Nehmen Oder Bezahlen Gas Naturale Forex

Vielleicht ist die häufigste Art von Off-Take-Vertrag in einem großen Maßstab Energie-Projekt ist die Take-or-Pay-Vertrag. Ein ordnungsgemäß konstruierter Take-or-Pay-Vertrag gewährt dem Verkäufer einen gesicherten Einnahmenstrom, der eine angemessene Rendite für die erheblichen Projektkapitalinvestitionen und Risiken, denen er ausgesetzt ist, gewährleistet. Darüber hinaus ist es eine Form des Vertrages, die in der Regel von Kreditgebern verstanden wird, und es ist oft das wichtigste Mittel für einen Verkäufer, um die erhebliche externe Schuldenfinanzierung auf begrenzte Rückgriff Begriffe, die Energie-Projekte in der Regel erfordern zu sichern. Typischerweise beschäftigt sich ein Verkäufer mit zwei grundlegenden Risiken: Marktnachfragerisiko und Preisrisiko. Ein Take-or-Pay-Vertrag legt das Risiko fest, die Marktbedingungen auf den Käufer zu verschlechtern, indem er verlangt, dass er immer für die Zahlung für eine Mindestkaufverpflichtung verantwortlich ist (manchmal auch als Volumenrisikoveränderung bezeichnet), so dass der Verkäufer nur den Marktpreis verlässt Risiken, die in manchen Fällen abgesichert werden können. Angesichts einer so wichtigen Bedeutung würden die meisten Leser überrascht sein, zu sehen, wie oft ein so genannter Take-or-Pay-Vertrag nicht als solcher geschrieben wird, wobei das kommerzielle Ergebnis weit weniger wünschenswert ist als der Verkäufer und seine Kreditgeber beabsichtigt. Dieser Fehler ist nicht auf unerfahrene Verhandlungsführer und deren Rat beschränkt. In einem kürzlich veröffentlichten Infrastrukturprojekt mit einer Kapitalkosten von mehr als 1 Milliarde US-Dollar waren die Parteien überrascht, in der Entwicklungszeitlinie ziemlich spät zu entdecken, dass der so genannte Take-or-Pay-Vertrag nicht wirklich so war, obwohl er als solcher in der Sponsert Projektinformation Memorandum und wurde von Projekt-Kreditgebern und eine sehr renommierte Projektfinanzierung Anwaltskanzlei unterzeichnet worden. In einem anderen Beispiel gelang es einem Käufer unter einem langfristigen Gasvertragsvereinbarung, seine Kauf - oder Lohnverpflichtung durch eine sinkende Marktnachfrage zu reduzieren, wobei der Vertrag im Rahmen des Nomenklatur - . Verwenden Sie einfach die Phrase nehmen oder zahlen in einer Vereinbarung nicht unbedingt so machen. Eine Take-or-Pay-Klausel ist im Wesentlichen eine Vereinbarung, bei der der Käufer verpflichtet ist, entweder: (1) den Vertragspreis für eine Mindestvertragsmenge jedes Jahr (die TOP-Menge) zu nehmen und zu bezahlen und (2) die anwendbaren zu zahlen Vertragspreis für diese TOP-Menge, wenn es nicht während des anwendbaren Jahres genommen wird. Als solche wird die Käuferverpflichtung oft als in der Alternative beschrieben - es kann in einer der beiden beschriebenen Weisen erfüllt werden. Am häufigsten werden die Bezahlungsverpflichtungen auf Jahres - oder Vertragsjahrbasis festgelegt, und wir werden in diesem Artikel eine jährliche Grundlage übernehmen, aber die Grundsätze des Take-or-pay können über vierteljährliche und monatliche Zeit über verschiedene Zeiträume gelten Take-or-pay Verpflichtungen gesehen werden. Wenn sie über kürzere Zeiträume ausgedrückt wird, wird diese Art von Take-or-Pay-Klausel auch gemeinhin als Mindestabnahme oder als Mindestrechnungsverpflichtung bezeichnet. Wichtig ist, dass der Take-or-Pay-Käufer nicht in Verletzung oder Verzug des Vertrages verstößt, wenn er die Auftragsbestätigung nicht im nächsten Jahr erläutern oder übernehmen wird. Oft hat ein Käufer das Recht, null Lieferungen in einem Jahr zu nominieren, und dies wäre kein Bruch oder Verzug. Stattdessen wird der Unterschied zwischen der tatsächlich von dem Käufer in diesem Jahr getätigten Menge und der entsprechenden TOP-Menge die Grundlage für eine Mangelmenge bilden, für die der Käufer verpflichtet ist, am Ende des Jahres eine Abnahme oder Zahlung an den Verkäufer zu leisten dieses Jahr. Ein weiteres Schlüsselelement einer Take-or-Pay-Klausel ist, dass die TOP-Menge nicht fixiert ist, sondern angepasst wird, um Ereignisse widerzuspiegeln, die während des Jahres passieren. Typischerweise wird die TOP-Menge um Mengen verringert, die: (a) der Verkäufer nicht zur Lieferung zur Verfügung gestellt wurde (b) wurden abgelehnt, da sie nicht den Qualitätsanforderungen genügten und (c) der Käufer nicht infolge höherer Gewalt annehmen konnte. Diese Standardabzüge spiegeln die Grundprinzipien wider, die ein Käufer nicht für eine Ware zahlen muss, die nicht zur Verfügung gestellt werden konnte. Die Verpflichtungserklärung gilt nur für Waren, die die geforderten Spezifikationen erfüllen (oder die der Käufer akzeptiert, obwohl er nicht angegeben ist ) Und diese höhere Gewalt sollte dazu beitragen, eine Partei der von der höheren Gewalt betroffenen Verpflichtungen vollständig zu entlasten. Viele LNG - und Gasverkaufsverträge bieten dem Käufer ein Recht, in späteren Jahren (in einigen Fällen auch während eines kurzen Zeitraums nach Ablauf der Vertragslaufzeit) eine Make-up-Menge zu erhalten, die der Menge entspricht, für die ein Take-or - Bezahlung wurde geleistet. In der Regel kann dieses Make-up nur getroffen werden, nachdem der Käufer hat zuerst die TOP-Menge für dieses Jahr, die die Verkäufer versichert jährlichen Einnahme-Stream bewahrt. Auch gibt es oft Einschränkungen über den Zeitraum, in dem die Käufer Recht auf Make-up zu nehmen gibt. Make-up ist manchmal fehlt in anderen Arten von Rohstoff-Take-or-Pay-Verträge. Oft, wenn eine Take-or-Pay-Zahlung fällig ist, wird es erheblich sein und der Käufer wird es streiten, in der Regel mit der Argumentation, dass es eine nicht durchsetzbare Strafe ist oder dass seine zugrunde liegende Ursache ein höheres Gewaltereignis war und daher die TOP-Menge reduziert wurde (oder beide). Die Tatsache, dass eine Take-or-Pay-Zahlung nicht aufgrund einer Vertragsverletzung oder eines Verzugs fällig ist (vielmehr fließt es von der Käufer, die gültige Wahl zu wählen, um nicht die TOP-Menge zu nehmen) ist einer der Hauptgründe, warum die meisten englischen und US-amerikanischen Gerichte haben Take-or-Pay-Klauseln gefunden, um vollstreckbar zu sein, wenn ein Käufer die Klausel als eine nicht durchsetzbare Strafe in Frage stellt. Unter diesen Fällen sind die Gerichte in der Regel schnell darauf hinweisen, dass, wo es keine Verletzung gibt es keine Strafe. Einige Gerichte sehen eine Take-or-Pay-Klausel als ähnlich einer Kapazitäts - oder Reservierungszahlung an, bei der die Zahlung als Gegenleistung für die Verkäufer vergeben wird, die bereit ist, durchzuführen, indem sie die vereinbarte Menge an Ware dem Käufer zur Verfügung stellt , Anstatt eine Zahlung für die Lieferung der tatsächlichen Ware. Andere Gerichte charakterisieren oft eine Abnahme oder Bezahlung als Vorauszahlung für Waren, insbesondere wenn ein Make-up-Recht vorliegt, aber wir stellen fest, dass es in der Regel keine Eigentumsübertragung auf die Ware gibt, bis sie nachträglich ausgeliefert wird. Interessanterweise haben weder englische noch US-Gerichte den Standpunkt vertreten, dass die Anwesenheit eines Make-up-Rechts eine Voraussetzung für eine vollstreckbare Take-or-Pay-Klausel ist. In einigen US-Fällen haben die Gerichte festgestellt, dass, wenn ein Recht auf Make-up existiert, aber der Käufer nicht in der Lage ist, solche Make-up-Mengen in der Zukunft zu nehmen, wird der Käufer nicht von seiner Verpflichtung zur vollständigen Durchführung des Vertrages entschuldigt. Das heißt, die meisten erfahrenen Energie-Anwälte und Kommentatoren sind sich einig, dass die Existenz eines vernünftigen Handwerks-Make-up-Recht macht es viel schwieriger für einen Käufer, um später eine Verteidigung behaupten, dass die Klausel eine nicht durchsetzbare Strafe. Die Einbeziehung von belastenden Bedingungen oder Barrieren für die Käufer, die Make-up-Mengen erhalten können, wie etwa übermäßig restriktive Zeiträume oder Kündigungsanforderungen, können natürlich gegen die Verwendung von Make-up-Rechten als Verteidigung verkürzen. Auch wenn eine Take-or-Pay-Klausel irgendwie als Strafe angesehen werden kann (was sowohl englische als auch US-Gerichte noch in einigen Einstellungen möglich sind), ist eine solche Feststellung nicht eine Verteidigung der Käuferverpflichtung aus dem Vertrag, Aber es beeinflusst stattdessen die Art und die Maßnahme der Schäden, die dem Verkäufer im Falle der Käufer nicht-Leistung zur Verfügung stehen. Weil ein Take-or-Pay-Käufer jederzeit frei ist, die TOP-Menge in keinem Jahr zu wählen (in vielen Verträgen hat der Käufer sogar das Recht, die Lieferung zu planen und dann die Annahme zu verweigern, wenn er angeboten wird, ohne zu verletzen Oder Verzug einer Leistungsverpflichtung - solange der Käufer die entsprechende Abnahme oder Bezahlung am Jahresende zahlt - muss ein sorgfältiger Verkäufer verstehen, dass in einem Worst-Case-Szenario eine Take-or-Pay-Klausel verursachen kann Es ist bis zu einem vollen Jahr zu gehen, ohne irgendwelche Lieferungen an zu leisten oder irgendwelche Zahlungen vom Käufer zu erhalten. Als solches sollte der Verkäufer sicherstellen, dass es mindestens eine ausreichende Zahlungssicherheit des Käufers zur Deckung einer vollständigen Entgelt - oder Lohn - Es ist auch wichtig, darauf achten zu müssen, dass der Verkäufer in den meisten Fällen nicht in der Lage ist, angemessene Zusicherungen in Anspruch zu nehmen, wenn es sich um Übernahme - oder Zahlungsverträge handelt, die nach dem US-Recht geregelt sind und auf die Artikel 2 des Einheitlichen Handelsgesetzbuchs (UCC) zutrifft Rechte, um zusätzliche Käufersicherheit in einer Take-or-Pay-Einstellung zu verlangen, da diese UCC-Rechte auf den Verkäufern angemessene Gründe für Unsicherheit vorliegen, die typischerweise dort auftreten, wo eine tatsächliche oder unmittelbare Verletzung oder Verzug durch den Käufer vorliegt. Auswirkungen von höherer Gewalt auf eine Take-or-Pay-Verpflichtung In jeder Take-or-Pay-Klausel ist eine sorgfältige Strukturierung erforderlich, um die Möglichkeit zu vermeiden, dass ein Käufer verpflichtet ist, für eine Ware zu zahlen, die er nicht fällig hat Zu einem Fall höherer Gewalt, das die Leistung entweder durch den Verkäufer oder den Käufer verhindert hat. Da die Käuferverpflichtungen im Rahmen einer Take-or-Pay-Klausel hilfsweise abgewickelt werden, kann das Auftreten höherer Gewalt die Käufer entschuldigen, dass sie die TOP-Menge nicht in Anspruch nehmen, aber entschuldigt sie den Käufer von der Zahlung des Verkäufers für diese Menge, die nicht genommen wird Solange die Zahlung geleistet werden kann, wird der Verkäufer argumentieren, dass der Käufer seine Vertragspflichten vollständig durchführen kann, indem er die Zahlung des anwendbaren Take-or-Pay-Mangelbetrags zum Jahresende bezahlt. Wie oben erörtert, ist eine höhere Gewalt, die den Käufer daran hindert, die Ware zu nehmen, eine der gemeinsamen Abzüge der TOP-Menge, so dass jegliche Take-or-Pay-Verpflichtung, die diese bestimmte Menge abdeckt, beseitigt wird. Während dies in LNG und einigen Gas-Verkaufsverträgen (die dazu neigen, mehr fulsome und ausgearbeitete Take-or-Pay-Bestimmungen haben), ist es überraschend fehlt in vielen Take-or-Pay-Verträge mit Macht, Wasser und anderen Rohstoffen. Fehlende spezifische Behandlung, wie höhere Gewalt die Käufer-Take-or-Pay-Verpflichtung betrifft, können sowohl