Energienachrichtenmonitor

In Indien wird Flüssiggas (LPG) vor allem als Brennstoff zum Kochen im Haushalt angesehen. Aber Flüssiggas unterstützt eine Vielzahl industrieller Prozesse und Dienstleistungen, die ein hohes Maß an Präzision und Flexibilität bei den Prozesstemperaturen sowie eine starke Flamme erfordern. Zu den Industrieaktivitäten, bei denen LPG zum Einsatz kommt, gehören Raum-, Prozess- und Wassererwärmung, Metallverarbeitung, Trocknung, Lebensmittelproduktion, petrochemische Produktion sowie der Antrieb von Industrieöfen, Brennöfen und Hochöfen. Es wird von der Industrie wegen seiner gut kontrollierbaren Temperaturen, seines homogenen Inhalts, seines geringen Schadstoffausstoßes (vernachlässigbare Emissionen von NOx [Lachgas], SOx [Schwefeloxide] und PM [Partikel]) und seiner einfachen Verfügbarkeit geschätzt. Flüssiggas hat einen höheren Heizwert und verbrennt daher „heißer“ als Erdgas. LPG ist besonders nützlich bei der Herstellung von Glas-/Keramikprodukten, bei denen eine Reihe chemischer Reaktionen stattfinden. Die Verwendung eines sauberen Kraftstoffs wie LPG verbessert die Produktqualität und verringert die technischen Probleme im Zusammenhang mit der Herstellungstätigkeit. Flüssiggas wird zum Erhitzen von Bitumen, zum Reparieren und Verlegen von Straßen, zum Beleuchten von Verkehrsschildern und zur Flutlichtbeleuchtung verwendet. Hersteller von Aerosolprodukten verwenden auch reines Flüssiggas in Feldqualität als Treibmittel für Haushaltsprodukte.

Fluorchlorkohlenwasserstoffe (FCKW) sind die am häufigsten verwendeten Kältemittel. Es ist jedoch bekannt, dass FCKW die Ozonschicht zerstören, die den Durchgang ultravioletter Strahlung der Sonne einschränkt. Flüssiggas mit einem Ozonabbaupotenzial (ODP) von Null entwickelt sich zu einem glaubwürdigen Ersatz für FCKW in der Industrie- und Haushaltskühlung. Obwohl es verschiedene LPG-Klassifizierungen für Kühlanwendungen gibt, ist Isobutan am häufigsten in Kühl- und Gefrierschränken für Privathaushalte zu finden, während Propan häufig in gewerblichen Wärmepumpen, Klimaanlagen, Kühl- und Gefriergeräten zum Einsatz kommt. Die Kühlleistung von Flüssiggas ist um 10 Prozent höher als bei Alternativen und seine hervorragenden thermodynamischen Eigenschaften führen zu einer Energieeffizienzsteigerung von 10 bis 20 Prozent. Flüssiggas arbeitet bei etwas niedrigeren Drücken als andere Hauptkältemittel und behält dabei eine ähnliche volumetrische Kühlwirkung wie diese bei. Flüssiggas bildet keine Säuren und beseitigt dadurch das Problem verstopfter Kapillaren.

Trotz dieser Vorteile macht der LPG-Verbrauch im Dienstleistungs- und Industriesektor weniger als 10 Prozent des gesamten LPG-Verbrauchs in Indien aus. Die starke politische Unterstützung für die Verwendung von LPG als Brennstoff zum Kochen in Haushalten, getrieben durch politische und ökologische Ziele, hat den LPG-Verbrauch in anderen Segmenten an den Rand gedrängt. Die Förderung der industriellen Nutzung von LPG, einem relativ sauberen, alternativen Kraftstoff mit modularen Verpackungs- und Transportfunktionen, kann den wirtschaftlichen und ökologischen Zielen Indiens dienen.

In Indien machte der Massenverbrauch von LPG im Zeitraum 2022–23 etwa 1,4 Prozent und der Nicht-Inlandsverbrauch von LPG etwa 9,1 Prozent des gesamten LPG-Verbrauchs aus. Der LPG-Verbrauch in großen Mengen und im Ausland nimmt zu, obwohl das Verbrauchswachstum im Haushalts- und Transportsektor allmählich zurückgeht. Zwischen 2010-11 und 2022-23 ist der nicht-inländische LPG-Verbrauch im Jahresdurchschnitt um über 8,4 Prozent gestiegen, während der Massenverbrauch um etwa 1,8 Prozent gestiegen ist. Der gesamte LPG-Verbrauch stieg im gleichen Zeitraum um rund 6,1 Prozent. Der Anteil des LPG-Großverbrauchs sank von etwa 2,3 Prozent im Zeitraum 2010-11 auf etwa 1,4 Prozent im Zeitraum 2022-23, während der Anteil des Nicht-Inlandsverbrauchs geringfügig von etwa 7 Prozent im Zeitraum 2010-11 auf etwa 9 Prozent im Zeitraum 2022-23 anstieg . Im Zeitraum 2022–23 importierte Indien 18,3 Millionen Tonnen (MT) LPG, was etwa 64 Prozent des Verbrauchs ausmacht, was einen erheblichen Anstieg der Importabhängigkeit darstellt, die im Zeitraum 2016–17 bei 49 Prozent lag. Trotz des Anstiegs des Verbrauchs seit 2009/2010 haben die indischen Raffinerien ihre LPG-Produktionskapazitäten nicht erhöht. Das von indischen Raffinerien produzierte LPG machte im Zeitraum 2022–23 nur 4,2 Prozent der gesamten Rohölverarbeitungskapazität aus. Indische Raffinerien sind optimaler auf die Produktion von Benzin und Diesel ausgelegt und haben geringere LPG-Ausbeuten, was wiederum die inländische LPG-Produktion einschränkt.

Einer der Schlüsselfaktoren, die die breite Einführung von Flüssiggas in der Industrie verhindern, ist die Konkurrenz durch Erdgas. In allen drei LPG-verbrauchenden Sektoren (Haushalt, Verkehr und Industrie) ist LPG aufgrund der Verfügbarkeit von Leitungserdgas zu regulierten Preisen eine teurere Option. Die politische Unterstützung zur Steigerung des Erdgasverbrauchs auf etwa 15 Prozent des Primärenergiekorbs Indiens hat zu erhöhten Investitionen in die Transportinfrastruktur für Erdgas, beispielsweise in Pipelines, geführt. Darüber hinaus schaffen akkommodierende Preise Anreize für die inländische Erdgasförderung aus komplexen und schwierigen Offshore-Feldern.

In der Vergangenheit wurde Erdgas mit einem Abschlag gegenüber Öl und Ölprodukten gehandelt. Die derzeitige Volatilität der Preise für importiertes Erdgas eröffnet jedoch die Möglichkeit, Erdgas durch Erdölprodukte, einschließlich Flüssiggas, zu ersetzen, um die Kosten einzudämmen. Raffinerien können den internen Verbrauch von Propan als Prozessbrennstoff erhöhen, um den Bedarf an teurem Erdgas zu senken. Industrien können Erdgas auch durch Flüssiggas ersetzen, dies hängt jedoch von regulatorischen Beschränkungen ab. Viele Industrieanlagen in China verwendeten in der Vergangenheit LPG als primäre Brennstoffquelle für die lokale Stromerzeugung und/oder als Prozessbrennstoff. Mit der Ausweitung der Erdgasversorgung wurden viele dieser Anlagen an Gasverteilungsnetze angeschlossen, verfügten aber weiterhin über LPG-Lagertanks und die Möglichkeit, bei Bedarf umzuschalten. Wie im Fall Indiens sind die meisten staatseigenen Industrieanlagen in China an die inländische Gasversorgung angeschlossen, die Preiskontrollen unterliegt, während die meisten Gasverbraucher im privaten Sektor importiertes, wiedervergastes LNG (Flüssigerdgas) kauften. Private Gasverbraucher waren somit der Preisvolatilität von LNG-basiertem Erdgas ausgesetzt, das keiner Preisregulierung unterliegt. Als der Preis für weltweit gehandeltes Erdgas stieg, wurde LPG im Vergleich zu importiertem LNG wettbewerbsfähig, was zu einem „umgekehrten Wechsel“ von Gas zu LPG führte und zur chinesischen LPG-Importnachfrage beitrug. Gemäß den geltenden Vorschriften in China ist ein Kraftstoffwechsel nicht zulässig. Sobald ein Industrieanwender an das Erdgasnetz angeschlossen wird, muss Flüssiggas aus dem System entfernt werden.

