Sade a en outre déclaré que la société ferait tout son possible pour maintenir le rythme en mobilisant et en sollicitant le soutien des équipes de la NNPC et de ses partenaires internationaux pour améliorer les résultats de la société.

En outre, l’agence nigériane chargée de l’administration et de la sécurité maritimes (NIMASA) a annoncé que ses discussions sur la migration des incoterms Free On Board (FOB) vers des incoterms à coûts, assurance et fret (CIF) destinés à la vente de pétrole brut avaient donné de bons résultats. L’agence a ajouté que cette migration permettrait aux armateurs autochtones et à l’économie de tirer profit des échanges de pétrole brut de la nation.

NIMASA a déclaré que des discussions étaient en cours avec la NNPC au sujet de la migration et estimaient qu’avec le temps, une avancée décisive serait réalisée afin de garantir que certains armateurs nigérians obtiennent le droit de lever notre pétrole brut. La NNPC s’est déclarée prête à construire de nouvelles centrales électriques indépendantes à Abuja, Kaduna et Kano, qui devraient fournir 4 000 mégawatts supplémentaires afin de stabiliser le réseau national.

La NNPC construirait également un projet d’engrais à Brass, dans l’État de Bayelsa. La Gas and Power Investment Company (GPIC) a été créée en tant que filiale sous la Direction du gaz et de l’électricité afin de lui permettre de monétiser les abondantes ressources en gaz du pays au profit de l’économie du pays.

Le directeur financier de la NNPC et président du conseil d’administration de la GPIC, M. Isiaka Abdulrazaq, a déclaré que la GPIC était une entreprise très stratégique grâce à laquelle la NNPC créerait plus de valeur pour le pays, soulignant que les IPP entreraient en activité à Abuja. , Kaduna et Kano, les petites et moyennes entreprises (PME) des régions en bénéficieraient.

GHANA

Le 5 mars, Aker Energy, l’exploitant du bloc Deepwater Tano Cape Three Points (DWT / CTP), a annoncé avoir trouvé du pétrole dans le puits Pecan South-1A au large du Ghana.

Le puits Pecan South-1A a été foré au sud du principal champ Pecan dans le bloc DWT / CTP. Aker Energy est en train d’analyser les résultats du puits et commencera d’autres forages afin de vérifier les estimations de volume.

Ces volumes viendront s’ajouter aux ressources contingentes brutes (2 ° C) tirées des découvertes existantes dans la région, qui étaient auparavant estimées à 450-550 Mbep. Le navire de forage Maersk Viking va forer un puits latéral à Pecan South, avant de déménager pour forer le troisième puits de la campagne d’évaluation en cours, Pecan South East.

Sur la base des résultats de Pecan South et des estimations avant forage de Pecan South East, Aker Energy estime que les volumes totaux à inclure dans un plan de développement (POD) pourraient atteindre entre 600 et 1 000 Mbep.

Aker Energy envisage d’autres avancées dans la région et a identifié plusieurs cibles de puits à forer dans le cadre d’un développement plus étendu de la zone après la soumission du POD. Aker Energy est l’opérateur du bloc DWT / CTP avec une participation de 50%, LUKOIL (38%), la Société nationale du pétrole du Ghana (GNPC) (10%) et Fueltrade (2%).

GLOBAL

Le 7 mars, les prix du pétrole ont monté en flèche, les analystes minimisant les chances d’une baisse de la demande aux États-Unis malgré une importante accumulation de stocks.

Les prix à terme du brut West Texas Intermediate aux États-Unis ont augmenté de 65 cents à 56,87 $ US le baril à 8h38 HE (13h38 GMT), tandis que les contrats à terme standardisés du Brent ont progressé de 73 cents à 66,72 $. Le rapport hebdomadaire de la US Energy Information Administration (EIA) du 6 mars indiquait une augmentation des stocks de brut de 7,1 millions de barils au cours de la semaine se terminant le 1er mars.

En dépit du fait que les données de l’EIA sur les stocks américains ont montré une augmentation des stocks la semaine dernière, les analystes ont attribué ce saut à la saisonnalité plutôt qu’à un signe de faiblesse de la demande. Le pétrole a progressé de plus de 20% à ce jour en 2019 grâce aux réductions de production de 1,2 million de barils par jour (bpd) de l’OPEP.

Dans le même temps, les sanctions imposées au Venezuela et à l’Iran, membres de l’OPEP, limitent également l’offre mondiale. L’OPEP est susceptible de revenir sur leur décision de prolonger ou non l’accord sur la réduction de la production entre juin et avril.

La société pétrolière vénézuélienne PDVSA, dirigée par l’État, a déclaré cette semaine une urgence maritime, citant des difficultés pour obtenir des pétroliers et du personnel pour exporter son pétrole dans le cadre des sanctions. En ce qui concerne les sanctions contre l’Iran, les pays qui ont obtenu des dérogations sur les importations de pétrole s’empressent de les prolonger au-delà de mai, lorsque Washington entend les laisser expirer. Parmi ceux-ci, l’Inde cherche à maintenir ses importations de pétrole iranien au niveau actuel d’environ 300 000 bpd.

