Gazprom nie przedłużył wniosku o przywileje dla gazociągu OPAL
Gazprom nie przedłużył wniosku o zgodę na pełne wykorzystywanie gazociągu Opal, będącego lądową odnogą gazociągu Nord Stream. Rosjanie twierdzą, że chcą dostać 100% przepustowości bez zgody KE. Prowadzący przez Niemcy do granicy z Czechami Opal jest lądową odnogą kontrowersyjnego gazociągu Nord Stream, biegnącego z Rosji do Niemiec po dnie Morza Bałtyckiego. Rurociąg został wybudowany, by ominąć Ukrainę jako kraj tranzytowy dla rosyjskiego gazu na zachód. Obecnie Gazprom może użytkować 50% przepustowości Opalu, dlatego Rosjanie starali się o pozwolenie na jego pełne wykorzystywanie. Większy przesył Opalem oznacza bowiem większe wykorzystanie gazociągu Nord Stream i zmniejszenie roli Ukrainy jako kraju tranzytowego. Komisja Europejska od miesięcy zwlekała z wydaniem decyzji w sprawie wniosku Gazpromu, który Rosjanie złożyli do niemieckiej federalnej agencji ds. sieci przesyłowych w tej sprawie. Bez pozytywnej opinii KE niemiecka agencja federalna nie może wydać pozwolenia na pełne wykorzystanie przez Gazprom gazociągu. Ostatnio KE poinformowała, że uzgodniła z Niemcami termin na wydanie decyzji do końca stycznia 2015 r. Służby prasowe Komisji podały, że Gazprom nie przedłużył swojego wniosku do niemieckiej agencji, co oznacza de facto zakończenie całej procedury. „W związku z tym zmiany dotyczące wyłączenia Opalu spod prawa UE stają się nieważne” – oceniła Komisja. Rosjanie jednak nie zamierzają tak zakończyć sprawy. Rzecznik Gazpromu Siergiej Kuprijanow, cytowany przez agencję TASS, oświadczył, że spółka będzie chciała uzyskać 100% przepustowości bez zgody Komisji Europejskiej. KE przypomniała jednak, że jakiekolwiek nowe porozumienie rosyjskiej spółki z niemiecką agencją ds. sieci przesyłowych, musi być notyfikowane przez KE. Z informacji, jakie podaje TASS, wynika, że Gazprom mógłby brać udział w przetargach na sprzedaż przepustowości w rurociągu do wielkości 15,3 mld m3 rocznie. To blisko połowa całkowitej przepustowości Opalu, która wynosi 36 mld m3. W 2009 r. Opalowi przyznano na 22 lata wyjątkowe traktowanie w ramach unijnego trzeciego pakietu energetycznego. Pakiet ten wymaga m.in. dostępu stron trzecich (czyli w tym przypadku konkurentów Gazpromu) do infrastruktury przesyłu gazu w UE. Zgodnie z tym wyjątkiem Gazprom otrzymał rezerwację 50% przepustowości Opalu. „Ta decyzja jest w mocy” – oświadczyła KE. 
PAP, 22 grudnia 2014 r. 
 
Alstom ukarany grzywną 772 mln USD za łapownictwo
Ministerstwo sprawiedliwości USA poinformowało, że na mocy zawartej z nim ugody francuski koncern Alstom zapłaci 772 mln dolarów grzywny za posługiwanie się łapówkami przy uzyskiwaniu rządowych kontraktów w różnych państwach. Działający w branży elektromaszynowej Alstom stosował takie praktyki między innymi w Indonezji, Arabii Saudyjskiej i Egipcie. Nałożona na koncern grzywna jest najwyższą jak dotąd w USA karą finansową dla firmy winnej łamania przepisów o zakazie łapownictwa wobec cudzoziemskich funkcjonariuszy państwowych. Zwalczające przestępczość korupcyjną brytyjskie Biuro do spraw Poważnych Nadużyć (Serious Fraud Office) postawiło również tamtejszej filii Alstomu i jej dwóm pracownikom zarzut przekupywania przedstawicieli obcych rządów, czego mieli się dopuścić w latach 2002–2010. Dział turbin napędowych Alstomu zmaga się z poważnymi problemami, wywołanymi nie tylko dochodzeniami w sprawie łapówek, ale także spadkiem zamówień i odpływem gotówki. W czerwcu ub. roku koncern zadecydował o sprzedaniu większości tego działu spółce General Electric, by móc skoncentrować się na produkcji taboru szynowego.
PAP, 22 grudnia 2014 r.
 