Der inländische LPG-Verbrauch in Indien ging von 25.502.000 Tonnen im Zeitraum 2021-2011 auf 25.382.000 Tonnen im Zeitraum 2022-23 zurück. Auch der LPG-Verbrauch im Transportsegment ging von 122.000 Tonnen im Zeitraum 2021-2011 auf 107 Tonnen im Zeitraum 2022-23 zurück. Der Nicht-Inlands- und Massenverbrauch von Flüssiggas stieg jedoch von 2.630.000 Tonnen im Zeitraum 2021–22 auf 3.015.000 Tonnen im Zeitraum 2022–23. Für Industrien, die nicht an das Gasnetz angeschlossen sind, kann Flüssiggas als Quelle für die Stromerzeugung und Prozesswärme gefördert werden. Der dezentrale Charakter von LPG als Kraftstoff kann die Industrialisierung ländlicher Gebiete erleichtern. Für Industrien, die an das Erdgasnetz angeschlossen sind, wird die politische Vorkehrung, Industrien in Indien zwischen LPG und Erdgas umzusteigen, nicht nur die Dynamik des Verbrauchswachstums aufrechterhalten, sondern auch den Kostendruck auf Industrien mildern, indem sie der Volatilität der Erdgaspreise weniger ausgesetzt ist .

Die Indian Oil Corporation (IOC) hat die Hälfte des Erdgases erhalten, das Reliance Industries Ltd (RIL) und ihr Partner BP aus Großbritannien bei der jüngsten Auktion für den zur Stromerzeugung und Düngemittelproduktion verwendeten und in komprimiertes Erdgas umgewandelten Kraftstoff angeboten hatten (CNG) und zum Kochen verwendet. Das IOC erhielt 2,5 Millionen Standardkubikmeter pro Tag (mmscmd) von den 5 mmscmd Gas, die letzten Monat versteigert wurden. Das Ölraffinerie- und -vermarktungsunternehmen, das bereits bei der vorherigen Gasauktion aus dem östlichen Offshore-Block KG-D6 von RIL-BP der Höchstbietende war, bot die Mengen im Namen von sieben Düngemittelfabriken an. Stadtgasunternehmen, darunter GAIL Gas Ltd, Mahanagar Gas Ltd, Torrent Gas, Indian Oil Adani Gas Ltd und Haryana City Gas, sicherten sich insgesamt 0,5 Mio. Kubikmeter Gas pro Tag, um sie in CNG umzuwandeln, das an Autos verkauft und zu Kochzwecken an Haushaltsküchen weitergeleitet wird. GAIL (India) Ltd und der Raffinierer Hindustan Petroleum Corporation Ltd (HPCL) erhielten jeweils 0,6 mmscmd, während Gujarat State Petroleum Corp (GSPC) mit 0,5 mmscmd und Shell mit weiteren 0,2 mmscmd davonkam. RIL-BP, das vor zwei Jahren den rückläufigen Trend bei der inländischen Gasförderung umkehrte, indem es seine zweite Entdeckungswelle im KG-D6-Block in der Tiefsee des Golfs von Bengalen in Produktion brachte, erhöht nun seine Lieferungen. Erdgas, ein sauberer verbrennender und effizienter Kraftstoff, wird als Übergangsbrennstoff für Länder angesehen, die von umweltschädlichen Kohlenwasserstoffen auf emissionsfreie Kraftstoffe umsteigen wollen. RIL-BP bot in der letzten Ausschreibung ab dem 1. Juni 5 Millionen Kubikmeter pro Tag Gas für einen Zeitraum von drei Jahren an. Die Bieter wurden gebeten, eine Variable „v“ anzugeben, die über dem JKM-Preis, dem Spotmarkt-Benchmark für Flüssigerdgas (LNG), liegt. nach Japan und Südkorea geliefert. Die E-Auktion begann am 19. Mai und endete am 23. Mai – die längste Auktionsdauer seit der Zeit, als es den Betreibern erlaubt war, Treibstoff über offene Ausschreibungen zu verkaufen. Am Ende der E-Auktion wurde Gas an 16 Käufer zu einem Preis von JKM + (plus) 0,75 USD pro Million metrischer britischer thermischer Einheiten (mmBtu) für 3 Jahre verkauft. Der aktuelle JKM-Preis beträgt 9,2 US-Dollar pro mmBtu, der Preis für KG-D6-Gas liegt bei etwa 10 US-Dollar. Dieser Satz steht im Vergleich zum Höchstpreis von 6,5 US-Dollar pro mmBtu, den die Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), der staatliche Gigant, für Gas für Treibstoff aus alten oder alten Feldern einsetzt. RIL-BP hatte im April 6 Mio. m³ pro Tag Gas verkauft. IOC hatte fast die Hälfte der 6 Millionen Kubikmeter Gas, die in einer E-Auktion am 12. April verkauft wurden, mitgenommen, während GAIL 0,7 Millionen Kubikmeter pro Tag, Adani-Total Gas Ltd 0,4 Millionen Kubikmeter, Shell 0,5 Millionen Kubikmeter, GSPC 0,25 Millionen Kubikmeter und IGS weitere 0,5 Millionen Kubikmeter kauften. Reliance hat bisher 19 Gasfunde im KG-D6-Block gemacht. Von diesen wurden D-1 und D-3 – die größten der Chargen – im April 2009 in Produktion genommen, und MA, das einzige Ölfeld im Block, wurde im September 2008 in Produktion genommen. Während das MA-Feld die Produktion im Jahr einstellte Im September 2018 wurde die Produktion von D-1 und D-3 im Februar 2020 eingestellt. Seitdem investiert RIL-BP 5 Milliarden US-Dollar, um drei Tiefsee-Gasprojekte im Block KG-D6 – R-Cluster, Satelliten – in Produktion zu bringen Cluster und MJ – die zusammen bis 2023 voraussichtlich etwa 15 Prozent des indischen Gasbedarfs decken werden.

GAIL (India) Ltd erhielt die Lizenz zum Bau der 2 mmscmd-Erdgaspipeline Gurdaspur-Jammu. Das indische Erdöl- und Erdgasregulierungsgremium vergab den Zuschlag für das Projekt an GAIL gegenüber IOC, dem einzigen anderen qualifizierten Bieter. Die 175 km lange Pipeline wird Gas von Punjab in die von Indien verwalteten Gebiete Jammu und Kaschmir transportieren. PNGRB bereitet sich außerdem auf seine zwölfte Ausschreibungsrunde zum Ausbau der indischen Erdgaspipelines und des städtischen Gasverteilungsnetzes vor und veröffentlicht eine Liste von acht geografischen Gebieten, für die es mit der öffentlichen Konsultation beginnt. Diese Gebiete sind Arunachal Pradesh, Meghalaya, Manipur, Mizoram, Nagaland, Sikkim, Jammu und Kaschmir sowie Ladakh. Die indische Regierung hat erklärt, dass sie der Umstellung auf eine erdgasbasierte Wirtschaft Priorität einräumt.

HPCL hat sich von ONGC Petro Additions (OPaL) einen langfristigen Vertrag über die Lieferung von Erdgas für seinen petrochemischen Megakomplex in Dahej gesichert. OPaL, ein Joint Venture von ONGC, GAIL (India) Ltd und GSPC, benötigt das Gas für den Betrieb eines eigenen Kraftwerks (CPP), um seinen Strom- und Dampfbedarf zu decken.