Verkäufer als auch Käufer die Wirksamkeit der vertraglichen Streitbeilegungsklausel prüfen, wenn ein Ereignis höherer Gewalt auftritt und die Parteien unterschiedliche Ansichten darüber haben, ob die Zahlung bleibt fällig. Verkäufer Verpflichtungen in Bezug auf die Lieferung in einem Take-or-Pay-Vertrag Ein weiterer Bereich der umfangreichen Debatte bei der Verhandlung eines Take-or-Pay-Vertrag, ob der Verkäufer verpflichtet ist, tatsächlich liefern die Ware, oder ob der Verkäufer ist nur verpflichtet, diese Menge zu machen Zur Auslieferung an den Käufer am vereinbarten Lieferort. Als rein rechtliche Angelegenheit verlangt die Fertigstellung der Lieferung im Wesentlichen sowohl die Angebotsabgabe durch den Verkäufer als auch den Eingang und die Abnahme durch den Käufer. Zum Beispiel kann ein Verkäufer kein Gas in ein Pipeline-System liefern, wenn der Käufer diese Menge nicht für den Transport mit dem Pipeline-Betreiber nominiert hat und der Verkäufer kein Gas aus einem Pipeline-System liefern kann, wenn unmittelbar hinter dem Lieferpunkt der Käufer ein Ventil schließt . Ebenso kann ein Verkäufer LNG oder flüssigen Treibstoff nicht an die Käufer liefern Terminal liefern, wenn der Käufer nicht zulassen, dass das Schiff anlegen und an die Entladeanlagen anschließen. In allen vorgenannten Fällen ist der Verkäufer in der Lage (und wünscht), das Gas zur Auslieferung zu tätigen oder zur Verfügung zu stellen, aber die Lieferung wurde durch eine Handlung oder Unterlassung des Käufers verhindert. Wie oben dargelegt, ist ein gemeinsamer Abzug auf die TOP-Menge Ware, die der Verkäufer nicht liefern konnte. Bei der Ausarbeitung einer Take-or-Pay-Klausel muss sorgfältig geprüft werden, um sicherzustellen, dass der Käufer die Lieferung der Ware nicht verhindern kann und dann behauptet, dass dies ein Abzug der TOP-Menge sein sollte. Um diese Frage in einem Take-or-Pay-Vertrag zu beheben, ist die bessere Rechts - und Ausrichtungspraxis für einen Verkäufer dafür zu sorgen, dass seine Verpflichtung erfüllt ist, wenn sie die vereinbarte Liefermenge an den Käufer abgibt oder zur Verfügung stellt Dass der Verkäufer die Ware an den Käufer liefern muss. Es gibt eine Reihe von englischen Fällen, die die Ausschreibung für die Lieferung mit der tatsächlichen Lieferung gleichzusetzen scheinen, aber diese Fälle entstanden nicht in der einzigartigen Take-or-Pay-Vertragssituation, in der die Käuferverpflichtungen hilfsweise sind, und diese Fälle sind somit unterscheidbar Aus solchen Gründen. Solche Fälle stehen auch im Widerspruch zu der wohl besser begründeten UCC-Praxis, die festlegt, dass die Verpflichtung des Verkäufers vollständig durchgeführt wird, wenn sie die angegebene Menge und die Qualität der Ware zur Lieferung an den Käufer an der vereinbarten Lieferungsstelle abgibt. Ein signifikanter risikobereich bei take-or-pay-verträgen entsteht zu Beginn der verträge. Wenn der Käufer bei der Inbetriebnahme der Anlagen, die er benötigt, um die Ware zu erhalten und zu veräußern, verzögert wird, wird der Verkäufer immer noch erwarten, dass die Take-or-pay-Verpflichtung, am vertraglichen ersten Liefertermin zu beginnen: die Lieferungen dürfen nicht beginnen, Die Verpflichtungspflicht beginnt. Allerdings muss der Verkäufer in der Lage sein zu beweisen, dass, ungeachtet der Käufer Verzögerung, der Verkäufer zur Verfügung steht, um die Ware zur Lieferung zur Verfügung zu stellen. Andernfalls, wenn der Käufer zeigen kann, dass der Verkäufer die Lieferung nicht abschließen kann, kann er in der Lage sein zu argumentieren, dass die TOP-Menge reduziert wird, wodurch die Take-or-Pay-Abgrenzung beseitigt wird. Wenn Sie mit dieser Frage konfrontiert sind, muss der Verkäufer immer noch alles tun, um seine Fähigkeit zu zeigen, die Ware zu liefern. In der Praxis bedeutet dies, dass die Verkäufer die Brunnen vervollständigen und die Produktionsanlagen komplett beherrschen, obwohl es klar war, dass ihr Käufer mehrere Monate oder Jahre später bei der Inbetriebnahme der Käuferanlagen sein würde. Im Gegensatz zu Take-and-Pay-Verträgen Im Gegensatz zu Take-or-Pay, verpflichtet ein Take-and-Pay-Vertrag den Käufer, den Vertragspreis für eine Mindestmenge an Ware jedes Jahr zu nehmen und zu bezahlen. Diese Art von Vertrag wird oft allgemein als ein fester Off-Take-Vertrag beschrieben. Wenn der Käufer die Mindestvertragsmenge nicht in irgendeiner Zeit einnimmt, wird er bei jedem Ausfall in Verletzung oder Verzug des Vertrages verstoßen, und er haftet dem Verkäufer für Schäden bei Eintritt einer solchen Verletzung oder Verzug. Der Käufer hat nicht das Recht zu verweigern, die vereinbarte Menge zu nehmen und dann eine Jahresend-Take-or-Pay-Zahlung zu machen, und ebenso ist der Käufer nicht berechtigt, das Make-up zu einem späteren Zeitpunkt für jede Menge zu erhalten, die es hat Hat nicht genommen Die dem Verkäufer zur Verfügung stehenden Schäden, wenn der Käufer die Ware nicht erteilt hat, können in der Natur von unbestimmten allgemeinen Schäden liegen, oder sie können aus vereinbarten Schadensersatzansprüchen bestehen, aber in den meisten Fällen sind sie nicht der volle Vertragspreis für das Erlöschen Anzahl. Bei der Wiederherstellung aller allgemeinen Schäden ist der Verkäufer oft verpflichtet, Maßnahmen zu ergreifen, um seine Verluste zu mindern, die einen Verkäufer verlangen können, die Ware, die nicht vom Käufer übernommen wird, wiederzuverkaufen und den Wiederverkaufsabzug gegen den Verkäufer Schadensanspruch zu erheben. In einem Take-or-Pay-Vertrag ist der Verkäufer unter keinen solchen Abschwächungs - oder Wiederverkaufsverpflichtungen, und wenn es ihm gelingt, die vom Käufer nicht gelieferte Menge weiterzuverkaufen, ist der Verkäufer berechtigt, den vollen Verkaufserlös des Verkaufs zu behalten und es ist Nicht verpflichtet, dem Käufer für solche Erlöse Rechnung zu tragen. Die wesentliche Unterscheidungsmerkmal in einem Take-and-Pay-Vertrag ist, dass jeder Versäumnis des Käufers, die Mindestvertragsmenge zu nehmen, eine gesonderte Vertragsverletzung ist, für die der Verkäufer einen entsprechenden Schadensersatzanspruch geltend machen muss und wenn der Käufer den Verkäufern aktiv widersteht Behaupten, dass es eine lange Zeitspanne sein kann, bevor der Verkäufer seine Schäden zurückerhalten kann. Sofern der Vertrag keine versicherte Schadensersatzklausel enthält, die diese Art von Verletzung abdeckt, wird der Verkäufer unter anderem eine Erstattung für einen solchen Verstoß verlangen, um unter anderem den Nachweis seines tatsächlichen Verlustes sowie Nachweise über seine Bemühungen zur Abschwächung des Schadens zu erbringen. All dies erfordert in der Regel erhebliche Zeit zu verfolgen. Dies bedeutet, dass der Take-and-Pay-Verkäufer trotz eines klaren und durchsetzbaren Vertragsabschlusses feststellen kann, dass er noch keinen zuverlässigen Strom von Cash Flows vom Käufer hat und seine Fähigkeit, die laufenden Betriebskosten zu erfüllen und den Schuldendienst zu bezahlen Hängt von seiner Fähigkeit ab, die vom Käufer nicht getätigten Mengen schnell und erfolgreich weiterzuverkaufen. Wenn der Vertrag auch eine typische Ausschlussklausel enthält, in der eine Partei keine Schadensersatzansprüche für entgangene Gewinne oder verlorene Geschäftsmöglichkeiten erheben kann, kann sich der Verkäufer auch ohne wirksame Abhilfe für die Käuferverletzung finden. Glücklicherweise kann der Verkäufer bei den von US-amerikanischen Gesetzen geregelten und nach dem Artikel 2 des Einheitlichen Handelsgesetzbuchs (UCC) geltend gemachten Einnahme - und Bezahlverträgen auch bei der Verletzung oder dem Verzug des Käufers von seinen angemessenen Zusicherungsrechten Gebrauch machen . In diesem Fall kann der Verkäufer berechtigt sein, die weitere Erfüllung des Vertrages auszusetzen, bis er entsprechende Zusicherungen vom Käufer erhalten hat. Kontrahiert mit Anforderungsverträgen Im Gegensatz zum Take-or-Pay hat ein Bedarfsvertrag keine Mindestvertragsmenge. Stattdessen verpflichtet ein Bedarfsvertrag den Käufer, alle seine Forderung nach einer Ware vom Verkäufer zu nehmen. In der Tat nimmt der Verkäufer das Marktrisiko des Käufers, wenn auch typischerweise für einen höheren Rohstoffpreis, um das erhöhte Risiko zu reflektieren. Während aus einer Käuferperspektive diese Art von Vertrag in einem unsicheren Markt sehr günstig wäre (keine Überverpflichtung, Waren zu kaufen, die nicht erforderlich sind), ist diese Art von Vertrag relativ ungewöhnlich in umfangreichen Infrastrukturprojekten, da ohne die gesicherten Einnahmen Stream von einer TOP-Menge ist es für den Verkäufer schwierig, die Fremdfinanzierung zu erhöhen. Präzise definieren, was ist die Nachfrage des Käufers (z. B. welche Einrichtungen welche Fläche, welche Zeitspanne maximale Nachfrage Ebenen) kann etwas komplex in einer Anforderungen Vertrag Einstellung. Darüber hinaus, wenn der Käufer seine Verpflichtung verletzt, nur seine Warenanforderungen von dem Verkäufer zu nehmen, dann ist der Verkäufer Verlust der Gewinn, den es von dem Käufer auf der Ware verdient hätte, die er sonst verkauft hätte (reduziert durch irgendwelche Warenwiederholungserlöse erhalten Durch den Verkäufer aus irgendeinem Abschwächungsverkauf), und als solche sind die dem Verkäufer zur Verfügung stehenden Schäden und die Verpflichtung des Verkäufers, diesen Schaden zu mindern, ähnlich denen, die für einen Verstoß gegen eine Verpflichtungsverpflichtung gelten. Während Take-or-pay ist nicht der einzige Weg, um Lieferverpflichtungen in langfristigen Rohstoffverkäufen zu verwalten, bleibt es die häufigste Form. Doch trotz der in der Praxis üblichen, ist die Take-or-Pay-Klausel noch oft schlecht entworfen. Vertragsparteien, die Mitnahme - oder Lohnkontrakte einbeziehen, die Energiegüter betreffen, sollten sich der wesentlichen Merkmale und Einschränkungen der Grundverpflichtungsverpflichtung bewusst sein und vorsichtig sein, die wichtigen Unterschiede zwischen einer Verpflichtungserklärung und / Eine Verpflichtungserklärung oder eine Verpflichtungspflicht. Während eine ordnungsgemäß ausgearbeitete Take-or-Pay-Klausel den Verkäufern und Kreditgebern einen erheblichen Komfort verleihen kann, dass es über die Laufzeit der Vertragslaufzeit hinreichende Einnahmen gibt, muss auch darauf geachtet werden, dass die potenzielle Klumpen dieser Zahlungen in einem schlechtesten, Fall-Szenario, sowie die Auswirkungen der Käufer Flexibilität Rechte auf die Verkäufer Zahlung Sicherheit braucht. Schließlich müssen Verkäufer und Käufer auch die Aufmerksamkeit auf die Abwicklung höherer Gewalt in einer Take-or-Pay-Einstellung achten und den Anbietern genaue Verpflichtungen in Bezug auf ihre grundsätzliche Vertragspflichtenverpflichtung berücksichtigen. Wie wir in letzter Zeit allzu oft gesehen haben, wurden diese Probleme in manchen Einstellungen verpasst oder einfach in die Eile gegossen, um einen Deal abzuschließen, und die Konsequenzen einiger dieser Fehler in einer langfristigen Vertragsgestaltung sind seit vielen Jahren zu spüren Zu kommen. LNG notizie del gas naturale Feb 03 - Saisonale Gas-Handel zieht NBP, TTF Liquidität unten in Jan17 (ICIS) - Das Volumen des Gases, das an der niederländischen TTF gehandelt wird, und britische NBP-Hubs sanken Jahr für Jahr im Januar, entsprechend über-der (OTC) und Austausch von Handelsdaten, die von ICIS zusammengestellt wurden. Insgesamt wurden 1.727 TWh