Hub Polska – TGE chce być miejscem międzynarodowego handlu gazem 
TGE wraz z Gaz-Systemem i Operatorem Systemu Magazynowania chce stworzyć z polskiej giełdy miejsce międzynarodowego handlu gazem – Hub Polska. Do handlu błękitnym paliwem w Polsce TGE chce zainteresować graczy z Niemiec, Słowacji i Czech. Według Ireneusza Łazora, prezesa TGE, dzięki zaangażowaniu w projekt Gaz-Systemu i Operatora Systemu Magazynowania, informacje o świadczonych w hubie usługach będą dostępne dla zainteresowanych podmiotów w jednym miejscu – podkreśla. Hub Polska nie będzie podmiotem gospodarczym. W zakresie projektu powstanie strona internetowa. Mają też zostać wydłużone godziny funkcjonowania warszawskiej giełdy gazu. Obecnie sesja kończy się o godz. 13.30, podczas gdy w Niemczech trwa ona do godz. 18.00. – Rozmawiamy o wydłużeniu sesji na TGE, prawdopodobnie do godz. 17.00. Rynek tego oczekuje – powiedział Ireneusz Łazor. W przyszłym roku mają być również obniżone opłaty giełdowe.
Puls Biznesu, 23 grudnia 2014 r.
 
Strategia PGNiG: 40–50 mld zł na rozwój i przejęcia do 2022 r.
PGNiG w strategii na lata 2014–2022 planuje 40–50 mld zł nakładów na rozwój organiczny i przejęcia. Wśród najważniejszych wyzwań spółka wymienia większy udział w rynku handlu gazem w Polsce. Jak podało PGNiG w komunikacie, zmiany zachodzące w otoczeniu rynkowym i regulacyjnym pogarszają warunki biznesowe funkcjonowania grupy, co przy kontynuacji obecnego modelu biznesowego doprowadziłoby do istotnego obniżenia wyników już w perspektywie najbliższych trzech lat. „Planowane inicjatywy strategiczne zmierzają do stworzenia podstaw dalszego rozwoju grupy PGNiG oraz zasadniczego zniwelowania (...) ryzyk biznesowych, których wpływ mógłby – w scenariuszu kontynuacji modelu biznesowego – skutkować znacznym pogorszeniem wyniku operacyjnego grupy” – napisano w raporcie. W dokumencie wskazano cztery kluczowe obszary biznesowe i dziesięć inicjatyw strategicznych, które mają być realizowane w perspektywie roku 2022. „W okresie strategii nakłady inwestycyjne na rozwój organiczny i przejęcia wyniosą 40–50 mld zł” – podała spółka. Zakładany jest wzrost wydobycia węglowodorów do ok. 50–55 mln boe (ekwiwalent baryłki ropy) w 2022 r., przy utrzymaniu wydobycia w Polsce na obecnym poziomie, czyli ok. 33 mln boe rocznie. Spółka wśród wyzwań, z którymi będzie musiała się zmierzyć, wymienia posiadanie kontraktów długoterminowych na zakup gazu na zasadzie „bierz lub płać” przy postępującej deregulacji rynku gazu w Polsce. Oznacza to konieczność sprzedaży całego wolumenu gazu po cenach rynkowych, nieuwzględniających faktycznego kosztu pozyskania gazu w kontraktach długoterminowych oraz eksportu nadwyżek gazu ze względu na utratę udziałów rynkowych – oceniło PGNiG. Spółka zwraca też uwagę, że w okresie obowiązywania strategii wejdą w życie nowe obciążenia podatkowe, co przy postępującym sczerpaniu zasobów geologicznych i spadającej produkcji w kraju obniży rentowność projektów poszukiwawczych i wydobywczych w Polsce. Spółka oceniła, że wprowadzenie zapisów strategii powinno umożliwić wypracowanie w 2022 r. wyniku EBITDA (zysk przed opodatkowaniem oraz odliczeniem odsetek i amortyzacji) na poziomie ok. 7 mld zł. 
PAP, 30 grudnia 2014 r.
 