Der inländische Erdgaspreis blieb im Juni stabil bei 6,5 US-Dollar pro mmBtu. Der inländische Erdgaspreis wird jeden Monat als 10 Prozent des Durchschnittspreises des indischen Korbrohöls für den Vormonat ermittelt. Der Formel zufolge sank der Gaspreis im Juni von 8,27 US-Dollar im Mai auf 7,58 US-Dollar pro mmbtu. Da der Gaspreis jedoch innerhalb einer vom Kabinett festgelegten Bandbreite von 4 bis 6,5 US-Dollar pro mmBtu bleiben muss, wird sich der effektive Preis für Juni nicht ändern. Diese Preisspanne gilt nur für Gas, das in den von ONGC und Oil India Limited (OIL) betriebenen Feldern gefördert wird.

Die Gasförderung im niederländischen Groningen-Feld werde am 1. Oktober eingestellt, teilte die Regierung mit, da sie ihr Versprechen gehalten habe, die bereits minimale Förderung rasch einzustellen, um seismische Risiken in der Region zu begrenzen. Das von einem Joint Venture von Shell und Exxon Mobil betriebene Feld verfügt noch immer über riesige Erdgasreserven, doch die Produktion wurde in den letzten Jahren fast vollständig eingestellt, da Erschütterungen im Zusammenhang mit Bohrungen weitreichende Schäden und seelische Qualen für die in der Nähe lebenden Menschen verursachten. Die Produktionsanlagen würden im Jahr 2024 endgültig geschlossen, sagte die Regierung, aber es werde im kommenden Jahr die Möglichkeit geben, unter extremen Umständen begrenzte Mengen Gas zu fördern. Die Förderung aus einem der einst größten Erdgasfelder Europas wurde im Oktober letzten Jahres auf das für den Betrieb erforderliche Minimum (rund 3 Milliarden Kubikmeter pro Jahr) beschränkt, mit dem Ziel, das Feld ein Jahr später oder bis 2024 zu schließen spätestens. Die Förderung konnte 2013 sogar auf fast 54 Milliarden Kubikmeter (Milliarden Kubikmeter) Gas gesteigert werden, obwohl Groningen ein Jahr zuvor vom schwersten Erdbeben seit Beginn der Aufzeichnungen in der Region heimgesucht worden war. Die 1959 entdeckte Produktion erreichte 1976 mit 88 Milliarden Kubikmetern ihren Höhepunkt und lag noch vor sechs Jahren bei knapp 30 Milliarden Kubikmetern. Es wird geschätzt, dass das Gas aus dem Groninger Feld seit Beginn der Produktion in den 1960er Jahren 363 Milliarden Euro (395 Milliarden US-Dollar) an die niederländische Staatskasse geliefert hat und damit den Grundstein für den Wohlfahrtsstaat des Landes gelegt hat.

Der US-amerikanische Entwickler von Flüssigerdgas (LNG), Venture Global LNG, hatte einen 20-Jahres-Vertrag unterzeichnet, um die deutsche Securing Energy for Europe GmbH (SEFE) mit 2,25 Millionen Tonnen LNG pro Jahr (MTPA) zu beliefern. Mit diesem Deal würde Venture Global Deutschlands größter LNG-Lieferant mit insgesamt 4,25 MTPA LNG werden.

Israel sollte dringend prüfen, wie viel Erdgas das Land exportieren sollte, um sicherzustellen, dass es genug für sich selbst behält, sagte das israelische Finanzministerium. Es wird erwartet, dass das Land seine Gasproduktion in den kommenden Jahren ungefähr verdoppeln wird, und es sind nur noch wenige Wochen bis zu einer mit Spannung erwarteten Lizenzrunde für neue Öl- und Gasexplorationsblöcke vor der Küste Israels.

US-amerikanische LNG-Entwickler sind auf dem besten Weg, drei Exportprojekte zu genehmigen, die in der ersten Jahreshälfte 5,1 Milliarden Kubikfuß pro Tag (bcfd) Gas verarbeiten können, ein Rekordvolumen für neue LNG-Projekte in jedem Jahr. Die USA wurden im Jahr 2022 gemessen an der installierten Kapazität zum weltweit größten LNG-Produzenten, was auf den Boom beim Bau von LNG-Anlagen und ein Jahrzehnt rasanter Schiefergasfunde zurückzuführen ist. Die LNG-Exporte der USA dürften in diesem Jahr 12,1 Mrd. Kubikfuß und im nächsten Jahr 12,7 Mrd. Kubikfuß erreichen. US-amerikanische LNG-Entwickler haben in diesem Jahr bereits den Bau von zwei Projekten genehmigt: der zweiten 1,2-bcfd-Phase der Plaquemines von Venture Global LNG in Louisiana und des 1,8-bcfd-Port Arthur von Sempra Energy in Texas. Die NextDecade Corporation sagte, sie erwarte, bis zum Monatsende grünes Licht für die erste 2,1-bcfd-Phase ihres Rio Grande-LNG-Projekts in Brownsville, Texas, zu geben. Eine erste Produktion könne im Jahr 2027 erfolgen, hieß es.

TotalEnergies wird für 219 Millionen US-Dollar einen Anteil von 17,5 Prozent am US-amerikanischen LNG-Entwickler NextDecade erwerben, teilte der französische Konzern mit. Dies sei Teil einer umfassenderen Vereinbarung, um das Rio Grande-LNG-Exportprojekt des texanischen Unternehmens voranzutreiben. NextDecade sagte, es habe Rahmenvereinbarungen mit Global Infrastructure Partners (GIP) und TotalEnergies abgeschlossen, um die endgültige Investitionsentscheidung für das Rio Grande LNG-Projekt zu erleichtern, die voraussichtlich bis Ende Juni bestätigt wird. Rekord-LNG-Exporte aus den Vereinigten Staaten trugen dazu bei, den Schlag für Europa durch die im Jahr 2022 stark gesunkenen russischen Pipeline-Erdgaslieferungen abzufedern, und werden eine wichtige Energiequelle für den Kontinent bleiben, was einen Wettlauf um die Inbetriebnahme weiterer US-Exportterminals auslöst. Bei der Zusage über 5,4 Millionen Tonnen (MT) handelt es sich um die vollständige Produktion aus einer der ersten von drei Verflüssigungseinheiten und es handelt sich um den mit Abstand größten Liefervertrag, den NextDecade bisher abgeschlossen hat. Das französische Unternehmen hat die Option, zusätzliches LNG aus der zweiten Phase des Rio-Grande-Projekts zu beziehen. TotalEnergies ist der weltweit drittgrößte LNG-Anbieter mit einem Marktanteil von etwa 12 Prozent und einem globalen Portfolio von etwa 50 Tonnen LNG pro Jahr. Das Unternehmen hat angekündigt, sein LNG-Geschäft jährlich um 3 Prozent auszubauen, und geht davon aus, dass Erdgas bis 2030 die Hälfte seines gesamten Energieabsatzes ausmachen wird. Der britische Rivale Shell hat ebenfalls Pläne angekündigt, sein Erdgasgeschäft auszubauen und seine Position als zu verteidigen der weltweit führende LNG-Player. NextDecade plant, jährlich bis zu 27 Tonnen LNG zu produzieren, mit einer Kohlenstoffbindungskomponente im Projekt zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen.

Trinidad und Tobago fordert die US-Regierung auf, die Bedingungen einer Lizenz zu ändern, die die gemeinsame Entwicklung eines vielversprechenden Offshore-Gasfeldes mit Venezuela genehmigt, teilte das Energieministerium des Karibikstaats mit. Im Januar erteilten die USA Trinidad und einer Gruppe von Unternehmen, darunter der staatliche venezolanische Ölkonzern PDVSA und der anglo-niederländischen Shell, eine zweijährige Genehmigung zur Wiederbelebung eines ruhenden Projekts, das Trinidad dabei helfen könnte, die Gasverarbeitung und den Export in seine Nachbarn anzukurbeln. Trinidad plant, diesen Monat nach Auswertung der Angebote die Gewinner einer Ausschreibungsrunde für Onshore- und Flachwasserblöcke im Land bekannt zu geben. Auch die Verhandlungen mit BP und Shell über die Bedingungen für die Erkundung und Entwicklung von Tiefsee-Öl- und Gasblöcken, die in einer separaten Auktion vergeben werden, könnten bald abgeschlossen werden.

