Yemen es un país de Oriente Medio que no pertenece a la OPEP.
Yemen es un país no perteneciente a la OPEP en el Medio Oriente. Limita con Arabia Saudita y Omán al noreste, con el Mar Rojo y el Golfo de Adén en el Océano Índico al suroeste, y frente a Somalia en África al otro lado del mar. Yemen es el país más pobre de Oriente Medio, con un PIB de aproximadamente 35.645 millones de dólares en 2012. Aunque los recursos de petróleo y gas son relativamente escasos, el petróleo es la industria pilar de Yemen. El 25% del producto interno bruto de Yemen proviene del petróleo, el 75% de los ingresos fiscales del país y el 90% de las exportaciones totales dependen de las ventas de petróleo crudo. Según BP World Energy Statistics, a finales de 2012 a Yemen le quedaban 3.000 millones de barriles de petróleo crudo y 16,9 billones de pies cúbicos de gas natural. Desde que la producción diaria de petróleo crudo de Yemen alcanzó un máximo de 465.000 barriles en 2002, ha ido disminuyendo a una tasa anual promedio del 5,3%. 2065,438 02 la producción diaria disminuyó a 265,438 07,000 barriles, 65,438 065,438 0, y la producción de petróleo crudo disminuyó en casi un 60. Wood Mackenzie Wood Mackenzie predice que la producción de petróleo crudo de Yemen disminuirá a una tasa anual promedio del 6,3% desde 2065438 hasta 2022.
La rápida disminución de la producción de petróleo crudo de Yemen ha atraído gran atención por parte del gobierno. Desde 2006, el gobierno ha iniciado reformas económicas diversificadas y el desarrollo vigoroso del gas natural es una de muchas medidas. En junio de 2009, Yemen exportó gas natural licuado por primera vez. En los últimos años, Yemen ha fortalecido la cooperación con la comunidad internacional y promovido reformas políticas y económicas, pero ¿comenzó a principios de 2011? ¿Primavera Árabe? El PIB de Yemen cayó en 65.438 millones ese año. Aunque se recuperó algo en 2065, 438 02, todavía no logró volver al nivel anterior a 2065, 438 065, 438 0.
En primer lugar, la comercialización del gas natural yemení
El gas natural de Yemen proviene principalmente del gas asociado del yacimiento petrolífero de Marib-Jawf, y la producción de gas asociado se inició en el principios de los años 1990. Sin embargo, del 98% del gas natural producido en Yemen que se reinyectó (ver figura) para mejorar la recuperación de petróleo antes de que el único proyecto yemení de GNL del país entrara en funcionamiento en 2009, sólo una fracción (alrededor de 30 millones de pies cúbicos por día) se consumía localmente. .
1. Proyecto GNL en Yemen: Iniciar la venta de gas natural en Yemen. En los primeros años, el gas asociado producido en los campos Alif y Asaad Al Kamil se descargaba debido a su bajo valor; a principios de los años 1990, se instalaron equipos de procesamiento de gas natural en el campo Alif y se separaron 630 millones de pies cúbicos por día de gas asociado; fue reinyectado. Con la puesta en marcha del proyecto Yemen LNG en 2009, Yemen comenzó oficialmente a vender GNL. El volumen de ventas ese año fue de sólo 28 mil millones de pies cúbicos, pero aumentó a 340 mil millones de pies cúbicos en 2011. El proyecto Yemen LNG se estableció en 2005 y está ubicado en Bail Khouf, en la costa sur de Yemen. Se trata de un proyecto integrado de upstream, gasoducto y planta de GNL. La inversión total es de 4.500 millones de dólares, lo que la convierte en la mayor inversión individual en Yemen. Sus dos líneas de producción de GNL tienen una capacidad de producción anual de 3,35 millones de toneladas. La fuente de gas proviene del campo petrolero Marib-Jawf en el Bloque 18, que suministra gas al proyecto a través de un oleoducto de 320 kilómetros de largo y 38 pulgadas de diámetro. Total tiene una participación del 50,6 en el proyecto Yemen LNG, y otras acciones están en manos de Hunter Petroleum (22), SK Energy de Corea del Sur (12,2), Korea Gas Group (7,7) y Hyundai Group (7,5). En 2005, Yemen LNG firmó un contrato de suministro de gas de 20 años con Korea Gas Group, el grupo francés GDF Suez y Total. El volumen de suministro de gas contratado es de aproximadamente 165.438 millones de pies cúbicos por día, principalmente vendidos a América del Norte y la región de Asia-Pacífico. Además, las obligaciones de ventas internas de GNL de Yemen son de 654,38 mil millones de pies cúbicos por día.
