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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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l’Afrique du Sud a trouvé du gaz. Maintenant quoi?

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l'Afrique du Sud a trouvé du gaz. Maintenant quoi?

Alors que les décideurs politiques sud-africains luttent pour diversifier le bouquet énergétique du pays, Total Exploration and Production Afrique australe a récemment annoncé une importante découverte de gaz offshore. Le puits de Brulpadda, au large de Mossel Bay, est l’un des nombreux projets d’exploration très attendus en Afrique du Sud. Les premiers rapports sur le champ indiquent qu’il détient entre 500 millions et plus d’un milliard de barils d’équivalent pétrole. En comparaison, la découverte découverte en 2012 par le Mozambique voisin contenait plus de 350 milliards de barils d’équivalent pétrole. Ceux qui connaissent l’histoire du secteur de l’énergie en Afrique, et même ceux qui ne le sont pas, se réjouissent de l’inquiétude de ce qui a été le résultat pour de nombreux autres pays riches en ressources sur le continent. Si les résultats de Total ne suffisent pas à eux seuls à éclipser la pléthore d’autres ressources en Afrique du Sud – le charbon en particulier -, le pays se trouve à un moment de faiblesse en matière de politique énergétique et, surtout, de sécurité énergétique. Le plan de ressources intégrées (PRI) de l’Afrique du Sud, qui couvre la période 2010-2030, n’a été examiné qu’une seule fois depuis sa publication en 2011. Le projet de PRI de 2018, qui n’a pas encore été approuvé, prévoit 8 100 MW de capacités de production d’électricité à partir de gaz supplémentaires. d’ici 2030, mais reste ce qu’il est: un brouillon.

Cela justifie en outre la nécessité d’une politique de réglementation du gaz adéquate et en temps voulu, ainsi que d’une réglementation équilibrée en matière de contenu local, afin d’éviter de laisser passer une occasion de catapulter l’Afrique du Sud dans une frontière énergétique africaine en plein essor. Ce besoin crucial est encore souligné. compte tenu de ce mois avant la découverte de Total; La ministre des Ressources minérales, Gwede Mantashe, a mis fin à toutes les demandes d’exploration de pétrole et de gaz afin de modifier son processus de délivrance de permis. Cette décision a notamment conduit Royal Dutch Shell, super major, à renoncer à une licence de recherche de pétrole au large de l’Afrique du Sud, invoquant une incertitude législative. L’incertitude règne effectivement dans les licences et les réglementations relatives au pétrole et au gaz en Afrique du Sud. Opportunité insouciante de rouvrir le processus d’octroi de licence, compte tenu de l’intérêt inévitable qui en découle,

Le gaz naturel permet de créer un réseau énergétique moins coûteux, d’origine nationale et plus respectueux de l’environnement, qui est devenu un impératif mondial. Le gaz naturel est largement considéré comme un élément clé de cet élan. Bien que l’Afrique du Sud soit le plus grand producteur d’électricité du continent et exporte même de l’électricité vers des pays voisins comme la Namibie, elle souffre toujours d’une gestion inadéquate des infrastructures, qui connaît un taux croissant de pannes à l’échelle nationale. Beaucoup de personnes se demandent si la vulgarisation des infrastructures de production d’électricité à partir de gaz (énergie électrique générée par des turbines à gaz), motivée par la récente découverte de Total, aura un impact sur la sécurité énergétique ou aura le même sort que la centrale à charbon de l’Afrique du Sud. les plantes.

Étant donné que le gaz naturel est principalement utilisé et sert de source de chaleur et de production d’électricité, l’Afrique du Sud est sur le point de répondre à la difficile question de savoir comment elle est investie dans ses réserves de charbon et ses infrastructures électriques dépendant du charbon qui remplissent pratiquement les mêmes fonctions que le gaz. Surtout si l’on considère que l’Afrique du Sud détient environ 11% des réserves totales de charbon dans le monde, les mines de charbon étant le plus grand créateur d’emplois dans l’industrie minière et le charbon, la première source de recettes en devises de l’économie sud-africaine.
L’annonce récente du président Cyril Ramaposa visant à dégrouper Eskom, une entreprise publique endettée par la dette, est un possible effort pour motiver les producteurs privés d’énergie. Cette approche progressive visant à encourager les sociétés privées, si elle est menée de manière juste et inclusive, devrait être un facteur déterminant pour attirer les investissements dans les installations de gaz à puissance.