Cheniere Energy wird über 20 Jahre lang 1,8 Tonnen LNG pro Jahr an Chinas ENN Natural Gas liefern. Die USA haben sich zum weltgrößten LNG-Exporteur entwickelt, nachdem westliche Sanktionen gegen den Hauptlieferanten Russland Europa dazu veranlassten, nach alternativen Quellen für den Rohstoff zu suchen. Im Jahr 2021 hatte ENN einen 13-Jahres-Vertrag über den Kauf von LNG von Cheniere unterzeichnet, der im Juli 2022 beginnt. Cheniere sagte, die Lieferungen würden Mitte 2026 beginnen und im Jahr 2027 auf 0,9 Millionen Tonnen pro Jahr (MTPA) ansteigen. Lieferung der restlichen 0,9 Millionen Tonnen pro Jahr (MTPA). MTPA unterliegt der positiven endgültigen Investitionsentscheidung von Cheniere in Bezug auf das Sabine Pass-Verflüssigungserweiterungsprojekt in Louisiana.

QatarEnergy wird einen 27-Jahres-Vertrag zur Lieferung von 4 Tonnen LNG pro Jahr an die China National Petroleum Corporation (CNPC) unterzeichnen. CNPC wird außerdem eine 5-prozentige Kapitalbeteiligung an einem LNG-Zug der Nordfeld-Gaserweiterung von QatarEnergy übernehmen.

Petrobangla aus Bangladesch hat einen langfristigen Vertrag zum Kauf von LNG von OQ Trading aus Oman unterzeichnet. Im Rahmen des unterzeichneten SPA wird OQT, zuvor bekannt als Oman Trading International, ab 2026 über einen Zeitraum von zehn Jahren 0,25 bis 1,5 Tonnen LNG pro Jahr nach Bangladesch liefern, heißt es in einer Erklärung des Ministeriums für Energie und Energie Bangladeschs. OQT wird im Jahr 2026 vier Ladungen LNG liefern, von 2027 bis 2028 16 Ladungen pro Jahr und von 2029 bis 2035 24 Ladungen pro Jahr. Dies ist der zweite LNG-Liefervertrag, da die beiden Unternehmen bereits einen Zehnjahresvertrag unterzeichnet haben 2018. Im Rahmen dieses SPA, das 2019 begann, liefert OQT etwa 1 MT pro Jahr nach Bangladesch. OQT arbeitet mit dem staatlichen omanischen Produzenten Oman LNG zusammen, dem Betreiber von drei LNG-Zügen in Qalhat mit einer Nennkapazität von 10,4 Tonnen pro Jahr. Neben diesen Verträgen hat Petrobangla einen 15-Jahres-Vertrag mit QatarEnergys Einheit Qatargas über 2,5 Tonnen LNG abgeschlossen. Dieser Vertrag begann im Jahr 2018. Das Unternehmen unterzeichnete kürzlich einen weiteren Vertrag mit der LNG-Handelssparte von QatarEnergy über etwa 1,8 Tonnen LNG pro Jahr, beginnend im Jahr 2026 . Bangladesch importiert LNG derzeit über seine erste LNG-Importanlage, Moheshkhali Floating LNG oder MLNG, die von Petrobangla betrieben wird, und über das FSRU-basierte LNG-Importterminal von Summit vor der Insel Moheshkhali im Golf von Bengalen mit einer täglichen Regasifizierungskapazität von 500 Millionen Kubikfuß . QatarEnergy hat mit PetroBangla aus Bangladesch einen 15-Jahres-Liefervertrag für LNG über 1,8 MTPA unterzeichnet, der im Jahr 2026 beginnt. Der jüngste Vertrag mit einem asiatischen Kunden durch den weltgrößten LNG-Exporteur kommt zustande, als westliche Länder, darunter Deutschland, darauf drängen, einen Teil des katarischen Gases zu gewinnen als der Wettbewerb nach dem Ukraine-Krieg zunahm. Es ist auch das zweite Projekt von QatarEnergy nach Asien, seit das Unternehmen mit dem Verkauf des Gases begonnen hat, das voraussichtlich aus dem North Field-Erweiterungsprojekt in Betrieb gehen wird. Durch die Erweiterung wird Katars Verflüssigungskapazität bis 2027 von derzeit 77 Millionen auf 126 MTPA erhöht.

Um die Arbeit am Gaspipeline-Projekt Turkmenistan, Afghanistan, Pakistan und Indien (TAPI) zu beschleunigen und die Machbarkeitsstudie so schnell wie möglich abzuschließen, unterzeichneten Pakistan und Turkmenistan einen gemeinsamen Umsetzungsplan (JIP). Bei dem Treffen mit der turkmenischen Delegation sagte der pakistanische Premierminister Shehbaz Sharif, dass das TAPI-Gaspipeline-Projekt als entscheidender Bestandteil der Vision seiner Regierung Energiesicherheit, Wirtschaftswachstum und Wohlstand in Pakistan und der gesamten Region gewährleisten werde. Der Premierminister bekräftigte sein Engagement für eine baldige Umsetzung des Projekts und hoffte, dass die TAPI-Gaspipeline durch die Optimierung aller verfügbaren Ressourcen durch alle relevanten Parteien so schnell wie möglich fertiggestellt werden könne. Die pakistanische Regierung lud Turkmenistan ein, die Gasverbindung von der Grenze zu Chaman nach Gwadar zu prüfen und LNG-Terminals in Gwadar zu errichten, was die Lieferungen nach Europa und den globalen LNG-Märkten erweitern würde. Das TAPI-Gaspipeline-Projekt zielt darauf ab, Erdgas aus dem Gasfeld Galkynysh in Turkmenistan über Afghanistan nach Pakistan zu transportieren. Die Pipeline wird über einen Zeitraum von 30 Jahren bis zu 33 Milliarden Kubikmeter (durchschnittlich 3,2 Milliarden Kubikfuß pro Tag) Erdgas pro Jahr transportieren. Die Versorgungsquelle ist das Galkynysh-Gasfeld in der östlichen Region Turkmenistans, während die Entnahme durch Pakistan 1,3 Mrd. Kubikfuß pro Tag bei einem Pipelinedurchmesser von 56 Zoll betragen wird. Pakistan misst dem TAPI-Gaspipeline-Projekt weiterhin große Bedeutung bei, um aufkommende Energieherausforderungen für das Land zu bewältigen und als Ausdruck einer sinnvollen kommerziellen und energiepolitischen Zusammenarbeit zwischen Pakistan und Zentralasien.

Chevron hat mit der Gasförderung im Gorgon Stage 2-Entwicklungsprojekt vor der Küste Westaustraliens begonnen. Die Entwicklung erweitert das bestehende Unterwasser-Gassammelnetz des Gorgon-Projekts, das LNG an Kunden in ganz Asien exportiert und inländisches Gas für den westaustralischen Markt produziert. Die Phase-2-Entwicklung von Gorgon umfasste die Installation von 11 zusätzlichen Bohrlöchern in den Feldern Gorgon und Jansz-Io sowie begleitende Offshore-Produktionspipelines und Unterwasserstrukturen, um die Versorgung mit Speisegas für die Gasverarbeitungsanlagen des Projekts auf Barrow Island aufrechtzuerhalten. Chevron ist zu 47 Prozent Eigentümer und Betreiber des Gorgon-LNG-Projekts. Es ist außerdem Miteigentümer von Exxon Mobil Corp, Shell und den japanischen Energieversorgern Osaka Gas, Tokyo Gas und JERA.