an der TTF ausgetragen, davon 73 OTC, was einem Rückgang im Vergleich zum Januar 2016 entspricht. Bei der NBP wurden 1.392 TWh gehandelt, 42 OTC, die um 29 Jahre im Vorjahr sank. - Rückläufiges Interesse an der Vorderseite zwei Jahreszeiten war der Schlüsselantrieb hinter dem Abwärtstrend an beiden Hubs, mit weniger Handel auf der fernen Kurve jenseits dieser Verträge auch Factoring in. Die niedrigere Kurve Volumen war wahrscheinlich aufgrund von besonders starken Handel zu Beginn des Jahres 2016, Wenn die Verlader die Gaspositionen im Lichte der Ölrsquos auf die Jahrzehnt-niedrigen Preise setzten. - Der Handel der vorderen zwei Jahreszeiten an der TTF Anfang 2017 kann auch unter einer engen Vorwärts-Sommerwinterpreisspreizung leiden, wobei einige Gegenparteien wahrscheinlich auf eine bessere Gelegenheit warten, um Speicherkapazität für den bevorstehenden 201718 Zyklus abzusichern. Nach ICIS-Einschätzungen, im Januar der TTF Sommer lsquo17 Vertrag schloss im Durchschnitt Euro1.08MWh unter Winter lsquo17, unten 12 im Vergleich zu den gleichwertigen Produkten ein Jahr zuvor. TTF erhöht Blei - Der Handel mit dem Vormonatsvertrag im Januar war symptomatisch für die abweichenden Wachstumstrends bei Europersquos zwei größten Hubs. Bei der TTF wurde ein Rekordvolumen des Vormonatshandels über die ICE-Endex-Börse und OTC bei 448TWh verzeichnet, was einer Steigerung von 27 gegenüber dem Vorjahr entspricht. Bei der NBP fiel das gehandelte Volumen um 9 bis 380TWh. - Der Handel der vier ICIS-bewerteten Auftragslieferungsaufträge stieg im TTF auf ein Jahr hoch 90,4 TWh, angetrieben durch ungewöhnlich kalte Temperaturen und starke Nachfrage. Die 58.6TWh, die sich auf die gleichen vier NBP-Verträge befassten, war die höchste seit Mai 2016. Volumensplits - OTC-Handel am TTF fiel um 17 Jahre auf Jahr im Januar auf 1.268 TWh, nach ICIS-Daten. Der Handel über die ICE Endex und PEGAS Kurse fiel um 8 bis 458TWh, Split etwa 82:18 zu Gunsten der ehemaligen. - Die monatlichen Verträge waren die einzigen Produkte, die im Vergleich zum Vorjahr deutlich zulegen konnten, da der Handel auf dem Rest der Kurve sank. Der Handel an der Aufforderung war wenig verändert, da starke Nachfrage und Lagerung Rückzug Optimierung unterstützt Liquidität. Jan 27 - Australias LNG-Projekte stehen vor großen Verzögerungen und profitieren den US-amerikanischen Produzenten Australias-Pläne für eine enorme Zunahme der Produktion von verflüssigtem Erdgas werden durch eine Reihe von Produktionsverzögerungen einen großen Schlag erlebt, da Energieunternehmen mit technischen Problemen und Kostenüberschreitungen kämpfen. Das Land ist nach wie vor der weltgrößte LNG-Exporteur, der bis Ende des Jahrzehnts rund 85 Millionen Tonnen jährlich abholt, von 30,7 Millionen Tonnen im Jahr 2015 und 45,1 Millionen Tonnen im vergangenen Jahr. Klicken Sie hier, um ganze Geschichten zu lesen. 26. Januar - Gazprom sagt, dass die Transitverkäufe des Transaktionsverzugs die Ausfuhr von Gasausfuhren in den EU-Kreml-kontrollierten Gazprom, Europas größter Gasversorger, hat vor den Risiken für seine Lieferungen nach Europa über Polen gewarnt, da Warschau noch keine neuen Bedingungen für den Gas-Transit akzeptiert hat. Weve gehört, dass Polen nicht beabsichtigt, das Transitgeschäft zu verlängern. Dies stellt die Gefahr für die europäischen Länder, einschließlich Deutschland, Gazproms stellvertretender Vorstandsvorsitzender Alexander Medwedew sagte in einem Interview für Mittwoch Veröffentlichung veröffentlicht. Klicken Sie hier, um ganze Geschichten zu lesen. 25. Januar - LNG-Nachfrage, Preise überraschen, aber Welle der neuen Versorgung noch zu Wappen: Russell Chinas Rekordimporte von verflüssigtem Erdgas (LNG) im Dezember und die Verdoppelung der spotasiatischen Preise in den vergangenen sechs Monaten, scheinen dem vorherrschenden zu widersprechen Markt-Ansicht, dass die Versorgung ist überwältigende Nachfrage für die super-gekühlten Kraftstoff. Aber während die Nachfrage nach LNG in den letzten Monaten endgültig bestätigt hat und nicht nur aus China, so ist es immer noch der Fall, dass die Welle der neuen Projekte den Markt in den Überschuss drängen wird - einfach vielleicht nicht so viel wie einige Beobachter befürchtet haben. Klicken Sie hier, um ganze Geschichten zu lesen. Jan. 25 - U. S. LNG-Exporte verlagern nach Asien aus Asien U. S. verflüssigte Erdgas (LNG) Exporteure haben ihren Fokus auf Südeuropa aus Asien als kaltes Wetter verlagert und Probleme mit der algerischen Gasversorgung haben die europäischen Gaspreise höher gefahren. Die Gaspreise in Europa sind zu den höchsten Prämien für die US-Gaspreise für drei Jahre. Mehrere Ladungen haben bereits nach Europa gefahren, und Analysten erwarten mehr zu kommen. Klicken Sie hier, um ganze Geschichten zu lesen. Jan 24 - Whatrsquos für die globalen LNG-Märkte im Jahr 2017 (ICIS) - 2017 wird ein weiteres Jahr großer Veränderung für den globalen LNG-Markt sein, da mehr neue australische Produktion startet und die Dynamik dann in die USA schwingt. - Die Bedenken werden auf der Nachfrage aus Ostasien bestehen bleiben, wobei Atomkraftwerke wahrscheinlich in Japan und Südkorea zurückkehren werden, während Indien ein verlockendes Ziel für LNG-Verkäufer bleiben wird, wenn sich die Infrastruktur entwickelt und unabhängige Käufer auf den Markt kommen. - Im Atlantik wird die zunehmende Rolle von Henry Hub-verbundenem LNG die Preisgestaltung auf dem Weltmarkt beeinflussen. - Die südamerikanische Nachfrage wird volatil bleiben, während Europa einen Markt des letzten Ausflugs anbieten wird, wenn auch mit starker Konkurrenz von russischem und norwegischem Rohrgas. - Afrika wird weiterhin eine spannende Region mit neuer Produktion aus Kamerun geplant und Fortschritte in Mosambik erwartet. Der Mittlere Osten setzt auf Spot - und Kurzzeitvolumen. 19. Januar - Globale Öl-, Gas-Entdeckungen fallen auf 70-Jahres-Tief-Rystad Energy Öl-und Gas-Entdeckungen auf der ganzen Welt sank im vergangenen Jahr auf ihre niedrigsten seit den 1940er Jahren, nachdem Unternehmen scharf zurückgeschnitten auf ihre Suche nach neuen Ressourcen unter fallenden Ölpreise. Der Rückgang der Entdeckungen bedeutet, dass Unternehmen wie Exxon Mobil und Royal Dutch Shell kämpfen werden, um die natürliche Erschöpfung der bestehenden Felder auszugleichen und die Prognosen eines Versorgungsengpasses bis zum Ende des Jahrzehnts zu verstärken. Klicken Sie hier, um ganze Geschichten zu lesen. Jan 06 - TRS-Erdgasprämie über PEG Nord steigt auf LNG-Mangel (ICIS) Die Prämie der südfranzösischen TRS-Erdgasnabe über den nordfranzösischen PEG Nord ist in den kommenden Tagen gestiegen und könnte in Kürze als Mangel an LNG ansteigen Versorgung belastet das südöstliche Francersquos-Gasnetz. LdquoDie Ausbreitung könnte zu Euro5.00-8.00MWh erhöhen, aber itrsquos schwierig zu sehen, dass es vorbei euro8.00MWh, rdquo ein Händler an einem Dienstprogramm sagte am Dienstag. LdquoTherersquos eine Gefahr eines Gasmangels, aber es ist zu früh, um zu sagen, was die volle Auswirkung sein wird, da Leute gerade von den Feiertagen zurückkommen, rdquo fügte er hinzu, ein Hinweis darauf, wie ein weniger flüssiger Markt in der Regel schlechtere Preissignale abgibt. Der TRS Day-Ahead-Vertrag schloss am 30. Dezember 2016 euro5,65MWh über PEG Nord, seine höchste Prämie seit dem 12. September. Und die Forward-Preise deuten darauf hin, dass eine breite Streuung anhalten könnte, mit dem TRS Januar lsquo17 Vertrag beurteilt Euro4.40MWh über PEG Nord am selben Tag. Ein Mangel an LNG-Versorgung nach Südfrankreich hat den Systembetreiber GRTgaz dazu veranlasst, Anfragen von Verladern zu machen, um mehr LNG in die Fos LNG-Terminals zu bringen, die zur Versorgung der TRS-Zone verwendet werden. Mehr LNG benötigt ldquoAlle es dauert ist der Goodwill der zwei oder drei Hauptakteure, um das Problem zu lösen. Aber es muss finanziellen Sinn für sie zu bringen LNG Ladungen, rdquo sagte ein zweiter Händler. Der TRS Day-Ahead-Preis ist derzeit mehr als Euro4.00MWh über den meisten anderen europäischen Hubs, einschließlich der flüssigen TTF und NBP, was darauf hindeutet, dass Südfrankreich ein attraktives Ziel für Ladungen sein kann. Auf der anderen Seite werden die hohen asiatischen Preise weiterhin als Auslosung auf LNG-Ladungen fungieren, die ansonsten für Europa gebunden sein könnten. LdquoIrsquom nicht sicher über die physischen Beschränkungen der LNG in, aber es ist unwahrscheinlich, dass in der kurzfristigen werden. Vielleicht im nächsten Monat ndash es hängt davon ab, wo sie Ladungen abwickeln können, rdquo der zweite Trader hinzugefügt. Der schnellste Weg, um LNG Lieferungen nach Frankreich zu bekommen, kommt aus Algerien. Das einzige Schiff, das derzeit in Fos ankommen soll, ist der 76.000 cbm Cheikh El Mokrani, laut ICIS LNG Edge. Send-out von den Terminals wird auf 9 Millionen Kubikmeter (mcm) Tag bis 5 Januar, 2mcmday schüchtern von GRTgazrsquos angefordert Ebene projiziert. Zwischen dem 6. und 15. Januar wird die Sendung voraussichtlich auf 4mcmday fallen. 25mcmday defizit Die TRS-Zone als Ganzes läuft bei einem Defizit von ca. 25mcmday, die Operatordaten zeigen. Der Gesamtverbrauch wird bei ca. 115mcmday gepflegt, mit einem zusätzlichen 10mcmday, der nach Spanien exportiert wird. Auf der Angebotsseite wird rund 35mcmday aus Nordfrankreich über eine Reihe von Pipelines namens Nord-Süd-Link importiert, nur schüchtern von maximaler Kapazität. Lagerabhebungen sind bis zu ca. 46mcmday hochgefahren, sind aber wahrscheinlich wegen der Wartung am Manosque-Standort zu tauchen. Die Manosque-Anlage wird bis zum 3. bis 5. Januar vollständig offline sein, während der Betreiber Wartungsarbeiten durchführt, um die Verfügbarkeit der vollständigen Abzugskapazität zu gewährleisten. Die Kapazität war seit dem Beginn des Gas-Winters auf nur 50 beschränkt. Kälteres Wetter und damit verbundener höherwettergetriebener Konsum könnte den Schlamm vertiefen. Temperatur in Südfrankreich wird bei 2-4degC unter saisonalen Normen pro Woche prognostiziert, laut Meteorologe WSI. Aufgrund der besonderen Merkmale der TRS-Zone und ihrer relativen Trennung von den benachbarten Märkten hatte sich die Preiswirkung am Dienstagmorgen nicht auf andere europäische Hubs ausgeweitet. Jan 05 - Russias Rosneftegaz schließt Rosneft Privatisierung Deal russischen Staat Holdinggesellschaft Rosneftegaz am Mittwoch geschlossen einen Deal mit der Katar Investment Authority (QIA) und Rohstoff-Händler Glencore zu einem 19,5 Prozent der Anteile an staatlichen Öl-Major Rosneft verkaufen, sagte Rosneft. Die Privatisierungsvereinbarung, die Rosneft-Chef-Chef Igor Sechin die größte in Russias Geschichte genannt hat, wurde von Rosneft in einem Treffen mit Präsident Wladimir Putin im Dezember angekündigt. Klicken Sie hier, um ganze Geschichten zu lesen. Dez 29 - Unsere besten Wünsche für eine ruhige (und entscheidend weniger turbulente) Neujahr 2017 für alle Freunde, Tweeps, Leser, Anhänger und Kunden. 