Francuzi, Włosi i Niemcy pozbywają się udziałów w South Stream 
Gazprom odkupi od zagranicznych koncernów ich udziały w South Stream. Francuski EDF i niemiecki Winteshall mają w konsorcjum po 15% udziałów, włoski ENI – 20%. Projekt gazociągu przez Morze Czarne Rosjanie anulowali na początku grudnia ub. roku. EDF, ENI i Wintershall nie podały żadnych kwot, dotyczących uzgodnionych z Gazpromem transakcji odkupu udziałów. Koncerny zakomunikowały jedynie, że odzyskają zainwestowany dotychczas kapitał, skalkulowany zgodnie z zapisami kontraktu. Koszt całej inwestycji szacowano na 40 mld USD. Według włoskiej prasy Eni otrzyma około 300 milionów euro plus odsetki – 10% rocznie. Mający liczyć 3,6 tys. km South Stream miał zapewnić dostawy do 63 mld m3 gazu rocznie z Rosji do Europy Środkowej i Południowej z ominięciem Ukrainy. Rura miała prowadzić z południa Rosji przez Morze Czarne do Bułgarii, a następnie do Serbii, na Węgry, do Austrii i Słowenii. South Stream miał być drugą – po Nord Stream – magistralą gazową z Rosji omijającą Ukrainę. 1 grudnia 2014 r. prezydent Rosji Władimir Putin ogłosił podczas wizyty w Turcji, że projekt jest zamknięty z winy Komisji Europejskiej, która nie dała zielonego światła, a mnożyła przeszkody. Putin oświadczył też, że Rosja w zamian zbuduje inną magistralę o takiej samej przepustowości – do Turcji i dalej do granicy z Grecją. KE zgłaszała poważne zastrzeżenia do projektu, gdyż w jej ocenie porozumienia międzyrządowe Bułgarii, Węgier, Grecji, Słowenii, Chorwacji i Austrii z Rosją są sprzeczne z tzw. trzecim pakietem energetycznym UE. W grudniu 2013 r. KE zaleciła renegocjacje porozumień w sprawie South Streamu; w opinii KE umowy te dają nadmierne prawa Gazpromowi, m.in. zarządzanie gazociągiem, wyłączny dostęp do niego czy ustalanie taryf przesyłowych. Rosja określała South Stream jako alternatywną trasę dostaw, ale – na co powszechnie zwracano uwagę – rura stanowiłaby jedynie dywersyfikację trasy, a źródło surowca pozostawałoby to samo. Specjalny wysłannik USA ds. energii Amos J. Hochstein mówił niedawno europejskim dziennikarzom, że trudno mu zrozumieć wydanie na inwestycję około 50 mld USD po to, żeby dostarczyć gaz z tych samych złóż do tych samych klientów, ale inną drogą. „To jest po prostu nieopłacalne, a jeśli jest nieopłacalne, to trzeba zadać pytanie, jakie są tego powody. Według mnie, jeśli powody są polityczne, to powinniśmy sobie zadać pytanie, czy Europa dąży do dywersyfikacji źródeł dostaw, czy też chce dalszego uzależniania się przez jedno albo dwa pokolenia od tych samych źródeł dostaw” – powiedział. W przypadku South Streamu UE w końcu zastosowała regulacje, które sama sobie narzuciła – powiedział były dyrektor wykonawczy Międzynarodowej Agencji Energetycznej Claude Mandil. W jego ocenie w przeszłości Unia była w tym niekonsekwentna, a w dodatku czasami próbowała narzucić te regulacje państwom, które do niej nie należą. „Na przykład Ukrainie podczas kryzysu gazowego w 2009 r. Tymczasem Unia nie może ponosić żadnej odpowiedzialności za Ukrainę” – podkreślił. „Natomiast w przypadku South Stream w Bułgarii i Rumunii mogła to zrobić, zrobiła i bardzo dobrze” – dodał Mandil. 
PAP, 30 grudnia 2014 r.
 
USA wprowadza nowe normy emisji zanieczyszczeń dla przemysłu naftowego i gazowniczego
Amerykańska Agencja Ochrony Środowiska wydała rozporządzenia wykonawcze dla koncernów z branży gazowniczej i naftowej mające na celu ograniczenie emisji do atmosfery szkodliwych zanieczyszczeń. Władze podkreślają, że nowe przepisy opierają się na sprawdzonych technologiach i najlepszych praktykach, które są obecnie wykorzystywane w celu ograniczenia emisji lotnych związków organicznych (LZO), dwutlenku siarki, toksyn oraz metanu. Agencja spodziewa się, że nowe zasady przyczynią się do 95-procentowej redukcji emisji LZO z ponad 11 tys. odwiertów, gdzie stosuje się technologię szczelinowania hydraulicznego. Ma to być osiągnięte głównie poprzez przechwytywanie gazu ziemnego, który obecnie ulatuje do atmosfery. Agencja będzie również sprawdzać szczelność odwiertów oraz wprowadzać programy naprawcze, które przysłużą się redukcji emisji szkodliwych substancji. Dzięki nowym regulacjom Agencja spodziewa się redukcji ok. 3,5 mln ton szkodliwych zanieczyszczeń rocznie.
gazlupkowy.pl, 30 grudnia 2014 r.
 