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La part du gaz naturel dans le bouquet énergétique africain passera de 5% à 25%, d’ici 2040

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La part du gaz naturel dans le bouquet énergétique africain passera de 5% à 25%, d'ici 2040

Selon les perspectives énergétiques de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la part du gaz naturel dans le bouquet énergétique du continent africain passera de 5% actuellement à 25 %, d’ici les 20 prochaines années.

Le continent deviendra alors un acteur majeur sur les marchés du gaz naturel, en tant que producteur, consommateur et exportateur, avec une production qui devrait déjà plus que doubler avant l’échéance.

Cette embellie de la production sera portée par le Mozambique, la Tanzanie, la Mauritanie, le Sénégal, l’Egypte ou encore l’Afrique du Sud. A eux seuls, ces pays représentent 40% des découvertes majeures de gaz enregistrées entre 2011 et 2018.

« Cette évolution pourrait s’inscrire dans la droite ligne de la croissance industrielle de l’Afrique et de son besoin d’un approvisionnement fiable en électricité. L’Afrique connaîtra une augmentation considérable de sa population et une industrialisation rapide de ses économies, qui vont s’accélérer dans les décennies à venir », a-t-on lu dans le rapport.

Toutefois, l’Agence s’inquiète de l’évolution de l’infrastructure gazière qui constituera un défi majeur pour la réalisation de ces perspectives. Si les efforts fournis dans l’amont sont louables, ceux visant à réaliser et améliorer les infrastructures restent mitigés, ajoute le document.

Pour ce qui est du pétrole, l’AIE pense que sa production sur le continent plafonnera au cours des deux prochaines décennies, en raison de la préférence pour le gaz qui sera plus abordable. Ainsi, la production de pétrole atteindra 8,4 millions de barils par jour, contre 8,2 millions en 2018.

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L’Afrique, terrain de jeux pour les gaziers

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L'Afrique, terrain de jeux pour les gaziers

Le marché africain du GNL détient actuellement 7,1% des réserves mondiales de gaz prouvées et devrait contribuer à près de 10% de la croissance de la production mondiale d’ici 2024.

Les pays africains redoublent d’efforts pour assurer la stabilité de l’approvisionnement en gaz et accroître la capacité de production d’électricité grâce au développement de pipelines, de plates-formes flottantes de gaz naturel liquéfié (GNL) et de grands gisements de gaz.

Cela est évident dans les récents grands projets gaziers au Mozambique, au Ghana et en Tanzanie, tandis que l’émergence de l’exploration du gaz de schiste et l’évaluation environnementale stratégique commandée par le gouvernement sud-africain ouvrent la voie à l’exploration.

Plus tôt cette année, Total a découvert un potentiel d’un milliard de barils d’équivalent pétrole au large du champ de Brulpadda en Afrique du Sud. Total détient 45% des droits de licence de Brulpadda, Qatar Petroleum (25%), Canadian Natural Resources (20%) et Main Street (10%). En octobre, le département des ressources minérales a annoncé qu’il enquêtait sur le potentiel de gaz de schiste dans le Karoo. Trois sociétés ont obtenu des permis d’exploration pour le gaz de schiste en vertu de la Loi sur la mise en valeur des ressources minérales et pétrolières.

Au Mozambique, Total vise à étendre son projet de GNL au Mozambique avec deux trains supplémentaires, où le gaz est traité pour faciliter le transport. Le projet de terminal de liquéfaction et d’exportation du Mozambique devrait comporter une composante majeure de gaz domestique destiné à la consommation du pays, qui contribuera au développement économique futur. Le projet GNL conduira à la création de milliers d’emplois pour les Mozambicains, à une croissance économique importante et donnera au Mozambique le potentiel d’être l’un des plus importants fournisseurs mondiaux d’énergie plus propre.

BP et Kosmos Energy ont annoncé une découverte réussie dans le puits d’évaluation de Yakaar-2, situé au large du Sénégal, en septembre. Les résultats sont suffisamment significatifs pour envisager la création d’une deuxième usine d’exportation de GNL au Sénégal, le puits d’évaluation Yakaar-2 pouvant potentiellement soutenir un projet de GNL fournissant des volumes importants de gaz naturel. Après la découverte, une série de licences a été ouverte pour 12 blocs au Sénégal. Le cycle de licence a été lancé en novembre par le ministre sénégalais du Pétrole et de l’Énergie, SE Mouhamadou Makhtar Cisse, qui a en outre déclaré que le cycle de licence avait deux objectifs; faire de nouvelles découvertes et améliorer la vie de la population sénégalaise.