20. Dezember - Asiatische Spot LNG im größten monatlichen Anstieg seit Feb13 Peak (ICIS) LNG Nachfrage aus China und Südkorea, sowie australischen Versorgung Ausfälle, dazu beigetragen, steigern Ostasien Spot LNG Preise auf den größten Monat im Monat Gewinn seit dem Höhepunkt der Der letzte Super-Zyklus im Februar 2013. Der ICIS Januar rsquo17 Ostasien-Index (EAX) wurde für das letzte Mal am 9.20MMBtu am 15. Dezember beurteilt und kletterte 1.95MMBtu seit dem Anfangsmonat am 16. November. Es war der größte Monat im Monat Gewinn in fast vier Jahren, harking zurück zu einer Zeit, als die EAX erreichte bei 21.43MMBtu. Der Vormonats-EAX im Jahr 2016 hat bis heute durchschnittlich 5,59MMBtu gehabt, ist aber seit Mitte September auf dem Aufstieg. Appetit aus Südkorea, die vor Ort LNG gesucht hat, um den Verlust der nuklearen Energieerzeugung zu ersetzen, war von zentraler Bedeutung, um die Preise von unter 5.50MMbtu Mitte September bis über 7.00MMBtu bis Mitte November zu erhöhen. Die LNG-Nachfrage aus China und Südkorea sowie australische Versorgungsausfälle führten dazu, dass die ostasiatischen LNG-Preise zum größten Monat im Monatseinkommen seit dem Höchststand des letzten Superzyklus im Februar 2013 gehoben wurden. Der ICIS Januar rsquo17 East Asia Index (EAX ) Wurde für das letzte Mal am 9.20MMBtu am 15. Dezember beurteilt und kletterte 1.95MMBtu seit dem Werden der Vormonat am 16. November. It was the largest month on month gain in almost four years, harking back to a time when the EAX peaked at 21.43MMBtu. The front-month EAX in 2016 has, to date, averaged 5.59MMBtu, but has been on the ascendency since mid-September. Appetite from South Korea, which has sought spot LNG to replace the loss of nuclear power generation, has been central in pushing up prices from below 5.50MMbtu in mid-September, to above 7.00MMBtu by mid-November. In theory, as spreads between the EAX and the ICIS Northwest Europe Index (NEX) widened, European re-exports can be used as a marginal supply source to the market. However, traders cautioned there was little LNG volume available in tank to re-export. With Europe seemingly well supplied from local production or nearby pipeline imports, LNG initially intended for Europe but diverted from source may be more likely. The arbitrage between the EAX and NEX for Feb lsquo17 delivery rose from 1.60MMBtu on 16 November, to 4.10MMBtu on 15 December. Data from LNG EDGE shows that Europersquos largest receiving terminal, South Hook in the UK, has received five less cargoes in the 30 days to 15 December 2016 than over the same period last year. Dec 15 - U. S. oil industry cheers Trump energy pick, seeks gas export boost The U. S. oil and gas industry on Wednesday welcomed President-elect Donald Trumps choice of former Texas Governor Rick Perry to head the U. S. Department of Energy, and wasted no time making its first specific request of him: to support increased exports of Americas natural gas overseas. Trump named Perry as his pick for the top U. S. energy job on Wednesday morning, handing the portfolio to a climate change skeptic with close ties to the oil and gas industry, and who previously proposed abolishing the department. Dec 06 - Dutch gas hub continues to build traded-volume lead over NBP (ICIS) Total traded volume at the TTF pulled further clear of the British NBP in November, according to data collated by ICIS. Liquidity at both hubs rose by around 4 month on month, but declining interest on the NBP curve saw total volume in Britain fall by nearly a third compared to November 2015. TTF volume grew by 6 over the same period, as a result of increased brokered trade of the day-ahead and near-curve contracts. A total of 1,783TWh of trade was recorded at the TTF in November, comprising 1,357TWh (76) of brokered deals and 426TWh (24) via the ICE Endex and PEGAS exchange platforms. In the over-the-counter (OTC) market, volume traded at the TTF dipped 2 compared to October 2016, but was up 10 year on year. Trade of the Day-ahead contract hit a record high of nearly 34TWh in November, bettering the previous record of 32TWh set in February 2016. This was driven by unseasonably cold weather across the month, as evidenced by a combined 5.5 billion cubic metres of demand for Dutch low-calorific natural gas ndash equal to 116 of the November average between 2012-2015. The TTF Day-ahead held a premium to the front-month contract on all but two days during November, according to ICIS closing price assessments, boosting the incentive for storage shippers to withdraw gas to trade on the spot market. Additional demand from Britain ndash satisfied via exports on the BBL pipeline and via Belgium ndash also helped to lift trade of the Day-ahead contract. The volume traded on other TTF prompt contracts fell in November however and this, together with a significant drop in trade of monthly contracts and the front year, helped to drive OTC volumes lower compared with October rsquo16. Greater interest in quarterly and seasonal delivery contracts meant the overall month-on-month drop was only marginal. Year-on-year growth at the Dutch hub was driven by increased trade of the front month, quarter and season, offsetting smaller drops on other contracts. In contrast, TTF exchange trade was down 3 year on year, but volumes rose by 34 compared to the previous month. The year-on-year trend was driven by a 19TWh drop in volumes on seasonal contracts traded via the ICE Endex bourse. A small reduction in trade was also seen on ICErsquos quarterly products, offsetting an increase in trade of monthly and yearly contracts. ICE Endex accounted for around 82 of TTF exchange trade . with the remaining 18 traded via PEGAS. This split was unchanged compared to November 2015. The picture was very different at the NBP, where total volume fell by 33 year on year, despite rising 4 compared to the previous month. The 1,123TWh total comprised 601TWh (54) of exchange trade and 521TWh (46) of brokered trade. OTC volume at the NBP hit a two-year low, driven by reduced trade on key curve contracts. The volume dealt on the far-curve ndash longer dated quarterly and seasonal contracts ndash and the prompt partially arrested the trend at the British hub, but the NBP still fell to a record 836TWh OTC deficit to the TTF in November. The NBP Day-ahead recorded a 19-month high 24TWh of trade amid unseasonably cold weather and strong imports from mainland Europe via its two interconnectors. Exchange trade ndash predominantly through the ICE ndash was down 37 year on year but up 16 compared to October 2016, like at the TTF. Traded was down on all products compared to November 2015, but seasonal-delivery contracts in particular. Uncertainty stemming from Britainrsquos vote to leave the EU ndash particularly concerning currency volatility ndash has been cited by market sources as a key factor behind the recent downtrend. The euro-denominated TTF hub is currently regarded as a safer option for many European energy companies. The TTF has increased its combined volume lead over the NBP in every month since July, following the Brexit vote at the end of June. The Dutch hubrsquos 661TWh lead in November rsquo16 was a new record. Dec 05 - Peru would face huge sum if it scraps Odebrecht contract - junior partner Odebrecht SAs junior partner on a natural gas pipeline project in Peru told Reuters Friday that the government would have to pay 1.2 billion to 1.4 billion in compensation if it decides to rescind the current contract as financing is stuck on corruption concerns. Resuming construction on the 5 billion project could take up to three years if the Odebrecht-led group misses a January financing deadline and the government holds a new auction, said Mario Alvarado, corporate general manager of Peruvian construction group Grana y Montero. Click here to read full stories. Nov 25 - Asian exchanges set to hit the gas on LNG trading Asia may be the worlds biggest consumer of liquefied natural gas, yet its LNG trading activity is minuscule as no exchange has managed to establish itself as a benchmark. That might be about to change. Following years of unfulfilled promises, two of Asias leading exchanges - Singapores SGX and Japans TOCOM - this week announced they would join forces to create Asian LNG and electricity futures. Click here to read full stories. Nov 24 - Global LNG buyers, sellers meet as Japan probes contract clauses A new Japanese regulatory probe into sales restrictions for liquefied natural gas (LNG) contracts will be at the forefront of discussion as the industrys biggest buyers and sellers gather in Tokyo this week. Representatives from major LNG producers Qatar, Australia and Malaysia will meet with buyers from companies including Japans Jera Co, the worlds biggest buyer of the fuel, and Taiwans CPC Corp to find ways to address a market where demand is only about 76 percent of supply, Thomson Reuters Eikon data shows. The overhang is leading the industry to question everything from how the fuel is priced to how it is sold. Click here to read full stories. Nov 22 - Singapore Exchange (SGX) and Japans Tokyo Commodity Exchange (TOCOM) said on Tuesday they have signed a memorandum of understanding to jointly develop Asias liquefied natural gas (LNG) market . as well as electricity futures. As part of the accord, the exchanges plan to explore opportunities like co-listing LNG derivatives, as well as synergies between the pairs market distribution networks. SGX, which listed Asias first electricity futures in 2015, will also share its experience with its Japanese counterpart, Loh Boon Chye, SGXs Chief Executive Officer, said in a statement. We also look forward to drawing on SGXs experience in electricity futures, as a liquid electricity market is closely linked to the development of the LNG market, said Takamichi Hamada, President and Chief Executive Officer of TOCOM. SGX began pricing LNG in October 2015 when it launched its Singapore Sling index, assessing cargoes on a free-on-board Singapore basis. In September this year it launched a second index, the North Asia Sling. The latter index, which will price the super-cooled fuel for the Japanese, South Korean, Taiwanese and Chinese markets, was seen by market participants as a signal that the market continues to take pricing signals from traditional buyers in North Asia. Singapore, already Asias main trading location for oil and refined fuel products, and Japan, the worlds biggest consumer of LNG, had previously been in competition to establish Asias main LNG hub. Nov 21 - Australia to import LNG. When the illogical makes sense: Russell Sometimes the seemingly illogical actually makes sense. Take the case of Australia, which will become the worlds largest exporter of liquefied natural gas (LNG), but also may start importing the super-chilled fuel at the same time. Australia is in the final stages of completing more than 180 billion of LNG projects that will see it overtake Qatar as the worlds largest supplier by the end of next year. Click here to read full stories. Nov 17 - Asia absorbs steady increase in LNG as NBP volatility rises (ICIS) Spot LNG prices in East Asia have inched higher over the last 30 days while European gas hubs have been more volatile. The ICIS December East Asia Index (EAX) was assessed for the final time at 7.21MMBtu on 15 November, having risen 0.36MMBtu since becoming the front month on 17 October. The second front month contract, the January lsquo17 EAX, closed at 7.33MMbtu, representing a small 0.18MMBtu rise. A larger-than-expected round of purchases from South Korean incumbent, KOGAS set the tone in the second half of October. It purchased around 15 deliveries across December