DT: zniesienie zakazu eksportu ropy z USA może doprowadzić do wojny rynkowej 
Częściowe zniesienie zakazu eksportu ropy w USA może być wstępem do pełnego uwolnienia amerykańskiego rynku, a w konsekwencji doprowadzić do zaostrzenia rywalizacji o udziały w rynku pomiędzy USA a krajami OPEC – pisze Daily Telegraph. Decyzja amerykańskiego Departamentu Handlu o zniesieniu zakazu eksportu tzw. kondensatu gazowego, może stanowić pierwszy krok do całkowitego zniesienia zakazu eksportu ropy z USA obowiązującego od lat 70. XX wieku. Według doniesień amerykańskich mediów, decyzja ta dotyczy ograniczonej liczby firm, które występowały o takie pozwolenia. Same decyzje nie są podawane do publicznej wiadomości. Zdaniem ekspertów z City Group, decyzja ta może spowodować wzrost amerykańskiego eksportu z obecnych 200 tys. do około 500 tys. baryłek dziennie w połowie 2015 roku. W ostatnim czasie OPEC kilkakrotnie zapewniał, że nie zamierza zmniejszać wydobycia mimo spadających cen. W ostatnich 20 latach udział organizacji w światowym rynku ropy zmniejszył się z około 50 do nieco ponad 30% w efekcie rosnącego wydobycia w krajach takich jak Rosja, USA czy w Ameryce Południowej. W ostatnich latach wielokrotnie pojawiały się ze strony branży oraz ekspertów wnioski o wycofanie się amerykańskiego rządu z zakazu eksportu ropy wprowadzonego w czasie kryzysu naftowego w latach 70. XX wieku. Na razie pozostały one bez odpowiedzi, a jedynymi odstępstwami są wydawane od czasu do czasu pozwolenia na eksport na rzecz poszczególnych firm. Tym razem – według Daily Telegraph – może być inaczej, bo i sytuacja na rynku naftowym jest nieporównywalna do tego, co obserwowaliśmy w ostatnich latach. Zmierzające w kierunku samowystarczalności energetycznej USA dysponują coraz większymi rezerwami ropy i nie ukrywają swoich ambicji w walce o globalny rynek surowca. Barierami są jedynie wspomniany zakaz eksportu oraz nadrabiane szybko braki w infrastrukturze logistycznej. 
PAP, 31 grudnia 2014 r.
 
Ukraina otrzymuje 60% gazu z Europy
Ukraina znacznie zmniejszyła zależność od dostaw rosyjskiego gazu, Kijów obecnie 60% potrzebnego surowca nabywa od państw europejskich. To nie tylko zmniejszenie zależności od Rosji, ale też oszczędność. – Za gaz z Europy Kijów płaci znacznie taniej niż z Gazpromu – oświadczył premier Ukrainy Arsenij Jaceniuk. W połowie listopada 2014 r. weszła w życie umowa gazowa między ukraińskim Naftohazem i norweskim potentatem Statoil. W początku września ub. roku rozpoczęły się rewersowe dostawy gazu z Europy, a według informacji Jaceniuka, stanowią one 60% surowca potrzebnego Ukrainie. W 2013 r. łączne zużycie gazu na Ukrainie wynosiło 50 mld m3, własne wydobycie w 2014 r. wynosiło 21 mld m3. W 2014 r. Kijów najwięcej gazu otrzymał z Europy, w tym ze Słowacji – 10 mld m3, oraz z Polski i Węgier, jednak węgierski operator w połowie września br. przerwał dostawy. W ciągu obecnego sezonu zimowego Ukraina – jak powiedział Jaceniuk – musi kupić od Rosji 2,5 mld m3 surowca. Węgierski FGSZ poinformował, że od 1 stycznia 2015 r. wznowi rewersowe dostawy gazu dla Ukrainy. We wrześniu 2014 r. FGSZ wstrzymał na czas nieokreślony dostawy gazu dla odbiorcy ukraińskiego uzasadniając to wzrostem zwiększonego zużycia surowca przez rynek węgierski. Ukraiński Naftogaz nazwał to wstrzymanie „nieoczekiwanym”. Według porozumienia Węgier i Ukrainy z marca 2013 r. rewersowe dostawy gazu z Węgier na rynek ukraiński miały wynosić od 5 do 6 mld m3 rocznie. Przewidziano wówczas, że możliwe są przerwy w dostawach w zależności od warunków handlowych i technicznych. Techniczne warunki umożliwiają wolumen rewersowych dostaw gazu z Węgier na Ukrainę do 16 mln m3 dziennie.
BiznesAlert.pl, 31 grudnia 2014 r.
 
Kreml przyznał 150 mld rubli na sfinansowanie inwestycji Jamał LNG 
Premier Rosji Dmitrij Miedwiediew podpisał dekret przyznający 150 mld rubli (3,9 mld USD) z Narodowego Funduszu Emerytalnego na inwestycję Jamał LNG. Jest to realizacja zapowiedzi rządu rosyjskiego z września 2014 r. Dekret został 
opublikowany na oficjalnej stronie internetowej rządu rosyjskiego. Dofinansowanie z tego Funduszu jest zagwarantowane emisją obligacji Jamał LNG. Dokument został podpisany 27 grudnia 2014 r., zmienia on rozporządzenie rządu rosyjskiego w sprawie budowy instalacji LNG na Półwyspie Jamalskim. Surowiec ma pochodzić z eksploatacji gazu i kondensatu gazowego z pola Jużnoje Tambejskoje. Projekt zakłada eksport 16,5 mln ton rocznie LNG. Zasoby gazu na tym obszarze mają wynosić do 907 mld m3. Przewiduje się również w ramach tego projektu budowę odpowiedniej infrastruktury przesyłowej. Projekt jest realizowany przez spółkę Jamał LNG, której udziałowcami są rosyjski Novatek (60%), francuski Total (20%) oraz chiński CNPC (20%). Spółka nie może sfinansować inwestycji korzystając z kredytów w bankach zachodnich ze względu na sankcje. Obecnie głównym kredytodawcą dla rosyjskich inwestycji są Chiny, ale spółka Jamał LNG nie będzie kredytowana przez chińskie banki, mimo że jednym z udziałowców jest CNPC.
BiznesAlert.pl, 31 grudnia 2014 r.
 