En 2012, el proyecto Yemen LNG renegoció con Suez Group y Total para determinar un nuevo precio del GNL, que se incrementó de los 3,24 dólares estadounidenses/millón de unidades térmicas británicas originales a 7,24 dólares/millón de unidades térmicas británicas. , al tiempo que brinda a los vendedores una mayor flexibilidad para vender en mercados fuera de los EE. UU.
En 2008, Total firmó un acuerdo de venta de gas natural por 65.438,05 años con China National Offshore Oil Corporation. Según el acuerdo, Total venderá 654,38 millones de toneladas de GNL por año a China National Offshore Oil Corporation. En 2010, el Grupo Suez firmó un acuerdo con China National Offshore Oil Corporation para vender 2,6 millones de toneladas de gas natural licuado a China National Offshore Oil Corporation por año entre 2013 y 2017. Desde su puesta en funcionamiento, las principales direcciones de ventas del proyecto Yemen LNG han sido Estados Unidos, México, Corea del Sur, Reino Unido, China, India y Turquía. En comparación con el gas natural licuado en Medio Oriente, especialmente en Qatar, el mecanismo flexible de venta de productos de Yemen puede maximizar las ganancias.
2. Los proyectos de generación de energía a gas natural avanzan lentamente. Además de convertir el gas natural en GNL para exportar, las autoridades yemeníes también planean utilizar gas natural para generar electricidad para satisfacer las necesidades eléctricas nacionales. El consumo interno anual de electricidad de Yemen es de aproximadamente 420.000 kilovatios hora, mientras que el consumo de electricidad per cápita es de sólo 178 kilovatios hora. Sólo el 42% de las personas están conectadas a la red. Por un lado, la generación de energía es insuficiente y, por otro, existe una red eléctrica antigua con pérdidas de hasta el 30%, por lo que algunas grandes ciudades sufren cortes de energía durante 8 horas al día. La escasez de electricidad ha afectado en gran medida el desarrollo económico del país. Al mismo tiempo, una población joven y en crecimiento mantendrá creciente la demanda de electricidad del país. La generación de energía nacional en Yemen utiliza principalmente diésel y fueloil pesado como combustible, lo que no sólo contamina el medio ambiente sino que también es caro. Para mantener los costos de generación de energía, el gobierno subsidia 1.500 millones de dólares al año. Aunque los subsidios han disminuido en un 40% en los últimos años, el Banco Mundial todavía estima que los subsidios a la generación de energía oscilan entre 800 y 2.700 millones de dólares aproximadamente. El gobierno también alquila pequeños equipos de generación de energía a empresas de servicios públicos internacionales para abordar una pequeña parte de la escasez de energía. La generación de energía con gas natural es barata y limpia, al tiempo que reduce el consumo interno de petróleo crudo. El Ministerio de Electricidad de Yemen espera aumentar la capacidad de generación de energía en 110 MW/año en 2018. Para lograr este objetivo, las centrales eléctricas a gas requieren un suministro estable de gas de 250 millones de pies cúbicos por día, así como una importante inversión en infraestructura. En la actualidad, se han puesto en funcionamiento o se están planificando algunos equipos de generación de energía a base de gas natural en el Yemen. Sin embargo, debido a la imposibilidad de implementar el contrato de gas natural, el retraso en la aprobación del gobierno y la agitación política regional, el progreso del proyecto ha sido lento.