to February, up from only four that it had initially sought. Prices which were said to average around 7.00MMBtu, appeared to be at a market discount for January but this was due to extra flexibility granted to sellers regarding discharge dates. Sellers were able to maintain East Asian offers in the mid 7.00sMMBtu for outstanding demand until the end of October but had to abandon ideas of a 0.25MMBtu contango between December and January as market attention turned to the second front month at the beginning of November. The prospect of greater production as plants in Australia and the US ramp up after a string of maintenance outages was cited as one factor keeping a lid on the contango. Another was the mild winter weather forecasts for Japan. On the other hand, traders also pointed to possible weather-driven demand in late December and January from the Beijing and northern China markets. Taiwan too, has so far been more active this winter than in previous years. Though not a typical seasonal spot importer, lower-than-expected nuclear power generation, like in South Korea, encouraged its state-owned buyer to purchase a December delivery around 7.20MMBtu at the beginning of November. As the EAX across both front months narrowed into the low-mid 7.00sMMBtu range, various discussions for incremental supply to India also helped support the EAX. Indian buyers transacted for spot December and January volumes at or close to EAX levels in early November. Around this period, large tenders for supplies to Egypt and Pakistan over the mid-term forward curve consumed significant attention from traders. Opportunities for optimisation among traders for near-term deliveries to Egypt, India, Pakistan, and South Korea were also present however. One example from analytics platform, LNG Edge, being the churn involved in these two deliveries to India and South Korea. Image showcases diversion of Nigeria-sourced cargo afer approaching Ain Sukhna, EgyptRe-exports, or diversions, from Europe appear still to have been in the money with the EAX Decrsquo16 holding a premium at or above 1.50MMBtu to the Northwest Europe Index (NEX) for most of the period. European gas hubs however, have been volatile with prices jumping, and then falling back, as winter supply profiles ease concerns over demand. The front months on the British NBP jumped by around 0.50MMBtu in early November, widening premiums to the Dutch TTF to about 0.60MMBtu on 2 November. The British premium over neighbouring Netherlands has been supported by a lack of available storage withdrawals over winter from the large-scale Rough site which has suffered extended outages in recent months. There is currently only one Qatari cargo due to arrive in the UK over the coming weeks, according to ICIS LNG Edge. The platform shows as many as six Qatari vessels that usually deliver to the UK are either en route to, or from, East Asia. Nov 11 - ConocoPhillips aims to sell up to 8 billion in gas assets ConocoPhillips, the largest U. S. independent oil producer, will sell up to 8 billion in natural gas assets and trim its capital budget by 4 percent next year to provide funds to bolster operations, executives said on Thursday. The moves highlighted not only the energy industrys increasing push for efficiency gains that reduce the cost of drawing oil and natural gas from the earth but also low commodity prices, which have hampered Conoco and peers the past two years. Click here to read full stories. Nov 08 - French nuclear crunch causes European CCGT gas demand surge (ICIS) - Demand for gas in power generation at many key European gas hubs surged in October, in response to nuclear supply problems in France and favourable clean spark spreads. This was a key factor in pushing Day-ahead contracts at many European gas hubs around 40 higher month on month. - The main factor behind gas-fired generation demand rocketing in October was a series of outages at French nuclear generation facilities, which are the countryrsquos dominant source for electricity. These supply concerns led to spikes in many European wholesale power markets. - Looking ahead, the French Nuclear Safety Authority has said that four reactors will be taken offline between mid-December and mid-January, meaning nuclear availability will be restricted during a key demand period. A fifth reactor has already been taken offline. - The supply crunch has impacted not only France, but neighbouring markets, and caused gas-fired generation in surrounding countries to ramp up in order to fill the supply gap. - The combined-cycle gas turbine (CCGT) demand increase was a key factor in higher Day-ahead contracts at many European gas hubs, including the British NBP, Dutch TTF and French PEG Nord. Most Day-ahead contracts leapt by around 40 in October, with the TTF surging from euro12.56MWh on 3 October to euro16.925MWh on 28 October. - Other factors contributing to the price rises included lower than normal temperatures across much of northern Europe, low send-out from British LNG terminals and uncertainty over British gas storage. Nov 04 - Chesapeake Energy expects to exit 2017, 2018 with higher output U. S. natural gas producer Chesapeake Energy Corp reported a surprise adjusted profit, helped by lower expenses, and said it expects to exit the next two years at higher production rates. Shares of Chesapeake, which also kept its 2017 budget nearly unchanged, rose as much as 9 percent to 5.80 on Thursday. Click here to read full stories. Nov 04 - Japans beleaguered utilities seek salvation in trading Forced into action by falling customers due to market liberalization and a shrinking population, Japans utilities are ditching old long-term coal and gas supply contracts in favour of more short-term, opportunistic trading. The move represents a sea change for the traditionally risk averse utilities as they seek to cut costs, but will make life harder for liquefied natural gas (LNG) producers who have relied on long-term sales to underwrite costly new projects and expansions. Click here to read full stories. Oct 31 - Chevron Wheatstone LNG cost blowout to 34 bln hits Woodside Woodside Petroleum said on Monday it faces an 8 percent rise in its expected costs on the Wheatstone LNG (liquefied natural gas) project in Australia, after operator Chevron Corp flagged total costs would jump to 34 billion. Chevron said last Friday delays in module deliveries to the Wheatstone project had resulted in a 5 billion blowout in costs from its estimate in 2011. It still expects the plant, which will have two production units, to start output in mid-2017. Oct 26 - China is more than LNGs best hope, its a microcosm: Russell China stands out as a bright spot for oversupplied liquefied natural gas (LNG) markets, but its much more than just a beacon of demand hope, its the microcosm of how the global market is likely to develop. Chinas imports of the super-chilled fuel almost doubled to 2.53 million tonnes in September from the same month in 2015, according to customs data. Click here to read full stories. Oct 26 - Singapore takes more steps to become LNG trading hub Singapore is boosting efforts to establish itself as Asias liquefied natural gas (LNG) trading hub, looking at third party spot imports and a second LNG terminal, while LNG bunkering services will start next year. The city state, already one of the worlds leading oil trading centres, is vying with Tokyo and Shanghai to become Asias main pricing hub for the emerging LNG market as the fuel moves away from being traded almost exclusively through long-term contracts. Click here to read full stories. Oct 21 - NBP bulls in charge but front-summer momentum wanes (ICIS) - Technical analysis of ICIS data suggests that the bulls remain in control of the NBP Summer rsquo17 contract but that upwards momentum has fallen in recent sessions, indicating a possible plateau or downturn. The NBP is one of Europersquos largest gas markets and is a key price driver for numerous European gas and power markets. NBP prices can influence other gas hubs including the Dutch TTF and German NCG markets along with British, French and Dutch power markets. The NBP is also the key reference price for LNG in Europe. - The graphs demonstrate the price of the contract since 30 June 2016 its simple moving average (SMA) upper and lower bollinger bands moving average convergence-divergence (MACD) and signal line and traded volume on the contract on a given day. Through July and August, the contract was caught in a steady downward trend, drifting between its lower bollinger band and simple moving average (SMA) a number of times as volatility slowly left the market. On 22 August, the MACD line crossed below the signal line, typically a sell signal for a trader as it suggests that the market has entered a bearish trend. Summer rsquo17 then started to stage a recovery in value from 12 September, after bottoming out at 35.45pth three days prior. The uptick became a trend, rather than a correction, when the contractrsquos MACD crossed above its corresponding signal line on 15 August ndash typically interpreted as a buy signal for traders. Four days later, the contract broke above its SMA, further cementing its bullish trend. The MACD line leapt above the zero line on 23 August, another technical buying signal. These three indicators helped to propel Summer lsquo17 to life-of-contract highs, climbing 21 in a little over a month - Flagging momentum The MACD histogram, which measures the difference between the MACD line and signal line, peaked at 0.5071 on 6 October when the contract was at its most bullish. By 19 October, the histogram had dropped by over 50 to 0.2242. This indicates the upwards momentum in the market is beginning to wane as the MACD threatens to cross below the signal line. At 1.429, the MACD is just 8 below its 1.55 high point during its last bullish run in July 2016, which preceded the contractrsquos summer down-trend. A falling histrogram, as the MACD approaches a historical peak, are indicative of a market where the bulls are running out of steam. Oct 20 - Asian LNG demand lifts spot prices as winter approaches (ICIS) - A number of buyers across East Asia and India have tapped the LNG spot market causing marginal supply to appear increasingly scarce as the northern hemisphere winter approaches. - The ICIS November East Asia Index (EAX) was assessed for the final time at 6.45MMBtu on 14 October, having risen 1.06MMBtu since becoming the front month on 16 September. The second front-month contract, the December EAX, closed at 6.80MMbtu, representing a 1.25MMBtu rise. - Renewed appetite from South Korean state-owned buyer KOGAS has been key in the upward price direction. Four nuclear units at Wolsong in South Korea went offline following earthquakes that hit the country in mid-September. Korea was deprived of more than a quarter of its 22GW nuclear power capacity on the back of a long and hot summer of heightened electricity demand for air conditioning. - As Korean gas inventories dwindled, KOGAS went from being relatively long in LNG to short, and after having nominated to take as many incremental deliveries through its long-term contracts as commercially viable, the company issued its third short-term buy tender of the past five weeks on 12 October. KOGAS