Dans le même temps, la Tanzanie et le Ghana ont réussi à explorer leurs ressources en gaz naturel pour la production et la fourniture d’énergie propre afin de soutenir la croissance économique et de promouvoir le commerce régional de l’électricité.

En Namibie, le gouvernement développe le projet gaz-à-électricité Kudu de 442,5 MW, la première centrale électrique à turbine à gaz à cycle combiné de cette taille en Afrique subsaharienne. Le projet facilitera la monétisation de la découverte de gaz au large de Kudu, avec des réserves prouvées estimées à 3,3 billions de pieds cubes. Tlou Energy réalise des progrès au Botswana, avec son plan visant à produire de l’électricité à partir de gaz sur son projet de méthane de houille de Lesedi. La société estime que le projet Lesedi comprend environ 3 200 milliards de pieds cubes de ressources en gaz certifiées.

Le potentiel de production de gaz de l’Afrique a apporté une contribution significative au marché mondial du gaz. L’engagement et la collaboration des pays membres du Forum des pays exportateurs de gaz (GECF) ont incité les pays non membres du GECF à prendre des mesures pour développer leur secteur gazier.

Au niveau mondial, la production de gaz est dominée par les pays membres du GECF au Moyen-Orient et aux États-Unis, qui représentent ensemble près de 50% de la croissance de la production de gaz et sont suivis de fortes augmentations de la production en Russie et en Chine.

Le 5ème sommet du GECF aura lieu à Malabo, en Guinée équatoriale, du 26 au 29 novembre 2019. Le sommet se déroulera autour du ministre des Ressources pétrolières du Nigéria, SE Timipre Sylva; Le ministre égyptien du pétrole et des ressources minières, SE Tarek El Molla, et le ministre des hydrocarbures de la Bolivie, Luis Alberto Sanchez Fernandez, parmi de nombreux délégués.

Plusieurs des principales sociétés mondiales de production et d’exploration de gaz, notamment les majors ExxonMobil, Noble Energy et Sonagas, participeront à l’événement. Le deuxième séminaire international sur le gaz aura également lieu parallèlement au sommet. Il comprendra des sessions et des présentations des dirigeants des secteurs du gaz des secteurs public et privé issus de l’ensemble du spectre des opérations de gaz naturel et du monde entier.

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Nombre de plates-formes offshore dans le monde en octobre : ​​37 plates-formes en glissement annuel

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Nombre de plates-formes offshore dans le monde en octobre : ​​37 plates-formes en glissement annuel

Le nombre de plates-formes offshore en octobre 2019 dans le monde entier a diminué de deux unités de manière séquentielle, mais a augmenté de 37 unités d’une année sur l’autre, selon les rapports de Baker Hughes Company. 

BHGE divise ses installations en opérations internationales et nord-américaines, ce qui permet à l’installation de compter dans le monde entier.

Baker Hughes a rapporté mardi que le nombre d’appareils de forage internationaux pour octobre 2019 était de 1 130, en baisse de 1 par rapport aux 1 131 comptés en septembre 2019 et en hausse de 113 aux 1 017 comptés en octobre 2018.

Le nombre d’appareils de forage offshore internationaux pour octobre 2019 était de 242, inchangé par rapport à septembre 2019 et en hausse de 35 par rapport aux 207 comptés en octobre 2018.

En examinant des régions distinctes, la région Asie-Pacifique comptait le plus grand nombre de plates-formes offshore en octobre 2019, totalisant 91 unités. Cela fait deux ponts de 93 en septembre 2019 et douze en octobre 2018.

Au Moyen-Orient , il y avait 56 plates-formes en octobre 2019, en baisse de 1 par rapport à septembre 2019 et en hausse de 8 par rapport à octobre 2018.

L’Europe occupe la troisième place du nombre d’appareils de forage en mer pour octobre 2019 avec 42 unités actives, suivie de l’ Amérique latine avec 30 unités et de l’ Afrique avec 23 unités actives.

En Amérique du Nord , le nombre d’appareils de forage en mer en octobre 2019 était de 25, en baisse de deux appareils de septembre 2019 et en hausse de 2 appareils de octobre 2018.

Le nombre moyen d’appareils de forage américains pour octobre 2019 était de 848, soit 30 de moins que les 878 comptés en octobre 2019 et de 214 sur les 1 062 comptés en octobre 2018.

Le nombre moyen d’appareils de forage canadiens pour octobre 2019 était de 145, soit 13 de plus que les 132 comptés en septembre 2019 et de 47 sur les 192 comptés en octobre 2018.

En octobre 2019, le nombre d’appareils de forage dans le monde était de 2 123, soit 18 de moins que les 2 141 comptés en septembre 2019 et de 148 le nombre de 2 271 compté en octobre 2018.

Le nombre d’appareils de forage offshore au monde en octobre 2019 était de 267, en baisse de 2 par rapport à 269 en septembre 2019 et de 37 appareils en hausse par rapport à 230 en octobre 2018.

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