4. Juli: Oil Marketing Companies (OMCs) haben den Preis für kommerzielle 19 Kilogramm (kg) LPG-Gasflaschen (Flüssiggas) um 7 INR erhöht. Die neue kommerzielle 19-kg-LPG-Gasflasche kostet in Delhi jetzt 1780 INR. Früher kostete eine kommerzielle LPG-Flasche in Delhi 1773 INR, und jetzt mit einem überarbeiteten Tarif kostet die kommerzielle LPG-Flasche 1780 INR. Auch in anderen Bundesstaaten stiegen die Preise für kommerzielle Flüssiggasflaschen. Die Preise für Flüssiggasflaschen stiegen in Kalkutta auf 1902 INR, in Mumbai auf 1740 INR und in Chennai auf 1952 INR. Im vergangenen Monat wurde der Preis für kommerzielle LPG-Flaschen deutlich um 83,50 INR gesenkt. Nach dem geänderten Preis kostete die LPG-Flasche in Delhi 1773 INR. Der Preis einer heimischen Flüssiggasflasche von 14,2 kg bleibt gleich. Im März 2023 stieg der Preis für inländische LPG-Gasflaschen um 50 INR, sodass der Preis für 14,2-kg-Gasflaschen in Delhi 1103 INR, in Kalkutta 1129 INR, in Mumbai 1102,50 INR und in Chennai 1118,50 INR betrug.

3. Juli: Indiens Importe von russischem Öl erreichten im vergangenen Monat einen weiteren Rekordwert, da das südasiatische Land möglicherweise die Grenze seiner Kaufsummen beim großen OPEC+-Produzenten erreicht. Laut Viktor Katona, dem Leiter der Rohölanalyse bei Kpler, stiegen die täglichen Volumina im Juni auf 2,2 Millionen Barrel pro Tag und stiegen damit zum zehnten Mal. Die russischen Käufe überstiegen erneut die kombinierten Lieferungen aus Saudi-Arabien und dem Irak, wie Daten des Analyseunternehmens zeigen. Nach der Invasion in der Ukraine entwickelte sich Indien zu einem Hauptabnehmer von russischem Öl, aber die Nachfrage des Landes könnte aufgrund von Infrastrukturproblemen und der Notwendigkeit, gute Beziehungen zu anderen Lieferanten aufrechtzuerhalten, an seine Grenzen stoßen. Kpler sagte, die Importe könnten im nächsten Monat aufgrund des geringeren russischen Angebots zurückgehen. Laut Kpler war die Indian Oil Corporation (IOC) in den letzten zwei Monaten der größte Abnehmer von russischem Rohöl, gefolgt von Reliance Industries Ltd. Insgesamt erreichten Indiens Importe aus dem Ural im Juni einen weiteren Rekordwert von 1,5 Millionen Barrel pro Tag, sagte das Analyseunternehmen.

30. Juni: Das Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (PNGRB) plant die Versteigerung städtischer Gasverteilungslizenzen für nordöstliche Bundesstaaten und die Unionsterritorien Ladakh sowie Jammu & Kashmir (J&K). Das PNGRB ist dabei, die Gebiete für die 12. Ausschreibungsrunde für Stadtgas festzulegen. Laut einer Mitteilung auf der Website der Regulierungsbehörde hat sie eine vorläufige Liste der Bereiche erstellt, für die Lizenzen versteigert werden, und die Meinungen der Interessenträger eingeholt. Die vorgeschlagene Liste der Gebiete umfasst Arunachal, Meghalaya, Manipur, Mizoram, Nagaland, Sikkim, J&K und Ladakh.

30. Juni: Reliance Industries Limited (RIL) und BP sagten, sie hätten nach Test- und Inbetriebnahmeaktivitäten mit der Produktion im MJ-Feld begonnen. Das MJ-Feld stellt die letzte von drei großen neuen Tiefseeentwicklungen dar, die das RIL-BP-Konsortium im Block KG D6 vor der Ostküste Indiens in Produktion gebracht hat, sagten die Unternehmen. Zusammen wird erwartet, dass die drei Felder etwa 30 Millionen Standardkubikmeter Gas pro Tag (1 Milliarde Kubikfuß pro Tag) produzieren, wenn das MJ-Feld seinen Produktionshöchststand erreicht. Dies werde voraussichtlich rund ein Drittel der derzeitigen inländischen Gasproduktion Indiens ausmachen und etwa 15 Prozent des indischen Bedarfs decken, sagten die Unternehmen.

29. Juni: Adani Total Gas Limited (ATGL), das Joint Venture zwischen der Adani Group und TotalEnergies aus Frankreich, gab bekannt, dass es in den nächsten 8 bis 10 Jahren 180 bis 200 Milliarden INR investieren wird. Laut ATGL wird die Investition in den Ausbau der Infrastruktur für den Einzelhandel mit CNG (komprimiertes Erdgas) an Autos und die Gasleitung an Haushalte und Industrien getätigt. Das Unternehmen verfügt über mehr als 460 CNG-Tankstellen im Land und verkauft CNG an Autos und leitet Gas an Haushaltsküchen zum Kochen in 124 Distrikten Indiens. ATGL hat etwa 7 Lakh Verbraucher für sein Leitungskochgas. Die Erklärung erfolgt zu einem Zeitpunkt, an dem das Unternehmen sein Netzwerk an CNG-Tankstellen sowie sein Pipelinenetz erweitern möchte, um den wachsenden Bedarf des Landes an saubereren Kraftstoffen erfolgreich zu bedienen. ATGL freut sich nicht nur auf die Skalierung des Kerngeschäfts der Gasverteilung, sondern auch auf die Diversifizierung seines Angebots und die Erschließung neuer Möglichkeiten – CNG, komprimiertes Biogas (CBG) und Laden von Elektrofahrzeugen. Unterdessen hat die Regierung zugesagt, den Anteil von Erdgas am Energiemix der Wirtschaft bis 2030 von derzeit 6 Prozent auf 15 Prozent zu erhöhen, da es weniger umweltschädlich ist als flüssige Brennstoffe.

4. Juli: NTPC Limited verzeichnete im ersten Quartal 2023/24 einen Anstieg der Kohleproduktion in seinen firmeneigenen Minen um 99 Prozent und einen Anstieg um 112 Prozent beim Kohleversand im Vergleich zum gleichen Zeitraum des vorangegangenen Geschäftsjahres. Das Unternehmen erhielt im ersten Quartal 2022–23 4,27 Millionen Tonnen Kohle, während im gleichen Zeitraum 2023–24 8,48 MMT Kohle produziert wurden, was einer Steigerung von 99 Prozent entspricht. Das Unternehmen erzielte im ersten Quartal des laufenden Geschäftsjahres einen Kohleabsatz von 8,82 MMT, was einer Steigerung von 112 Prozent entspricht.

3. Juli: Das Kohleministerium hat im ersten Quartal des Geschäftsjahres (GJ) 2023-24 eine Steigerung der Kohleproduktion mit einer Wachstumsrate von 8,40 Prozent erreicht. Die kumulierte Kohleproduktion stieg von 205,65 Millionen Tonnen (MT) (gleicher Vorjahreszeitraum) auf 222,93 MT in diesem Jahr. Im Geschäftsjahr 2023–24 produzierte das nationale Bergbauunternehmen Coal India Limited (CIL) 175,35 Tonnen Kohle, verglichen mit 159,63 Tonnen im entsprechenden Vorjahreszeitraum, was einem Produktionsanstieg von 9,85 Prozent entspricht, der zum Gesamtwachstum beitrug. Eigene Bergwerke und andere Kohleproduzenten verzeichneten ebenfalls ein Wachstum von 4,74 Prozent und erreichten im Geschäftsjahr 2023–24 30,48 Tonnen, verglichen mit 29,10 Tonnen im Geschäftsjahr 2022–23. Auch der Kohleversand zeigte einen positiven Trend mit einem Wachstum von 6,97 Prozent im ersten Quartal des Geschäftsjahres 2023–24. Der kumulierte Kohleversand erreichte im ersten Quartal 239,69 Tonnen (vorläufig), verglichen mit 224,08 Tonnen im ersten Quartal des Geschäftsjahres 2022-23. Auch hier erreichte CIL im ersten Quartal des Geschäftsjahres 2023–24 eine Produktion von 186,21 Tonnen, was einem Wachstum von 5,32 Prozent gegenüber den 176,81 Tonnen im ersten Quartal des Geschäftsjahres 2022–23 entspricht. Die Steigerung der Kohleproduktion und -verladung habe zu einer komfortablen Kohlevorrätelage geführt, berichtete das Kohleministerium. Zum 30. Juni 2023 erreichte der Gesamtkohlevorrat 107,15 Tonnen (vorläufig), ein deutlicher Anstieg gegenüber 77,86 Tonnen am 30. Juni 2022. Dieses Wachstum von 37,62 Prozent zeigt die konzertierten Bemühungen, die steigende Nachfrage nach Kohle zu decken. Diese Entwicklungen versetzen das Kohleministerium in die Lage, nicht nur Indiens Energiebedarf zu decken, sondern bis Ende dieses Jahres auch sein Ziel einer Kohleproduktion von einer Milliarde Tonnen zu erreichen.