had awarded three cargoes through the first tender in mid-September and issued a subsequent tender for five shipments in late September. Its latest tender, which is expected to be awarded by 27 October, seeks four deliveries from November 2016 to February 2017. Oct 18 - Even at 100 for coal, Asias LNG industry struggles to compete The liquefied natural gas (LNG) sector has watched with joy how thermal coal prices have soared this year, hoping that the unexpected spike would at last make LNG price competitive in Asia. Although much cleaner than coal in terms of pollution and carbon emissions, natural gas has struggled to make inroads in Asias power generation mix since it is typically more expensive to produce electricity from gas than coal. Click here to read full stories. Oct 13 - South Korean shipbuilders eyed for LNG carriers deal worth 3.8 billion A little-known investment company said it intends to order up to 20 liquefied natural gas (LNG) carriers, probably from South Korean shipbuilders. The contracts would be worth as much as 3.8 billion, two people with direct knowledge of the matter told Reuters. CBI Energy and Chemical, which is controlled by Australian and Canadian investors and has offices in Hong Kong, also said in a statement to Reuters that it would be seeking to buy floating LNG production and import facilities as part of an ambitious plan for Africa and Asia. Click here to read full stories. Oct 07 - LNG prices enjoying seasonal gains, but joy may be short-lived: Russell Its around about now that liquefied natural gas (LNG) spot prices usually start rising in Asia ahead of winter demand, and this year looks set to hold to the pattern, although any relief for producers is likely to be short-lived. While the LNG market is heading for structural oversupply next year, and for several years thereafter, there are several short-term factors that have been supporting prices, and should continue to do so for a little while. Click here to read full stories. Oct 06 - Qatar diverts LNG from Britain to more lucrative Asia Britains top sea-borne gas supplier Qatar has stopped sending new shipments for several weeks as restocking demand from long-standing customer South Korea drains supply. The drought underscores the precariousness of Britains access to liquefied natural gas (LNG) supplies from the worlds biggest producer at a time when UK gas traders deal with volatile markets and the approach of peak winter demand. Sep 28 - Britains first U. S. shale gas delivery arrives in stormy Scotland Britains first shale gas delivery from the United States sailed into a heated European political debate on fracking on Tuesday and immediately ran into its first practical problem - the Scottish weather. The huge Ineos Insight tanker had entered the Firth of Forth at sunrise, a lone Scots piper playing on its bow, as it headed for the Grangemouth refinery, west of Edinburgh. Click here to read full stories. Sep 27 - Japans Jera sells first LNG resale cargo to South Korea Japans Jera Co, the worlds biggest importer of liquefied natural gas (LNG), has re-sold an LNG cargo to South Korea, marking the first actual delivery to a customer outside of Japan, a crucial step toward expanding its trading business. Jera agreed to resell about 60,000 tonnes of LNG to the Gwangyang terminal in South Korea for December delivery to a storage tank that trading house Itochu Corp has leased from Posco, Jeras Senior Executive Vice President and Chief Fuel Transactions Officer, Hiroki Sato, told Reuters in an interview on Monday. Click here to read full stories. Sep 21 - Bearish European gas hubs keep re-load option open (ICIS) - Stronger bearish pressure at European gas hubs has trumped world-wide falls in spot LNG prices allowing LNG re-exports in an already well-supplied LNG market. - The ICIS October South America Index (SAX) was assessed for the final time at 5.31MMBtu on 15 September, having fallen 0.33MMBtu since becoming the front month on 16 August. It went from being assessed at a premium to a discount to both the ICIS East Asia Index (EAX) and Middle East North Africa Index (MENAX). - Only gas hubs in Europe fell by more providing scope for LNG traders to still re-export at a profit, particularly to destinations in the Middle East. Volatility in month-ahead European gas, as well as LNG markets, saw the MENAX premium to the ICIS Northwest Europe Index (NEX) range from 1.23MMBtu to 1.77MMBtu. - Supply from most LNG production centres around the world held steady, while plants in Indonesia, Australia, and Papua New Guinea held tenders over the period to sell excess into the October market. A force majeure on feedgas supplies to the Nigeria LNG plant since 10 August was lifted on 7 September. Data from ICIS LNG Edge shows that, as of 16 September, four more cargoes have been loaded from Nigeria within the last 15 days compared to the previous 15 days. Despite lengthening supply and spot prices falling, LNG traders in Europe could still consider Europe as an economically competitive source of supply in the October market. With the Dutch TTF October rsquo16 contract trading around euro12.00MWh (3.95MMBtu), at least one trader has probed the shipping market to re-export from northern Europe in early October. Sep 14 - Front-month trade lifts TTF gas volumes as NBP slumps A seven-month high in traded volume on the TTF contract for delivery in September helped to lift total trade at the Dutch hub in August. TTF trade during August was up 22 year-on-year, and was 42 higher than at the British NBP hub. This is part of a wider trend which has seen the Dutch hub overtake its British rival to become the most liquid gas hub in Europe. Sep 14 - Pipeline exports to Europe dip due to low Norwegian flows Pipeline gas imports to Europe fell to a 14-month low in August, driven almost entirely by reduced supply from Norway. According to data collated by ICIS, just shy of 23 billion cubic metres (bcm) of Russian, Norwegian and North African gas was shipped to the continent in August, down by 1.6 year on year and by nearly 5 compared to the previous month. Sep 14 - Ukraine may decommission part of gas network on lower Russian supplies - paper Ukraine may decommission part of its gas transit system due to a sharp fall in the amount of Russian gas being pumped to Europe via Ukraine, the head of Ukraines gas transport monopoly Ihor Prokopiv was quoted on Tuesday as saying. Around 40 percent of Russias gas exports to Europe currently pass through Ukraine but several new gas pipelines elsewhere and an uncertain future for Ukrainian gas deals with Russia could leave Ukrainian transit pipelines redundant within a few years. Click here to read full stories. Sep 09 - Bloated, glutted and static, Asias LNG market keeps disappointing The liquefied natural gas (LNG) industry has morphed from energys golden child to black sheep in the last two years, with demand slumping just as supplies soar. While low prices are a boon for consumers, the lack of demand and lowered revenue will threaten the efforts of companies to recoup investments in LNG export terminals in the United States and Australia. Further, future projects will have a hard time gaining approval. Click here to read full stories. Sep 05 - Woodside buys half of BHPs stake in Australian gas fields for 400 mln Woodside Petroleum has agreed to buy half of BHP Billitons stake in the Scarborough area gas fields off Western Australia for 400 million, in a move that could help speed a decision to develop the long delayed project. The sale fits with BHPs effort to shift its petroleum focus to the United States and more on oil, while boosting Woodsides resources without any exploration spending at a time when weak oil and gas prices have dented earnings. Click here to read full stories. Sep 02 - Argentina reworks LNG import deals as mild weather hits demand Argentina is diverting or cancelling incoming shipments of liquefied natural gas (LNG) after mild late winter temperatures curbed fuel demand and forced state-run buyer Enarsa to rework some deals. South Americas biggest LNG importer launched back-to-back tenders in June and July after a cold start to winter, lining up dozens of cargoes at bargain prices as global output continued to outpace demand. Aug 30 - Australian state to permanently ban onshore gas fracking The state of Victoria plans to ban shale and coal seam gas fracking in what would be Australias first permanent ban on unconventional gas drilling, citing the concerns of farmers and potential health and environment risks. However the government left the door open to allowing onshore conventional gas drilling after 2020. Click here to read full stories. Aug 15 - Australias gas paradox: supply crunch looms despite rich reserves Australia is on track to become the worlds biggest liquefied natural gas (LNG) exporter by 2019 yet faces a looming shortage at home as states restrict new drilling onshore and cash-strapped oil and gas companies cut spending. The paradox has led to urgent calls from everyone from Australias energy minister to petroleum giant Royal Dutch Shell and big industrial users like Dow Chemical and fertiliser group Incitec Pivot for action to spur new supply. Click here to read full stories. Aug 03 - Sinopec to sell gas pipeline stake to no more than 15 investors Chinas Sinopec Corp will sell a stake in the Sichuan-East China gas pipeline to no more than 15 investors, the company said in an announcement in Beijing Equity Exchange on Wednesday. Sinopec, the countrys second-largest oil and gas group, said late on Tuesday that it would sell half of its premium natural gas pipeline business to investors. Aug 01 - First U. S. LNG shipment goes to China as Panama Canal opens markets - data The first liquefied natural gas vessel from the lower 48 U. S. states is on its way to China, according to a Reuters interactive map on Friday, the latest sign that the expanded Panama Canal is allowing U. S. exports to reach the worlds top LNG buyers in Asia. Royal Dutch Shells Maran Gas Apollonia loaded up with gas at Cheniere Energy Incs Sabine Pass LNG export plant in Louisiana, the map showed. It passed through the canal earlier this week and was moving northwest up the west coast of Mexico on Friday afternoon. Jul 22 - Chevrons giant Australia LNG plant facing union calls for safety checks Forced to shut its 54 billion Gorgon liquefied natural gas (LNG) export plant twice in its first five months, Chevron Corp now faces calls from union officials for a probe into the sites safety. Chevron denies there have been any safety breaches at the plant but is under pressure to resolve problems that have limited exports to just two cargoes since starting operations in March. click here . Jul 21 - Oil Search bows to ExxonMobil in battle for InterOil Australias Oil Search Ltd has cleared the way for ExxonMobil Corp to take over InterOil Corp for 2.2 billion, giving the U. S. giant access to a rich new gas field to expand its exports from Papua New Guinea. The move could lead ExxonMobil and French giant Total SA to tie together their competing gas interests in the South Pacific nation, cooperating to reduce costs as they battle cheap oil and liquefied natural gas (LNG) prices. click here . Jul 18 - U. S. gas prices must