Les découvertes de cette envergure, en particulier dans les pays dont les marchés et les infrastructures ne sont pas en mesure d’absorber la ressource, ont tendance à être exportées immédiatement vers des marchés européens et asiatiques plus lucratifs. La consommation de gaz naturel dans des régions telles que l’Europe occidentale, l’Asie du Sud ou de l’Est est actuellement au plus haut niveau depuis 2001 et au 20ème mois de fortes livraisons mensuelles consécutives. Les exportations de gaz naturel sont également les plus élevées depuis le début des contrôles mensuels de l’Agence internationale de l’énergie en 1973. L’incitation à transférer le gaz naturel trouvé en Afrique du Sud sur les marchés internationaux est extrêmement prometteuse et correspondrait aux tendances récentes adoptées par les pays africains qui ont récemment découvert le gaz, comme le Mozambique ou le Sénégal. Le ministère de l’Énergie et le ministère des Ressources minérales ont le devoir de veiller à ce que les plans directeurs de réglementation relatifs à ces découvertes soient bien alignés sur la poursuite du développement de l’infrastructure de gaz naturel locale ainsi que sur les autres sociétés pétrolières internationales endettées pour poursuivre leurs activités d’exploration. . C’est une tâche dont le non-respect a conduit à une litanie de prospérité intérieure brute et gaspillée.

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Eland voit ses réserves de pétrole dans l’ODM 40 augmentées (Rapport)

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Eland voit ses réserves de pétrole dans l'ODM 40 augmentées (Rapport)

Eland Oil & Gas PLC, société de production et de développement de pétrole et de gaz opérant en Afrique de l’Ouest et centrée au Nigéria, est heureuse d’annoncer les résultats d’un nouveau rapport sur les personnes compétentes («CPR» ou «Report»). ) fournie par Netherland, Sewell & Associates Inc. («NSAI») au 31 décembre 2018.

OML 40 licence

· Réserves brutes OML 40, après une production brute de 6,5 millions de barils de pétrole en 2018:
Proved («1P») de 42,9 millions de barils («MMB»), soit une augmentation de 8% par rapport au CPR du 31 décembre 2017
Prouvé plus probable («2P») de 82,2 MMB, une diminution de 1%
Prouvé plus Probable plus Possible («3P») de 116,8 MMB, une diminution de 1%
· Eland’s Net (droit *) Valeur actuelle au taux d’actualisation de 10% avec un prix forfaitaire de 71,16 $ le baril de pétrole
1 P de 473,9 millions USD, soit une augmentation de 68,2%
2P de 568,9 millions USD, soit une augmentation de 35,7%
3P de 620,7 millions USD, soit une augmentation de 28,1%

Le montant net des droits est basé sur le traitement par Eland de la participation détenue par Starcrest Nigeria Energy Limited dans Elcrest E & P Nigeria Limited, ce qui donne une participation de 45% avant le remboursement du prêt et de 20,25% après le remboursement.

Depuis la précédente RPC indépendante pour l’OML 40, dont l’entrée en vigueur était le 31 décembre 2017, le champ Opuama a produit 6,5 millions de barils de pétrole brut.

Malgré une production record sur le terrain d’Opama, les réserves prouvées de pétrole ont augmenté de 3,3 millions de barils. La réduction mineure des réserves 2P reflète le fait que le remplacement des réserves prouvées et probables du champ Opuama, à la suite de la campagne de forage de 2018, a été limité à environ 80% des volumes de production. Eland continuera d’évaluer les performances du réservoir du stock de puits actuel afin d’identifier le potentiel de hausse volumétrique, en particulier dans les zones de flanc du champ.

NSAI a également augmenté ses estimations des ressources contingentes (2C) pour la l’OML 40 de 25%, passant de 40,4 millions de barils à 50,7 millions de barils de pétrole brut. Cette augmentation fait suite à une réévaluation de la découverte Abiala-1 de 1989, qui a entraîné une révision à la hausse de 16,1 millions de barils à 26,4 millions de barils bruts de pétrole. Eland prévoit de forer un puits d’appréciation sur Abiala en 2020. L’estimé (3C) pour Abiala est de 80,5 millions de barils bruts récupérables.