29. Juni: Pramod Agrawal, Vorsitzender von Coal India Limited (CIL), sagte, dass das Unternehmen auch in Zukunft eine „Regierungseinheit“ bleiben sollte, um die „Preisstabilität“ des Trockenbrennstoffs im Land zu gewährleisten, und schlug eine alternative Methode für die Kohlepreisgestaltung in der Zukunft vor. Er sagte, die Erschließung von Werten könne nicht der „einzige“ Zweck aller Unternehmen sein. Als staatliches Unternehmen trage CIL die Verantwortung dafür, dass die Vorteile der Kohleproduktion an die Öffentlichkeit verteilt werden, sagte er. Er sagte, dass die Identität des Bergmanns ein Synonym für den Energiesektor des Landes sei und die derzeitige Struktur mit CIL als Spitzenholding „stark und stabil“ sei. Die Kohlepreise der in Kalkutta ansässigen PSU sind im Vergleich zu importiertem Kraftstoff stark reduziert. Unter der Führung von Agrawal stiegen die Produktion und die Abnahme für CIL über einen Zeitraum von drei Jahren ab dem Geschäftsjahr 20 um weitere 101 Millionen Tonnen (MT) bzw. 113 Tonnen, während die Lieferungen an den Energiesektor im gleichen Zeitraum um 121 Tonnen zunahmen. Der Kohleverbrauch im Land dürfte Anfang bis Mitte der 2030er Jahre seinen Höhepunkt erreichen, während die Kapazitäten für erneuerbare Energien in vielen Volkswirtschaften weltweit am höchsten ausgebaut werden.

28. Juni: Indien hat Angebote von 22 Unternehmen, darunter Jindal Steel and Power und Hindalco Industries, für die kommerzielle Kohleförderung aus 18 Kraftwerks- und Kokskohlebergwerken erhalten, teilte das Kohleministerium mit. Die meisten Bergwerke verfügen über Reserven an Kraftwerkskohle, die zur Stromerzeugung verwendet werden, während in einem Bergwerk Kohlevorräte vorhanden sind, die bei der Stahlherstellung zum Einsatz kommen. Die Hälfte der Minen sei vollständig erkundet, die anderen teilweise, teilte das Ministerium mit. Die Gesamtkapazität der vollständig erkundeten Minen beträgt 47,8 Millionen Tonnen pro Jahr. Die Regierung möchte, dass private Akteure die Kohleproduktion im Land ankurbeln, da die Stromnachfrage steigt. Coal India Limited dominiert den Kohlebergbau im Land.

4. Juli: Die Energieinfrastruktur von Bhopal wird voraussichtlich mit einer Großinvestition von 2,88 Milliarden INR ein Facelift erhalten. Dies geschieht im Rahmen des RDSS-Programms (Revamped Distribution Sector Scheme) der Regierung, das darauf abzielt, die Versorgungsinfrastruktur der Discoms (Vertriebsunternehmen) zu stärken. Staatsenergieminister Pradhyumn Singh Tomar sagte, dass die im Rahmen des Programms durchgeführten Entwicklungsarbeiten der gesamten Bevölkerung von rund 24 Lakh der Stadt zugute kommen und die Energieinfrastruktur der Stadt für die nächsten 10 Jahre stärken werden. Zu den Arbeiten, die mit diesen Mitteln in der Stadt durchgeführt werden, gehört neben der Modernisierung der bestehenden auch die Installation zusätzlicher 220/132-kV-Hochspannungstransformatoren, sagte er. Insgesamt werde eine 12 Kilometer lange neue 220-KV-Hochspannungsleitung gebaut, und es werde auch eine 132-KV-Hochspannungsleitung mit einer Länge von 8 Kilometern gebaut, sagte er.

1. Juli: Der Ministerpräsident von Uttar Pradesh (UP), Yogi Adityanath, führte eine Überprüfung des Stromerzeugungs-, Übertragungs- und Verteilungssystems des Staates durch und betonte die Notwendigkeit umfassender Reformen im Elektrizitätsministerium. Unter der Leitung des Premierministers wurde in den letzten sechs Jahren jedes Dorf, jede Stadt und jeder Bezirk in UP beleuchtet. Es gebe eine unterbrechungsfreie Stromversorgung, sagte er. Die größte Herausforderung für die Elektrizitätsabteilung und Discoms (Vertriebsunternehmen) bestehe darin, rechtzeitig korrekte Rechnungen bereitzustellen und den Betrag von den Verbrauchern einzuziehen, sagte er und wies die Energieversorgungsunternehmen an, sicherzustellen, dass nicht einmal ein einziger Verbraucher die falsche Rechnung erhält. Das Ministerium und die Energieversorgungsunternehmen müssten gemeinsame Anstrengungen unternehmen, um die Zahlungen rechtzeitig einzuziehen, sagte er. Er ordnete an, dass es nirgends zu unnötigen Stromausfällen kommen und Probleme unverzüglich gelöst werden dürfe. Die Verantwortlichkeit des Feeders sollte festgelegt werden. Es sollte eine bessere Kommunikation zwischen allen Discoms geben, sagte er. Gegen diejenigen, die Strom stehlen, müssten strenge rechtliche Schritte eingeleitet werden, aber Verbraucher sollten nicht im Namen von Ermittlungen schikaniert werden, sagte er. Er forderte außerdem, gegen Beamte vorzugehen, gegen die Beschwerden eingereicht werden. Es müssten die notwendigen Schritte unternommen werden, um die Leitungsverluste auf ein Minimum zu begrenzen, sagte er und strebte die Einführung eines einmaligen Ausgleichssystems für säumige Schuldner an.

29. Juni: Die Landesregierung hat für die Jahre 2021–22 und 2022–23 finanzielle Anreize in Höhe von 27,25 Mrd. INR für Reformen des Energiesektors erhalten. Das Ausgabenministerium des Finanzministeriums hat 664,13 Milliarden INR an 12 Staaten für Reformen im Energiesektor freigegeben, um Staaten zu ermutigen und zu unterstützen, die Effizienz und Leistung des Energiesektors zu steigern. Das Zentrum hat im Unionshaushalt 2021-22 eine Initiative ergriffen, um diesen finanziellen Anreiz nach der Umsetzung spezifischer Reformen im Energiesektor durch die Staaten zu schaffen. Auf der Grundlage der Empfehlungen des Energieministeriums hat das Finanzministerium zwölf Landesregierungen die Genehmigung für die in den Jahren 2021–22 und 2022–23 durchgeführten Reformen erteilt. Um diese Möglichkeit zu erhalten, müssen die Staaten eine Reihe verbindlicher Reformen durchführen und festgelegte Leistungsmaßstäbe erfüllen, darunter Transparenz bei der Berichterstattung über Finanzangelegenheiten des Energiesektors, zeitnahe Vorlage von Finanz- und Energiekonten sowie zeitnahe Prüfung und Einhaltung gesetzlicher und behördlicher Anforderungen . Das Energieministerium ist das zentrale Ministerium, das die Leistung von Staaten beurteilt und ihre Eignung für die Erteilung zusätzlicher Kreditaufnahmegenehmigungen bestimmt.