rise to rebalance market: Kemp The U. S. natural gas market is on an unsustainable course as low prices stimulate strong growth in consumption while production is flat or falling. U. S. power producers burned a record amount of gas last winter despite mild weather as cheap prices and stricter environmental regulations encouraged a shift away from coal. click here . Jul 15 - ExxonMobil launches bidding war for InterOil in PNG gas push ExxonMobil Corp has made a bid worth at least 2.2 billion for InterOil Corp and its stake in a rich Papua New Guinea gasfield, winning the support of its target and topping an offer from Australias Oil Search Ltd. The bid pits ExxonMobil, the worlds biggest oil company, against Total SA, which is backing Oil Search, as the French giant looks to push forward with its planned Papua LNG project to rival ExxonMobils existing PNG LNG project. click here . Jul 01 - California probes oil refiners for gas price manipulation California has issued subpoenas to Valero Energy Corp and Chevron Corp as part of a probe into whether oil refiners in the state have manipulated gasoline prices since 2014, the companies said on Thursday. Shell, Tesoro Corp, Phillips 66, and Exxon Mobil and other major refiners are also under investigation, the Wall Street Journal first reported on Thursday, citing people familiar with the matter. click here . Jun 30 - China needs market reform, emission rules to boost gas use-industry China needs broader market reform and tighter emission regulations to promote natural gas as the most effective fuel to cut its emissions, industry executives said on Wednesday. The worlds largest energy users ambition to spur gas use is hitting snags because of an inflexible pricing mechanism, lack of market access by independent players and infrastructure limitations, they said. click here . Jun 29 - Fire at Mississippi gas plant halts two U. S. Gulf Coast platforms At least two offshore oil platforms halted operations on Tuesday in the U. S. Gulf of Mexico after a fire at a natural gas processing plant in Mississippi shut a crucial pipeline that brings output onshore, several companies said. The fire at the Enterprise Products Partners LP plant in Pascagoula was brought under control, but officials were forced to close the 225-mile (362 km) Destin gas pipeline system that can carry 1.2 billion cubic feet per day from offshore fields to Pascagoula. click here . Jun 21 - How gas could warm relations between Israel and Turkey On the sidelines of a nuclear security summit in Washington in March, Turkish President Recep Tayyip Erdogan held a private meeting with Israels energy minister, Yuval Steinitz. It was the highest level contact between Israel and Turkey since diplomatic relations broke down six years ago after Israeli forces raided a Turkish ship bound for Gaza, killing 10 Turkish activists. The meeting, which lasted 20 to 30 minutes and whose details have not been previously disclosed, discussed the war in Syria, Irans presence there, terrorism ndash and natural gas. That last item is a key driver of efforts to forge a rapprochement between Israel and Turkey: At stake are reserves of natural gas worth hundreds of billions of dollars under the waters of Israel and Cyprus. To exploit them Israel will likely require the cooperation of Turkey. click here . Jun 15 - India seeks better LNG deal by teaming up with South Korea and Japan Energy-hungry India has restarted talks on a liquefied natural gas (LNG) purchasing alliance with Japan and South Korea and may also include China as Asian demand for the fuel grows. For the next two to three decades, gas is going to be a major part of the energy basket for Asian energy consumers, Dharmendra Pradhan, Indian minister of petroleum and natural gas told reporters in Mumbai on Tuesday. click here . Jun 09 - No new Australian LNG projects doesnt mean no new LNG: Russell Conventional wisdom in the liquefied natural gas (LNG) sector is that no new projects will be built for several years, given the vast cost cant be reconciled with the current low prices. This view has led some in the industry to predict that the market will flip back to a structural shortage sometime in the early to mid-2020s, once again sending prices soaring as new supply takes so long to be built and become operational. click here . Jun 09 - Cheap Canadian gas imports may prolong U. S. energy industrys rout U. S. utilities and merchants are embarking on their biggest buying spree for Canadian natural gas since the start of the U. S. shale boom, taking advantage of record low prices and raising concerns about the U. S. industrys deepening crisis. Traders have been scooping up more gas from Canada, the worlds fifth largest producer, in recent months after prices at the AECO hub in Alberta sank to a big discount to the U. S. benchmark. click here . Jun 07 - Saudi Aramco could import gas to boost use in energy mix - min Saudi Aramco could invest in importing gas into the kingdom, but the priority would be on finding new sources of gas domestically through exploration, Saudi Arabias energy minister said on Tuesday. Even though it is the worlds largest oil exporter, Saudi Arabia has struggled to keep pace with domestic gas demand in recent years as increased use from industry and power generation put pressure on supplies. click here. Jun 02 - Cheap gas fuels emerging marketsrsquo new-found appetite for LNG Cheap gas is tempting out new importers in Africa and South America, helping stave off a deeper price rout hurting producers bottom lines. A near 80 percent drop in spot liquefied natural gas (LNG)prices since February 2014 comes as Asian demand falls and competing new supply from the United States and Australia attracts poorer countries for long shut out of the gas trade. click here . May 26 - LNG industry tension to rise as price breaks link to crude oil: Russell The price of spot cargoes of liquefied natural gas (LNG) in Asia has broken its long-standing link to crude oil this year, a development likely to fuel tensions in an already unsettled market. Spot LNG was assessed at 4.65 per million British thermal units (mmBtu) in the week to May 20, which is 35 percent down from 6.90 at the end of last year, although slightly higher than the low so far this year of 4, reached in mid-April. click here . May 25 - Record U. S. LPG exports to Asia hit naphtha when its already down Asian petrochemical makers will use around twice as much liquefied petroleum gas (LPG) in June as in the previous two months, undercutting already weak margins being earned on traditional chemical feedstock naphtha, trade sources said. U. S. exports of LPG to Asia are hitting their highest rates ever this year and exacerbating the usual seasonal May-July pick-up in use of the fuel in cracking plants. click here . May 20 - Oil Search boosts LNG push in PNG with 2.2 bln InterOil bid Australias Oil Search Ltd agreed a 2.2 billion deal to acquire InterOil Corp on Friday, aiming to pave the way for two rival liquefied natural gas projects led by global majors to work together in Papua New Guinea. In the face of weak oil prices, PNG is considered one of the best locations for LNG projects, thanks to its high quality gas and low costs. click here . May 19 - Australias Gorgon LNG export facility restarting operations - Chevron Chevron has begun to restart its Gorgon liquefied natural gas (LNG) export facility in Australia following an unplanned shutdown in April, the U. S. energy major said. We confirm start-up activities are underway on Gorgon train one with a plan to safely resume production in the coming weeks, a Chevron spokesman told Reuters on Wednesday. click here . May 13 - Macquarie advises Origin to weigh spin-off after LNG project done - sources Australias Origin Energy hired Macquarie Capital to advise on a potential spin-off of its gas production businesses, including a 25 billion liquefied natural gas plant, two sources familiar with the matter said on Friday. Macquarie has advised that any spin-off should occur only after Origins debt-saddled Australia Pacific LNG project is in full production, due in 2017, said one of the sources who was briefed on the advice. Following project completion, guarantees to lenders will be satisfied, making the split easier. click here . May 12 - Oil refiners, gas producers face higher costs from climate laws - report Oil refiners and gas producers could face higher production costs if countries use a high carbon price to follow through promises made at last years global climate summit in Paris, research showed on Thursday. The landmark Paris Agreement was a commitment by nearly 200 countries to cut greenhouse gas emissions from 2020 with the aim of limiting the rise in the global average temperature to less than 2 degrees Celsius. click here . Apr 18 - Chevron puts Myanmar gas block stakes worth 1.3 bln up for sale - sources U. S. oil and gas major Chevron Corp has put all of its Myanmar gas block stakes up for sale, which at a combined likely valuation of 1.3 billion, would be the biggest deal involving Myanmar assets to date, financial sources familiar with the matter said. The sale, part of Chevrons efforts to preserve cash and retreat from non-core assets in the wake of sliding oil prices, is seen as setting the tone for future deals in a country that is opening up for business after historic elections last year. click here . Mar 15 - Debt deadlines loom for SandRidge, Venoco and Energy XXI The first major upstream oil and gas bankruptcy filing of the year could occur this week as SandRidge Energy Inc, Venoco Inc and Energy XXI Ltd reach the end of grace periods following millions in missed interest payments. The three oil and gas exploration and production companies with operations across the United States, said they would skip a total of 44.2 million in interest payments last month, as they negotiated debt restructurings with creditors. click here . Feb 29 - LNG needs new pricing, rules to realise its golden age: Russell In theory these should be great days for the liquefied natural gas (LNG) industry as new plants are commissioned to supply the clean-burning fuel to energy hungry markets across rapidly developing Asia. But in reality the industry is facing uncertainty as low prices damage the economics of multi-billion dollar investments and the expected demand growth fails to materialise. As is normally the case in complex markets, there is no single villain. Rather there are several factors hurting the industrys fortunes and casting doubts over whether natural gas and LNG will ever see the golden age predicted a few years ago. click here . Feb 26 - As U. S. shale exports begin, Australia readies worlds costliest gas project The timing couldnt be worse for the first production of natural gas from Australias 54 billion Gorgon project - the worlds most expensive. Prices for liquefied natural gas (LNG) have collapsed, global demand is faltering and the first of what is likely to be a wave of competing shipments has just set sail from the unlikeliest of exporters, the United States. click here . Feb 25 - U. S. exports first shale gas as LNG tanker sails from Sabine Pass terminal The United States has exported its first liquefied natural gas (LNG) cargo from the lower 48 states, after