3. La situación política afecta el proceso de comercialización del gas natural. ¿Primavera Árabe? La inestabilidad política, el malestar social y las frecuentes actividades terroristas de Yemen son factores clave que afectan la operación comercial de gas natural en Yemen. Marib-Shabawa, la fuente del proyecto de GNL de Yemen, ha estado en crisis desde 2011. En los primeros cinco meses de 2012, los gasoductos de GNL de Yemen fueron atacados y dañados repetidamente, lo que provocó interrupciones de las instalaciones en marzo y mayo. En 2013, Yemen reforzó la protección de oleoductos y otras instalaciones. Sólo en junio, los militares impidieron con éxito dos ataques de sabotaje a oleoductos. Desde la explotación comercial de los recursos de gas natural del Yemen en 2009, las ventas de gas natural han aumentado rápidamente, lo que ha aliviado en cierta medida el impacto de la disminución de la producción de petróleo crudo. El gobierno yemení espera lograr la utilización y comercialización del gas natural nacional a través del GNL y la generación de energía con gas natural. Sin embargo, debido a la situación política, el proceso de comercialización del gas natural ha retrocedido hasta cierto punto después de 2011.
2. Análisis de los contratos de desarrollo de gas natural upstream de Yemen
Todos los contratos de gas natural en Yemen son contratos de reparto de productos (PSC), pero este contrato se celebra para la exploración y el desarrollo de petróleo crudo. negocio, no implica derechos de desarrollo comercial de gas natural. Después de 2006, para desarrollar una economía diversificada y aumentar el ingreso nacional, el gobierno yemení adoptó una serie de medidas de reforma del gas natural, pero fue difícil encontrar un equilibrio entre estimular la exploración y garantizar los intereses del gobierno. En 2009, el parlamento yemení tardó casi un año en completar la aprobación del último PSC. La principal disputa fue sobre las condiciones del gas natural. No fue hasta junio de 2012 que el Ministerio de Petróleo y Recursos Minerales de Yemen envió una carta a todos los operadores de bloques, informándoles formalmente que iniciaran negociaciones sobre un acuerdo suplementario sobre los términos del PSC para el gas natural de los bloques existentes, y alentando a las empresas de petróleo y gas. empresas para explorar, desarrollar y utilizar recursos de gas natural.
1. Contenido de las cláusulas de gas natural Las cláusulas de gas natural en esta negociación son solo una revisión del contrato PSC original y son un complemento de las cláusulas de exploración, desarrollo y utilización de gas natural. El marco básico permanece sin cambios en el modelo de intercambio de productos de petróleo crudo, como se detalla a continuación.
1) Regalías del área minera: Las regalías del área minera de gas natural son generalmente del 10 al 15% de la producción total. Se pueden pagar en especie o moneda, y los detalles se pueden determinar mediante negociación.
2) Recuperación de costos: el límite superior de recuperación de costos en los bloques de desarrollo de gas natural es el 50% de los ingresos totales después de deducir las regalías del área minera. Los costos recuperables se incurren durante las operaciones de petróleo y gas en el área acordada. y pagado por el contratista, 65.438.000 de los gastos operativos corrientes se pueden recuperar en el período actual, la proporción de gastos de exploración y gastos de desarrollo que se permite recuperar en el período actual es 50, y el resto se puede recuperar en. años siguientes.
3) Proporción de participación del gas en las ganancias: después de recuperar los costos, los ingresos restantes del gas natural se pueden distribuir entre el Ministerio de Petróleo y Recursos Minerales de Yemen y el contratista. La proporción específica de distribución del gas en las ganancias se puede determinar a través de. consulta con el gobierno. Actualmente existen dos formas de distribución de beneficios. Una es cobrar según diferentes ratios móviles de los pasos de producción diarios. A medida que aumenta la producción diaria promedio de gas natural, el gas fraccionado disponible para los contratistas disminuye gradualmente (ver tabla). ¿El otro se basa en? ¿factor? Para la participación móvil, el factor r es la relación entre los ingresos por ventas acumulados y el costo de inversión acumulado. La relación de participación específica se muestra en la tabla. Si se trata de un proyecto independiente de desarrollo de gas natural, también deberán pagarse otros impuestos y tarifas, incluido un impuesto fijo del contratista equivalente a los costos reales de exploración (gastos incurridos y pagados durante la fase de exploración) 3, una tarifa de firma de 2 dólares estadounidenses millones al firmar el contrato, aproximadamente 40 por año Diez mil dólares estadounidenses en honorarios de capacitación, honorarios de caridad y honorarios de desarrollo social.