Wielka Brytania: co trzeciej giełdowej spółce z sektora naftowego grozi bankructwo
Nawet co trzecia brytyjska giełdowa spółka z sektora naftowego może stanąć w obliczu bankructwa ze względu na niskie ceny ropy – wynika z raportu Company Watch, firmy monitorującej sytuację finansową spółek. W brytyjskim sektorze naftowo-gazowym działa obecnie około 5850 spółek. 126 spośród nich notowanych jest na londyńskiej giełdzie (27 na rynku głównym a 99 na rynku AIM). Z danych firmy wynika, że 70% z nich przynosi obecnie straty, które w sumie sięgają 1,8 mld funtów. Co więcej, jedna trzecia spośród wspomnianych 126 firm nie generuje aktualnie żadnych przychodów. Company Watch ocenia spółki według własnego ratingu, w którym maksymalna ocena to 100 punktów a najsłabsza – zero. Średnia ocena spółek z sektora naftowego to obecnie 44 punkty, choć w przypadku spółek generujących przychody jest to 76 punktów. Tylko 3 spośród 126 spółek mogą pochwalić się maksymalną oceną 100 punktów a 5 posiada obecnie zerowy rating. Spośród 99 firm notowanych na rynku AIM aż 38 posiada rating poniżej 25 punktów i tym samym oznaczone są jako zagrożone bankructwem. Na głównym rynku londyńskiej giełdy są tylko 4 takie spółki z omawianego sektora. Company Watch ocenia, że wśród firm naftowych nie notowanych na giełdzie sytuacja jest znacznie gorsza. Niemal 90% z nich przynosi obecnie straty szacowane łącznie na około 12 mld funtów. „Wiele spośród mniejszych spółek naftowych powstało tylko ze względu na rekordowo wysokie ceny surowców w ostatnich latach. Ostatnie spadki cen ropy mogą postawić te firmy pod dużą presją, szczególnie te, które do kontynuowania działalności potrzebują zewnętrznego finansowania” – ocenia główny analityk Company Watch Ewan Mitchell. Firma ocenia, że przynajmniej 38 spółek giełdowych z sektora naftowo-gazowego zostanie bez środków na dalsze funkcjonowanie w ciągu najbliższego roku. „Inwestorzy zainteresowani tym sektorem powinni szczególną uwagę poświęcać analizie bilansu finansowego spółek. Podstawowym pytaniem jest czy dysponują one wystarczającymi rezerwami, które pozwolą im pozostać na powierzchni do czasu poprawy sytuacji rynkowej” – dodaje Mitchell. Alarmujące sygnały o kłopotach finansowych spółek z sektora naftowego w Wielkiej Brytanii napływają ostatnio z wielu źródeł. Przyczyną tego stanu jest spadek cen ropy na świecie w połączeniu z rekordowymi nakładami finansowymi na inwestycje na brytyjskim szelfie w ostatnich latach. Przy obecnej cenie ropy ogromna większość tych inwestycji nie ma szans się zwrócić ze względu na wysokie koszty prac poszukiwawczych i wydobywczych w tym rejonie. 
PAP, 31 grudnia 2014 r.
 
Ceny ropy w USA w dół, a 2014 r. najgorszy dla rynku ropy od 2008 r. 
Ceny ropy naftowej na giełdzie paliw w Nowym Jorku nadal spadają. 2014 rok może być najgorszy dla notowań tego surowca od 2008 r. – podają maklerzy. Baryłka ropy West Texas Intermediate, w dostawach na luty, na giełdzie paliw NYMEX w Nowym Jorku, jest wyceniana na 53,38 USD, po zniżce o 77 centów. Brent w dostawach na luty na giełdzie paliw ICE Futures Europe w Londynie zniżkuje o 1,03 USD do 56,78 USD za baryłkę. Na rynkach paliw trwa walka pomiędzy krajami OPEC a producentami ropy w USA o udziały w rynku i żadna ze stron nie zamierza ustępować. W listopadzie OPEC utrzymał limit dostaw ropy bez zmian, na poziomie 30 mln baryłek ropy dziennie, pomimo że na rynkach jest dużo ropy, a popyt na nią nie jest zbyt wysoki. Produkcji ropy nie zamierzają też zmniejszać producenci w USA. „Na rynkach będziemy mieć kontynuację spadków cen ropy. Jeśli USA zmniejszyłyby produkcję, to wsparłoby to notowania surowca, ale na razie nic nie zostało zrobione, aby powstrzymać spadki cen ropy” – mówi Hong Sung Ki, analityk rynku surowców w Samsung Futures Inc. w Seulu. Od początku 2014 r. ropa w USA staniała o 46%, a Brent potaniała na ICE Futures o 48%.
PAP, 31 grudnia 2014 r.
 