a tanker set sail from Cheniere Energys Sabine Pass export terminal in Louisiana. The Asia Vision LNG tanker left the dock at the Sabine Pass terminal at 0139 GMT (7.39 p. m. on Wednesday local time), shipping data on Reuters showed. Klick hier. Feb 25 - U. S. commodity agency advised to drop plan to limit futures contracts - NYT The U. S. Commodity Futures Trading Commissions advisory committee has recommend the regulator end its plans to limit the number of futures contracts a trader can hold on certain commodities, including oil and natural gas, the New York Times reported. The CFTC Energy and Environmental Markets Advisory Committee, which largely includes representatives from the energy and trading industries, is to release a report on Thursday saying the regulator should not make the proposed limits final and that it finds scant evidence they are necessary, the newspaper said late Wednesday. click here . Feb 15 - Noble Groups LNG traders leaving to join Glencore ndash sources Three liquefied natural gas (LNG) traders at Asias biggest commodity trade house, Noble Group Ltd, including two co-heads of the team, are leaving to join rival trader Glencore, sources familiar with the matter told Reuters. The sources said that Noble will continue to trade LNG, having restarted its London-based trading desk in 2014. Noble will still have about five people involved in the LNG business. click here . Feb 10 - El Nino unites unlikely bedfellows in UBS play: cocoa and natural gas Natural gas investors, used to trading on big freezes and scorching temperatures across the United States that can whipsaw prices, may have to extend their weather watch to west Africa if the latest trading call by UBS Group AG catches on. In an unlikely pairing of two vastly different markets, the bank has launched a new relative value trading strategy: go long cocoa and short U. S. natural gas. click here . Jan 18 - LNG looks poised to follow crude oils plunge: Russell In contrast to the carnage in crude oil markets, liquefied natural gas (LNG) prices in Asia have enjoyed relative stability for the past three months, but its unlikely the calm will persist much longer. Spot Asian LNG prices ended last week at 5.60 per million British thermal units (mmBtu), about 28 percent below the recent peak of 7.80 reached on Nov. 22. In contrast, Brent crude oil has dropped 46 percent from its recent peak in early October to trade currently around 28.55 a barrel. click here . Jan 12 - PetroChina-Chevron sour gas project begins production in China PetroChina and Chevron began production at an onshore natural gas field in Chinas southwest at the end of 2015, PetroChinas parent said on Monday, after years of delays. The Luojiazhai field, whose A well began operating on Dec. 30, has an annual production capacity of 3 billion cubic metres of gas, the state-controlled China National Petroleum Corporation said in a statement on its website. click here . Dec 21 - LNG shippers brace for wave of consolidation as freight rates sink Shippers who ply the seas to deliver liquefied natural gas in massive tankers are likely to face a wave of consolidation and asset sales, with freight rates plunging as a growing fleet clashes with tepid demand. Companies that manage to weather the shakeout in one of the key sectors in the global shipping industry should be in a prime position, however, to benefit from a string of new LNG projects expected to start trickling online by the end of next year. click here . Dec 03 - LNG buyers seize upper hand in global gas contract reviews Global oversupply and sliding prices are pushing big natural gas buyers of LNG from India to China to look at reworking long-term agreements in what was for long a producer-controlled market. Banking on a tide of new liquefied natural gas (LNG) supply from the United States, Australia and Russia hitting markets through 2021, importers are seizing the chance to wring concessions from existing producers wary of losing market share. click here . Dec 02 - Americas biggest gas field finally succumbs to downturn The drilling rigs are gone from the hills surrounding this Pennsylvania town of 30,000. The hotels and bars are quieter too, no longer packed with the workers who flocked in their thousands to Americas newest and biggest gas field. The drilling boom of the past seven years is over, even though thousands of existing wells in the Marcellus region still produce a fifth of U. S. natural gas supply. Now, exclusive data made available to Reuters points to a slump in drilling that could hit production next year, defying government and industry expectations of a further rise in output. click here . Nov 27 - Saudi Aramco to invest more in Indonesias oil and gas sector Saudi Aramco is looking for further investment opportunities in Indonesias downstream refining and petrochemicals industry, the companys CEO said on Thursday, after initiating a 5.5 billion project to upgrade the countrys largest refinery. The Saudi Aramco CEOs comments are positive for Indonesian President Joko Widodos efforts to attract investment after a clean-up of the countrys oil and gas sector that followed a series of scandals. click here . Nov 25 - Cheap coal threatens LNGs toehold in fast expanding Philippines The Philippines is set to import liquefied natural gas (LNG) for the first time next year as it bids to replace fast-fading local gas supplies, but cheap coal is blowing off course Manilas vow to lift the use of cleaner fuels. With 100 million people and one of the worlds fastest growing economies, the country aims to double its power generation capacity by 2030, hoping to put an end to daily blackouts that crippled its economy in the 1990s. click here . Nov 20 - In Shell-BG review, China wants concessions on huge gas deals Chinese regulators vetting Royal Dutch Shells proposed merger with BG Group are pressing the Anglo-Dutch company to sweeten long-term gas supply contracts in a move that could cast new doubt over the near-term benefits of the 70 billion tie-up. For China, the opportunity to re-negotiate existing liquefied natural gas (LNG) supply contracts with Shell, which combined with BG would supply around 30 percent of its imports by 2017, comes at an ideal time because the worlds top energy consumer faces a large surfeit over the next five years. click here . Nov 17 - Warm weather worsens glut of US gas, heating oil: Kemp Unusually mild weather across the United States this autumn has sharply reduced heating demand and contributed to the substantial oversupply of both natural gas and heating oil. Heating demand has been 27 percent lower than the long-term average so far this heating season according to the National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA). Temperatures have been above normal every week since the beginning of September and heating demand has been correspondingly lower than usual. click here . Nov 05 - New buyers seen fueling Asia Pacific oil and gas MampA A new breed of buyers and a handful of cashed-up energy firms are set to pounce on oil and gas producers and assets in the Asia Pacific next year, as a prolonged plunge in oil prices deepens the pain of an industry loaded with debt. Some 14 billion worth of deals have already been launched in Australia this year, but with oil prices forecast to stay around 50 a barrel for at least another year, companies are paring back the value of their assets and those short of funds or struggling to pay down debt may look to sell, bankers say. click here . Nov 04 - Natural gas losing its shine as Asia holds faith in coal power The shine is coming off once bright prospects for natural gas as the future fossil fuel of choice in Asia as power companies in India and Southeast Asia tap abundant and cheap domestic coal resources to generate electricity. Asian loyalty to coal is shrinking the space available for natural gas just as supplies are ramping up after massive investments in U. S. and Australian output. Demand growth for natural gas is also slowing in top energy consumer China, further dampening the fuels prospects. click here . Oct 30 - LNG glut to steal coal market share A wave of liquefied natural gas due to hit energy markets over the next couple of years is expected to displace tens of millions of tonnes coal demand globally, helped by government initiatives to move away from polluting power generation. Both coal and LNG are oversupplied after higher prices during the past decade triggered investments in new projects and expansion plans. At the same time the gap between their prices has narrowed as LNG has become more competitive, particularly where governments penalise coal via taxes or emissions trading schemes. click here . Oct 28 - Coming LNG wave more likely to head to Europe than China: Russell Whats well known is that a wave of new liquefied natural gas is about swamp already well-supplied markets, whats less known is how exactly these new cargoes will be absorbed. The consensus assumption has always been that China would soak up vast quantities of the super-chilled fuel, driven by rising energy demand and the need to switch away from more polluting coal. click here . Oct 27 - Singapore to liberalize gas market to bolster Asia LNG trading hub plans Singapore plans to establish a domestic natural gas trading market to help support plans to become a centre for trading liquefied natural gas and take advantage of the growing importance of the fuel in Asias energy markets. Singapore, already a global oil trading hub, is aiming to take advantage of rising LNG supplies in the region, particularly from Australia, and an increasing numbers of buyers especially in China, but also India and other parts of Asia. click here . Oct 23 - Singapore Exchange eyeing Asian LNG benchmark Singapore Exchange is planning to create an Asian benchmark for liquefied natural gas and break a decade-long reliance on oil-linked pricing, hoping to take a greater role in an expanding spot market, a senior official said. Spot LNG trading in Asia is set to rise as a wave of new supply comes online, but participants have few options to hedge risks amid a lack of a liquid derivatives market. click here . Oct 09 - Amid commodity crisis, LPG emerges as accidental bright-spot Liquefied Petroleum Gas, long a niche product used by the poor to cook and the rich to barbecue, has become a rare bright spot amid a broad commodities rout, riding on the wave of strong economic growth in India and parts of Southeast Asia. LPG is best known to consumers as propane or butane used in heating appliances and vehicles. But it is also used in the petrochemicals industry and the electricity sector, acting as a replacement for diesel in generators and power stations. click here . Oct 02 - Iran invites foreign firms to develop its oil, gas industry (Reuters) Iran is inviting foreign investors to actively develop its energy industry after sanctions are expected to ease in 2016, under a nuclear deal between Iran and six global powers, deputy Oil Minister Rokneddin Javadi told Reuters on Thursday. We welcome all oil companies, including the Americans, that meet Islamic Republicrsquos requirements to invest in Iran. We welcome competition among foreign oil companies, Javadi said in a telephone interview from Tehran.