29. Juni: Die Regierung hat Richtlinien erlassen, um sicherzustellen, dass ausreichend Strom zur Verfügung steht, um das Wachstum des Landes voranzutreiben. Discoms (Verteilungsunternehmen) werden einen Rahmen für die Vorabbeschaffung von Ressourcen schaffen, um den Strombedarf auf kostengünstige Weise zu decken. Die Richtlinien sehen einen institutionellen Mechanismus für die Ressourcenadäquanz vor, der von der nationalen Ebene bis zur Discom-Ebene reicht, sodass die Verfügbarkeit von Ressourcen zur Deckung der Nachfrage auf jeder Ebene sichergestellt ist. Die neuen Erzeugungskapazitäten, Energiespeicher und anderen flexiblen Ressourcen, die erforderlich sind, um das zukünftige Nachfragewachstum zuverlässig und zu optimalen Kosten zu decken, werden lange im Voraus bewertet.

30. Juni: Indiens erster selbst entwickelter 700-MW-Kernreaktor beim KAPP (Kakrapar Atomic Power Project) in Gujarat hat den kommerziellen Betrieb aufgenommen. Derzeit läuft das Gerät mit 90 Prozent seiner Gesamtleistung, sagte KAPP. Die Nuclear Power Corporation of India Limited (NPCIL) baut in Kakrapar zwei 700-MW-Druckschwerwasserreaktoren (PHWRs), in denen sich auch zwei 220-MW-Kraftwerke befinden. Bei KAPP 4 waren verschiedene Inbetriebnahmeaktivitäten im Gange, bei denen bis Ende Mai ein Fortschritt von 96,92 Prozent erzielt wurde. Die NPCIL plant den Bau von sechzehn 700-MW-PHWRs im ganzen Land und hat dafür finanzielle und administrative Sanktionen gewährt.

29. Juni: ReNew gab bekannt, dass in Karnataka zwei Hybridprojekte mit einer Leistung von 70,2 MW (Megawatt) errichtet werden. Die beiden Solar- und Windenergieprojekte werden dazu beitragen, den CO2-Ausstoß (Kohlendioxid) um 150 Kilotonnen pro Jahr zu reduzieren. Die Projekte sind Teil des 200-MW-Energieparks von ReNew, der Unternehmen in der Region Vijaynagara in Karnataka mit sauberem Strom versorgen soll. Branchenschätzungen zufolge ist für die Umsetzung jedes 1-MW-Projekts für erneuerbare Energien eine Investition von 50–60 Mio. INR erforderlich.

4. Juli: Das italienische Unternehmen Eni strebt eine Reduzierung seines Ölengagements zugunsten von Erdgas und nichtfossilen Brennstoffen an, unter anderem durch den Verkauf von Vermögenswerten, sagte Claudio Descalzi, CEO (Chief Executive Officer) des Energiekonzerns. Eni plant, zwischen 2023 und 2026 einen Nettoerlös in Höhe von 1 Milliarde Euro (1,1 Milliarden US-Dollar) aus dem Saldo zwischen Vermögensverkäufen und -akquisitionen zu erzielen, so das Unternehmen in seinem Geschäftsplan. Eni kündigte den Verkauf einiger seiner Ölvorkommen im Kongo an, nur wenige Tage nachdem es erklärt hatte, es habe sich bereit erklärt, Neptune Energy zu kaufen.

3. Juli: Russland werde seine Ölexporte im August um 500.000 Barrel pro Tag (bpd) kürzen, sagte der Öl-Experte von Präsident Wladimir Putin, während Moskau gemeinsam mit Saudi-Arabien versucht, die globalen Ölpreise anzuheben. Brent-Rohöl stieg um bis zu 1,6 Prozent auf 76,60 US-Dollar pro Barrel, nachdem Russland und Saudi-Arabien bekannt gegeben hatten, dass es seine freiwillige Förderkürzung um 1 Million bpd um einen weiteren Monat bis einschließlich August verlängern werde. Russlands Exporte blieben trotz westlicher Sanktionen stark. Das Unternehmen hat bereits zugesagt, seine Produktion von März bis Jahresende um 500.000 Barrel pro Tag (bpd) auf 9,5 Millionen bpd zu reduzieren. Sowohl Riad als auch Moskau versuchen, den Ölpreis hoch zu halten. Der Brent-Preis ist von 113 US-Dollar pro Barrel vor einem Jahr gesunken, weil man befürchtet, dass sich die Wirtschaft verlangsamen könnte und die großen Produzenten über ausreichend Vorräte verfügen.

3. Juli: Eine Umfrage ergab, dass asiatische Raffinerien davon ausgehen, dass Saudi-Arabien im August die Preise für seine Rohöllieferungen in die Region senken wird, obwohl der größte Ölexporteur im Juli im Rahmen eines umfassenderen OPEC+-Abkommens verschärfte Produktionskürzungen versprochen hat. Saudi-Arabien erhöhte im Juni unerwartet die Preise für Juli-Ladeladungen und schmälerte damit die Margen asiatischer Raffinerien. Um die weltweiten Preise zu stützen, die durch steigende Zinsen und Rezessionsängste gedrückt wurden, erklärte sich der Produzent im Juli freiwillig bereit, die Produktion um 1 Million Barrel pro Tag (bpd) zu drosseln, zusätzlich zu einer umfassenderen OPEC+-Vereinbarung zur Begrenzung des Angebots bis 2024. Der staatliche Ölkonzern Saudi Aramco erwartet dies Laut einer Reuters-Umfrage unter sechs Raffineriequellen soll der offizielle Verkaufspreis (OSP) für Arab Light-Rohöl im August gegenüber dem Vormonat um etwa 50 Cent pro Barrel gesenkt werden. Der OSP für die Flaggschiffsorte erreichte im Juli ein Sechsmonatshoch von 3 US-Dollar pro Barrel über dem Durchschnitt der Notierungen in Dubai und Oman. Der Gewinn einer typischen Raffinerie in Singapur, die Rohöl aus Dubai verarbeitet, sank im Juni auf durchschnittlich 3,44 US-Dollar pro Barrel, verglichen mit 4,78 US-Dollar pro Barrel im Vormonat. Außerdem könnte die Nachfrage nach August-Ladeladungen, die im September in asiatischen Raffinerien eintreffen würden, sinken, da einige Anlagen wegen Wartungsarbeiten geschlossen werden, heißt es in einer Umfrage. Die saudischen Rohölpreise orientieren sich in der Regel eng an den Veränderungen der monatlichen Benchmark-Preisspanne in Dubai, doch in den letzten Monaten haben sich beide voneinander getrennt.

28. Juni: Die Uganda National Oil Company (UNOC) geht davon aus, in der ersten Hälfte des Jahres 2025 mit der Ölförderung aus dem Tilenga-Projekt zu beginnen, sagte CEO (Chief Executive Officer) Proscovia Nabbaja. Das Tilenga-Projekt in den Distrikten Buliisa und Nwoya in Ugandas Lake-Albert-Ölfeldern wird vom französischen Energieriesen TotalEnergies in Zusammenarbeit mit den chinesischen Unternehmen CNOOC Ltd und UNOC betrieben. Das Öl aus dem Tilenga-Projekt wird über die 3,5 Milliarden US-Dollar teure East African Crude Oil Pipeline (EACOP) zum Export in den Hafen von Tanga in Tansania transportiert. Die EACOP hat die Kapazität, bereits im Jahr 2025 bis zu 246.000 Barrel Rohöl pro Tag auf die Weltmärkte zu schicken.

28. Juni: Drei norwegische Gewerkschaften haben einer Lohnvereinbarung mit den Eigentümern schwimmender Offshore-Ölbohrinseln zugestimmt, um den Ausbruch von Streiks zu verhindern, die die Exploration gestört hätten, sagten die Gewerkschaften. Der Vertrag zwischen dem norwegischen Reederverband und den Gewerkschaften Industri Energi, Safe und DSO umfasst 7.500 Arbeitnehmer. Die Gewerkschaften hatten erklärt, dass im Falle eines Scheiterns der Gespräche zunächst 1.644 Arbeiter auf zwölf Bohrinseln in den Streik treten würden, die laufende Öl- und Gasförderung jedoch nicht beeinträchtigt würde.