Le 2P NPV10Net (droit *) attribué dans le RPC de 569 millions de dollars a considérablement augmenté par rapport à l’année précédente. Cette évolution est principalement motivée par des hypothèses commerciales et de développement, telles qu’une hausse du prix du pétrole, un programme de travail actualisé et les coûts de développement, des modifications du taux d’imposition et, pour la première fois, la valeur des pertes fiscales d’Elcrest survenues pendant le séjour de Pioneer. statut. Les pertes fiscales, y compris les amortissements en capital, au 31 décembre 2018, seront utilisées au cours des prochaines années, avec pour effet de différer l’impôt sur les bénéfices pétroliers (PPT) à payer au Nigéria. En outre, nos conseillers en fiscalité sont d’avis que la Société bénéficiera du taux d’imposition actuel de 65,75% pour les nouveaux entrants pendant cinq ans à compter de la fin de la période visée par le statut de Pioneer, qui prend fin le 30 avril 2019.

Ubimalicence (Intérêt de travail des Elands 40%)

· Réserves brutes Ubima
Prouvé («1P») de 6,2 millions de barils, soit une augmentation de 634%
Prouvé plus probable («2P») de 9,3 MB, soit une augmentation de 285%
Prouvé plus Probable plus Possible («3P») de 13,1 MMB, une augmentation de 298%
· Valeur actuelle nette (droit) d’Eland à un taux d’actualisation de 10% avec un prix forfaitaire de 71,16 $ le baril de pétrole
1 P de 17,2 millions USD, soit une augmentation de 673%
2P de 31,4 millions USD, soit une augmentation de 200%
3P de 39,7 millions USD, soit une augmentation de 165%

La date de prise d’effet de la licence la plus récente pour la licence Ubima est celle d’avril 2016. A cette date, AGR TRACS International Limited estimait ses réserves brutes de 2P à 2,4 millions de barils de pétrole. En 2018, Eland et son partenaire ont réintroduit et testé avec succès le puits de découverte Ubima-1. Le nouveau CPR par NSAI estime les réserves brutes de 2P à 9,3 millions de barils, soit une augmentation presque quatre fois plus grande. NSAI calcule également une valeur nette de la VAN par rapport à Eland de plus de 31 millions de dollars, contre 10 millions de dollars dans le précédent bilan de programme de pays.

Les taux de remplacement des réserves 1P et 2P sont totalisés respectivement pour 233% et 188% des deux licences.

George Maxwell, PDG d’Eland, a commenté:

«Je suis heureux d’annoncer des CPR mis à jour pour les licences OML 40 et Ubima de la société. Celles-ci montrent de grands progrès dans les deux licences, témoigne de la haute qualité des actifs et des investissements importants que nous avons réalisés dans chacune d’elles. Après une année aussi réussie avec des volumes de production record, il est très satisfaisant d’enregistrer un taux de remplacement des réserves de 2% de 188%.

Nous avons toujours pensé que l’OML 40 avait beaucoup plus à offrir que les champs Opuama et Gbetiokun. Nous allons forer notre premier puits d’exploration de champ proche sur le permis plus tard cette année avec le prospect Amobe, suivi l’année prochaine de forages d’évaluation à Abiala. Ces deux puits pourraient potentiellement plus que doubler le nombre actuel de réserves 2P de la licence. Chez Ubima, j’attends avec impatience la phase initiale de développement de ce champ en 2019, à la suite de la multiplication par quatre des estimations des réserves. « 

Je suis ravi que le CPR attribue une valeur d’environ 600 millions de dollars à la quote-part d’Elant dans les réserves 2P d’OML 40 et d’Ubima, suggérant qu’il existe toujours un potentiel de hausse substantiel au sein de la société ».

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ACTUALITE

Le président Macky Sall supervise le cheminement du Sénégal vers la première production

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Le dernier entrant de l’Afrique de l’Ouest dans le secteur des hydrocarbures devrait produire du pétrole et du gaz à partir de 2022

La réélection de Macky Sall au poste de président du Sénégal promet une continuité bienvenue pour les compagnies pétrolières internationales à un moment crucial pour deux projets de développement d’hydrocarbures en mer de plusieurs milliards de dollars dans ce pays.