Terminal LNG w Kłajpedzie już działa
Pływający terminal LNG zaczął działać w pierwszym dniu nowego roku, w litewskim porcie Kłajpeda – poinformowała agencja BNS, zaznaczając, że to pierwsza alternatywa dla rosyjskiego gazu. „Terminal zaczyna obecnie działać jako regularne źródło gazu dla Litwy” – powiedział prezes spółki Klaipedos Nafta (Klaipeda Oil) Mantas Bartuszka. Wyraził on przekonanie, że działanie terminalu w pierwszym roku 
przekona uczestników rynku gazu, że terminal dobrze pracuje i może zwielokrotnić operacje. Pływający terminal LNG w kłajpedzkim porcie to w rzeczywistości specjalny statek z instalacjami do magazynowania, przeładunku i regazyfikacji gazu skroplonego. Został zbudowany w Korei Południowej. W sierpniu 2014 r. litewska państwowa spółka LitGas podpisała z norweskim Statoilem kontrakt na dostawy gazu skroplonego. Umowa na razie opiewa na dostawę 540 mln m3 gazu rocznie. Dzięki gazoportowi Litwa staje się dużo mniej zależna od dostaw z rosyjskiego Gazpromu, zwiększa swe bezpieczeństwo energetyczne i ma większe szanse na wynegocjowanie z rosyjskim koncernem niższych cen – zaznaczają litewskie władze. Podczas uroczystego powitania w październiku w Kłajpedzie statku – terminalu prezydent Litwy Dalia Grybauskaite powiedziała, że terminal będzie w stanie pokryć nawet 90% zapotrzebowania na gaz wszystkich trzech krajów nadbałtyckich, czyli Litwy, Łotwy i Estonii. Terminal „Independence” to tzw. pływający terminal regazyfikacyjny (FSRU – Floating Storage and Regasification Unit). Nazwa oznacza statek magazynujący płynny surowiec z zamontowaną instalacją zmieniającą jego postać ze skroplonej na gazową. Ze statku, który może przyjmować gaz z normalnych gazowców, dalej paliwo jest wtłaczane do sieci przesyłowej. 
PAP, 1 stycznia 2014 r.
 
Rozpoczęto wydobycie gazu na norweskim polu Valemon
Statoil rozpoczął wydobycie gazu z pola wydobywczego Valemon w norweskiej części Morza Północnego. Pole, które odkryto 30 lat temu, zawiera 192 mln baryłek gazowego ekwiwalentu ropy. Wydobycie gazu będzie sterowane z centrali w Bergen leżącej o 160 km na wschód od platformy wydobywczej. Bezzałogową platformę wyprodukowano w Korei Południowej i w ciągu 45 dni przetransportowano specjalnym statkiem. Na platformie są jednak przygotowane kabiny dla 20 pracowników – pierwsza norweska zdalnie sterowana platforma podczas każdego kolejnego 6-tygodniowego cyklu produkcyjnego będzie gościła przez dwa tygodnie po 17 pracowników, których zadaniem będzie kontrola działania platformy. Norwegowie oceniają, że tamtejszy przemysł wydobywczy ropy i gazu wkracza w etap automatyzacji większości procesów. Szacuje się, że w najbliższych latach zniknie w nim co piąte stanowisko pracy. 
Forsal.pl, 4 stycznia 2014 r.
 
Możemy sprowadzić więcej gazu z zachodu 
Od nowego roku dzięki inwestycjom na gazociągu jamalskim wzrosły, z 2,3 mld m3 do około ok. 5,5 mld m3 rocznie, możliwości importu gazu do Polski z wykorzystaniem wirtualnego rewersu na zasadach ciągłych. Z tego kierunku możemy sprowadzić jeszcze do 2,7 mld m3 surowca z wykorzystaniem wirtualnego rewersu na zasadach przerywanych i 1,5 mld m3 dzięki fizycznym dostawom interkonektorem w Lasowie. Do tego dochodzi jeszcze 0,5 mld m3 gazu, które możemy importować z kierunku południowego nowym połączeniem z Czechami w Cieszynie. Łącznie z kierunków zachodniego i południowego możemy już zaspokajać ponad 90% naszych potrzeb importowych.
Rzeczpospolita, 7 stycznia 2014 r.
 