4. Juli: Ägypten hat ein 1,8 Milliarden US-Dollar teures Programm zur Bohrung von Erdgasexplorationsbohrungen im Mittelmeer und im Nildelta gestartet, sagte Erdölminister Tarek El Molla. Das Programm erfolgt in Zusammenarbeit mit Eni, Chevron, ExxonMobil, Shell und BP. Ziel sei es, innerhalb von zwei Jahren 35 Explorationsbohrungen zu bohren, 21 im laufenden Geschäftsjahr 2023/2024 und 14 im nächsten Jahr, sagte El Molla.

3. Juli: Russlands Gesamtexporte von Flüssigerdgas (LNG) sind im ersten Halbjahr des Jahres um 9,4 Prozent auf rund 14,4 Millionen Tonnen (MT) zurückgegangen, während die Lieferungen nach Europa stabil bei etwa 9 MT geblieben sind, wie Daten von Refinitiv Eikon zeigten. Europa hat den Kauf von seetransportiertem LNG verstärkt, um den erheblichen Rückgang der russischen Gasströme auszugleichen, die über das Pipelinenetz geliefert werden. Laut Refinitiv Eikon erreichten die russischen LNG-Exporte nach Europa im ersten Halbjahr des Jahres rund 9 Millionen Tonnen, während die Lieferungen nach Asien etwa 5,2 Tonnen betrugen, verglichen mit 8,9 Tonnen bzw. 7 Tonnen im Vorjahreszeitraum. Russlands gesamte LNG-Exporte stiegen im Jahr 2022 um ein Fünftel.

2. Juli: Partner des israelischen Offshore-Gasprojekts Leviathan sagten, sie würden 568 Millionen US-Dollar in den Bau einer dritten Pipeline investieren, die eine höhere Erdgasproduktion und -exporte ermöglichen würde. Leviathan, ein Tiefseefeld mit riesigen Vorkommen, ging Ende 2019 ans Netz und produziert jährlich 12 Milliarden Kubikmeter (Milliarden Kubikmeter) Gas zum Verkauf an Israel, Ägypten und Jordanien. Die Idee besteht darin, die Kapazität auf beträchtliche Mengen für Europa zu steigern, um die Abhängigkeit von russischer Energie zu verringern. Die neue Pipeline wird das Bohrloch mit einer Produktionsanlage etwa 10 km vor der israelischen Mittelmeerküste verbinden. Es soll in der zweiten Hälfte des Jahres 2025 in Betrieb genommen werden, wenn die Produktion bei Leviathan auf 14 Milliarden Kubikmeter pro Jahr ansteigen wird, sagten die Unternehmen. Langfristig wird erwartet, dass die Leviathan-Produktion etwa 21 Milliarden Kubikmeter pro Jahr erreichen wird. Die Gruppe hat Pläne für ein schwimmendes Flüssigerdgas-Terminal (LNG) vor der israelischen Küste mit einer jährlichen LNG-Kapazität von etwa 4,6 Millionen Tonnen oder 6,5 Milliarden Kubikmetern angekündigt.

2. Juli: Südafrikas Elektrizitätsminister Kgosientsho Ramokgopa sagte, das Land sei einer Beendigung der täglichen Stromausfälle nähergekommen, da gegen Ende des Jahres wieder wärmeres Wetter einkehre, lehnte es jedoch ab, ein konkretes Datum zu nennen. In Südafrika wird es in diesem Jahr die meisten Stromausfälle in der Geschichte geben. Die täglichen Stromausfälle dauern fast zehn Stunden am Tag und wirken sich auf Unternehmen und Haushalte in einer Wirtschaft aus, die ohnehin schon unter hohen Zinsen und Inflation leidet. Die Stromausfälle, vor Ort Lastabwurf genannt, dürften in diesem Jahr zu einem Rückgang des BIP um zwei Prozentpunkte führen, sagte die Zentralbank. Die Zahl der Stromausfälle hat in den letzten Wochen nachgelassen, es besteht jedoch die Befürchtung, dass mit zunehmendem Einbruch des Winters auf der Südhalbkugel im Juli und August ein höherer Heizbedarf viele Kraftwerke zum Stillstand bringen könnte. Im September beginnen die Temperaturen wieder zu steigen. Aufgrund von Eingriffen in die Systemwartung und -verfügbarkeit sowie der Bemühungen von Unternehmen und Haushalten sei das Worst-Case-Szenario eines Spitzenbedarfs im Winter von 34.000 Megawatt (MW) nicht eingetreten, sagte er. Die verfügbare Kapazität pendelt sich auf rund 29.000 MW ein, was genügend Spielraum bietet, um die Stromausfälle auf Stufe 3 zu reduzieren, wo 3.000 MW vom Netz genommen werden, was zu täglichen Stromausfällen zwischen zwei und vier Stunden führt, sagte er. Südafrika führt Stromausfälle in Stufen von eins bis acht ein, wobei acht die höchste Stufe ist und sich in über 10 Stunden täglicher Stromausfälle niederschlägt. Er sagte, das Land erreiche ein Stadium, in dem die Stromerzeugung mit der Nachfrage Schritt halten könne und die Stromausfälle innerhalb von sechs Wochen von Stufe 6 auf Stufe 3 zurückgingen. In Südafrika könne es bald 24 Stunden lang keine Stromausfälle mehr geben, sagte er.

30. Juni: Japan plant, neben China und dem Vereinigten Königreich (UK) zu einem der weltweit führenden Offshore-Windenergieproduzenten zu werden, da das Land den Übergang zu einer emissionsfreien Wirtschaft vollzieht und gleichzeitig eine größere Energiesicherheit anstrebt. Japanische Unternehmen verfügen über Offshore-Windkraftanlagen von Taiwan bis Belgien und Großbritannien, müssen aber noch große Parks im eigenen Land bauen. Das japanische Ministerium für Wirtschaft, Handel und Industrie (METI) und das Ministerium für Land, Infrastruktur, Verkehr und Tourismus (MLIT) haben die Annahme von Vorschlägen für die zweite große Ausschreibungsrunde für Offshore-Windenergie zum Bau von 1,8 Gigawatt (GW) Kapazität in vier Gebieten abgeschlossen. Nach Angaben des Global Wind Energy Council verfügte Japan im Jahr 2022 über eine installierte Offshore-Windkapazität von 136 Megawatt (MW), ein Bruchteil im Vergleich zu fast 14 GW im Vereinigten Königreich und 31 GW in China. Ziel ist es, bis 2030 10 GW und bis 2040 bis zu 45 GW in Betrieb zu haben, da erneuerbare Energien bis zum Ende dieses Jahrzehnts von derzeit rund 20 Prozent auf 36 bis 38 Prozent des Strommixes ansteigen sollen und bis 2050 CO2-Neutralität erreicht werden soll . Ein von Marubeni geführtes Konsortium startete Ende 2022 und Anfang 2023 Japans erste groß angelegte kommerzielle Offshore-Windkraftanlagen im Noshiro-Hafen (84 MW) und im Akita-Hafen (55 MW). Marubeni gewann diese Projekte mit dem Einspeisetarifprogramm für erneuerbare Energien Energie, bevor die Regierung 2019 ein neues Gesetz zur Förderung der Entwicklung von Offshore-Windparks außerhalb von Hafengebieten durchsetzte und ein öffentliches Auktionssystem einführte.

Dies ist eine wöchentliche Veröffentlichung der Observer Research Foundation (ORF). Es umfasst aktuelle nationale und internationale Informationen zum Thema Energie, die systematisch und wertsteigernd kategorisiert sind. Das Jahr 2023 ist das zwanzigste Jahr in Folge, in dem der Newsletter erscheint. Der Newsletter ist beim Registrar of News Paper for India unter der Nr. DELENG / 2004 / 13485 registriert.

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Herausgeber:Baljit Kapoor

Redaktioneller Berater:Lydia Powell

Editor:Akhilesh Sati

Inhaltsentwicklung:Vinod Kumar

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