Un changement de président après les élections du 24 février, bien que peu susceptible de ruiner des projets qui devraient transformer l’économie sénégalaise, aurait ajouté un élément d’incertitude au secteur.

Le président Macky Sall a guidé le développement d’un projet pétrolier SNE exploité par Woodside au large de la côte centrale et le développement du gaz de BP à Tortue-Ahmeyim, chevauchant la frontière maritime avec la Mauritanie au nord, qui visent tous deux une première production vers 2022.

Eviter la malédiction du pétrole

Certains Sénégalais ont toujours peur de la « malédiction du pétrole » qui a touché d’autres pays de la région, tels que le Nigéria et, dans une certaine mesure, le Ghana.

Macky Sall, ancien géophysicien de l’industrie pétrolière, a déclaré qu’il avait l’intention de maximiser les avantages de l’industrie pour les Sénégalais et de garantir la transparence de ses activités. Un code des hydrocarbures révisé tenant compte de la transformation du pays en producteur a été approuvé par l’assemblée nationale en janvier. Il a également mis en place une nouvelle organisation, Cos Petrogaz, chargée de superviser le secteur, d’attribuer des licences et de promouvoir la transparence, qui fonctionne indépendamment de la compagnie pétrolière publique Petrosen. 

Le FMI a également été impressionné par la performance économique du pays et son programme de réformes, ainsi que par son engagement à mettre de côté une grosse tranche d’hydrocarbures et de revenus miniers pour un fonds « générations futures ». Lors d’un forum de « consultation nationale » en juin dernier, le gouvernement et la société civile ont décidé qu’un tiers des revenus serait mis de côté dans le fonds.

La taille de la victoire de Macky Sall doit beaucoup à son bilan en matière de développement et de services de base et de croissance économique. L’économie a pris du retard ces derniers temps, tirée par les exportations agricoles. Selon la Banque africaine de développement, le PIB réel a augmenté d’environ 7% en 2018, soit un peu moins que la croissance de 7,2% enregistrée en 2017.

Sall a été élu en 2012 pour un mandat de sept ans. Depuis lors, il a réduit les mandats présidentiels à cinq ans, ce qui signifie que les prochaines élections sont prévues pour 2024. Il a également renforcé la règle qui impose une limite de deux mandats présidentiels, se prononçant de nouveau pour une réélection.

La campagne électorale de 2024 devrait se dérouler dans un contexte très différent de celui qui prévaut aujourd’hui. D’ici là, le pétrole et le gaz devraient couler, les recettes d’exportation remplissant les coffres du gouvernement et, potentiellement, le gaz fournissant l’économie nationale.

À toute vapeur

Les projets SNE et Tortue-Ahmeyim progressent rapidement.

En décembre 2018, BP a pris une décision d’investissement finale positive pour Tortue et a attribué une pléthore de contrats de construction. En mars, elle a attribué le contrat d’ingénierie, d’approvisionnement, de construction, d’installation et de mise en service (EPCIC) de son unité de stockage et de déchargement de production flottante (FPSO) à TechnipFMC, qui travaillait déjà à la conception technique initiale (FEED) du projet. TechnipFMC a déclaré que le contrat EPCIC valait entre 500 et 1 milliard de dollars.

Le FPSO sera utilisé conjointement avec une unité de FLNG, d’une capacité de quelque 2.5mn tonnes / an, tapotant initialement autour 15tr pi 3 . Les installations de FLNG sont construites par Golar LNG à l’aide d’un méthanier converti. D’autres capacités d’exportation pourraient être ajoutées ultérieurement, si suffisamment de réserves supplémentaires étaient trouvées, et un réseau de gazoducs pour fournir du gaz naturel au Sénégal et à la Mauritanie était prévu.

Woodside a annoncé son intention de prendre une FID plus tard en 2019 dans le cadre du projet SNE et s’est déjà lancé dans le programme FEED. Le contrat FEED sous-marin du projet a été attribué à une joint-venture de Schlumberger et de Subsea 7, une société norvégienne cotée en bourse, tandis que le contrat FPSO a été attribué à la société japonaise Modec. La société australienne envisage de produire initialement à partir de ressources pétrolières estimées à plus de 230 millions de milliards de dollars en utilisant un FPSO d’une capacité de 100 000 b / j.

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