Gazprom wycofuje się z projektu LNG w Estonii
Planowany przez rosyjski Gazprom terminal LNG w estońskiej miejscowości Silamae miał osiągnąć przepustowość 2,3 mln ton LNG rocznie. Nie powstanie jednak, ze względu na brak dostępu Gazpromu do kapitału wywołany sankcjami Unii Europejskiej i Stanów Zjednoczonych względem Gazprombanku finansującego inwestycje firmy. Z podobnymi problemami borykają się inne projekty LNG, jak terminal w Obwodzie Kaliningradzkim oraz we Władywostoku. Zagrożone są także plany wydobycia surowców z pokładów łupków.
BiznesAlert.pl, 8 stycznia 2014 r.
 
Gotowy tor podejściowy do gazoportu 
Gotowy jest tor podejściowy do gazoportu w Świnoujściu. ma głębokość do 14,5 m i szerokość do 200 m na odcinku 35 km – poinformowała rzeczniczka Urzędu Morskiego w Szczecinie Ewa Wieczorek. „Urząd Morski w Szczecinie zakończył prace związane z dostosowaniem istniejącego toru podejściowego do Świnoujścia do potrzeb gazowców typu Q-flex (o długości blisko 300 m, szerokości ok. 45 m – PAP), które będą obsługiwały terminal LNG. Prace dotyczyły pogłębienia do 14,5 m i poszerzenia do 200 m toru na odcinku około 35 kilometrów” – powiedziała Wieczorek. Wybudowano także dwie nowe stawy nawigacyjne, czyli stałe znaki nawigacyjne, zlokalizowane w odległości ok. 10 km od wejścia do świnoujskiego portu. Było to ostatnie zadanie, jakie Urząd Morski w Szczecinie zrealizował w ramach wieloletniego programu „Budowa falochronu osłonowego dla portu zewnętrznego w Świnoujściu”. Była to zarazem największa inwestycja hydrotechniczna w historii Urzędu. Wcześniej Urząd wybudował falochron osłonowy o długości ok. 3 km, ostrogę o długości ok. 255 m przy falochronie centralnym, nowy tor podejściowy do portu zewnętrznego o głębokości technicznej 14,5 m oraz obrotnicę dla statków. Roboty budowlane w porcie zaczęły się jesienią 2010 roku, a zakończyły się w maju 2013 roku. Wszystkie te zadania zostały zrealizowane za środki budżetu państwa. Koszt prac nie przekroczył zapisanej w programie kwoty 1,016 mld zł. „Wszystkie prace wykonano w ramach założonego budżetu i w ustalonych wcześniej terminach” – podkreśliła rzeczniczka. Terminal do odbioru skroplonego gazu ziemnego w Świnoujściu to jedna z największych polskich inwestycji energetycznych ostatnich lat, uznana przez rząd polski za strategiczną dla bezpieczeństwa energetycznego. Terminal – jak zapowiada inwestor, spółka Polskie LNG – będzie gotowy do komercyjnej eksploatacji w połowie 2015 r.
PAP, 8 stycznia 2014 r.
 
Naukowcy opracowali model opłacalności wydobycia paliw kopalnych 
Tylko jedna piąta światowych zasobów węgla może zostać wydobyta i spalona, jeśli chcemy ograniczyć tempo globalnego ocieplenia do 2°C – wynika z raportu przygotowanego przez University College London na zlecenie brytyjskiego rządu. W raporcie, opublikowanym na łamach czasopisma Nature, eksperci z University College London (UCL), szacują, że chcąc utrzymać założony cel ograniczenia globalnego ocieplenia do 2°C, konieczne będzie pozostawienie pod ziemią ponad 80% znanych zasobów węgla, połowy zasobów gazu oraz 1/3 światowych rezerw ropy. Naukowcy z UCL wpisują się tym samym w coraz popularniejszy nurt zwolenników tzw. „bańki węglowej”, teorii zakładającej, że inwestorzy zaangażowani w projekty w obszarze paliw kopalnych ponoszą znaczące ryzyko związane właśnie z celami klimatycznymi. Wydobycie większości tych zasobów stanie się bowiem nieopłacalne. Bazując na wynikach modelowania komputerowego autorzy publikacji wskazują też, że sposób rozmieszczenia paliw, które powinny pozostać w ziemi, jest różny w różnych regionach. To zaś oznacza, że pewne kraje stracą więcej niż inne w związku z osiągnięciem celu klimatycznego na poziomie 2°C. Na przykład na Bliskim Wschodzie, gdzie znajdują się największe zasoby ropy w złożach konwencjonalnych, powinno pozostać w ziemi ok. 40% jej zasobów. Jest to ilość odpowiadająca 8-letniej produkcji na obecnym poziomie. Bliski Wschód powinien też zostawić w ziemi ponad 60% swoich zasobów gazu. Podobne wyzwania mogą czekać kraje zasobne w węgiel. Według raportu UCL największe ryzyko towarzyszy wydobyciu złóż węgla w Chinach, USA i Rosji. Powyżej progu opłacalności wydobycia znajdą się także złoża węglowodorów w Arktyce oraz nowe projekty w obszarze niekonwencjonalnych złóż ropy. „Politycy muszą zdać sobie sprawę z tego, że naturalne chęci wykorzystania do maksimum własnych zasobów paliw kopalnych, często stoją w sprzeczności z deklaracjami dotyczącymi zaangażowania w działania na rzecz walki ze zmianami klimatu. Udało się nam wypracować model, który pokazuje, które zasoby powinny pozostać pod ziemią, a na wydobycie których możemy sobie pozwolić” – komentuje dr Christophe McGlade, szef zespołu autorów raportu. Z kolei według prof. Paula Ekinsa, jednego z autorów raportu, odznaczonego w tym roku Orderem Imperium Brytyjskiego za działania na rzecz ochrony klimatu, raport powinien stanowić kolejny powód do przemyślenia planów inwestycyjnych przez koncerny surowcowe. Według szacunków, globalne wydatki na ten cel w 2014 roku wyniosły około 670 mld USD. „Inwestorzy tych koncernów powinni postawić pytanie o zasadność takich nakładów inwestycyjnych. Większy nacisk, który kładzie się na kwestie klimatyczne oznacza bowiem, że spółki coraz więcej ryzykują pod względem potencjalnych zwrotów z tych inwestycji, jeśli okaże się, że zasoby będą musiały pozostać pod ziemią” – uważa prof. Ekins. Na fali popularności teorii „bańki węglowej” z inwestycji w sektor paliw kopalnych wycofało się już wiele prywatnych podmiotów a także szereg instytucji, jak np. uczelnie wyższe. Największa skala tych działań obserwowana jest w USA, ale przypadki takie obserwowane są także w Wielkiej Brytanii. Niedawno wycofanie się z inwestycji w paliwa kopalne ogłosił Uniwersytet Glasgow. Podobne kroki rozważają także inne brytyjskie uczelnie, w tym najbogatszy z nich Uniwersytet Oksfordzki, którego fundusz inwestycyjny szacowany jest na 3,3 mld funtów. Według klimatologów, jeśli emisje gazów cieplarnianych będą nadal rosły, do 2100 r. atmosfera Ziemi ociepli się ok. 3,5–4°C. Tymczasem zdaniem ekspertów, jeśli ocieplenie przekroczy 2°C, to koszty związane z jego konsekwencjami będą rosły lawinowo.
PAP, 8 stycznia 2014 r.
 
Cena baryłki ropy spadła poniżej 46 USD
Cena ropy Brent spadła poniżej 46 USD za baryłkę – do najniższego poziomu od sześciu lat. Kraje OPEC nadal nie mają zamiaru zmniejszyć produkcji ropy, a analitycy rynku surowca mówią o panice wśród traderów. Cena ropy, ze względu na nadpodaż surowca oraz mniejszy niż oczekiwano popyt w Azji i Europie, spadła od czerwca 2014 roku o 60%. Kraje OPEC, które walczą o utrzymanie swego udziału w rynku, zamiast zmniejszyć wydobycie, by zrównoważyć podaż i popyt, oferują swym klientom obniżki cen. „Na rynku widać obecnie pewne oznaki paniki i trend jest zdecydowanie spadkowy. Nie dostrzegamy żadnych działań, ani nie dotarły do nas żadne komentarze, które mogłyby powstrzymać agresywną wyprzedaż” – powiedział strateg Saxo Bank Ole Hansen. Jest zgoła odwrotnie – pisze Reuters. Arabia Saudyjska nadal daje do zrozumienia, że jej strategia dotycząca utrzymania udziału w rynku ropy poprzez utrzymanie niskich cen surowca jest konsekwentna; również minister ds. ropy Zjednoczonych Emiratów Arabskich Suhail ibn Muhammad Faradż Faris al-Mazrui powiedział, że decyzja OPEC w sprawie utrzymania wydobycia surowca na dotychczasowym poziomie była słuszna. „Strategia się nie zmieni (...). Nie redukując wydobycia dajemy sygnał innym producentom ropy, że muszą być racjonalni” – powiedział al-Mazrui. Kraje kartelu naftowego utrzymują niską cenę surowca, by zmusić konkurentów z innych państw, gdzie koszty wydobycia są znacznie wyższe, do jego ograniczenia. Traderzy ropy wynajmują tankowce, by przechowywać ropę na morzu. „A jak już raz zacznie się przechowywanie surowca na morzu, to pozostaje niewiele czynników, które mogą powstrzymać spadki Brent” – napisała w swej analizie firma Energy Aspects. Reuters wyjaśnia, że traderzy zaczynają składować ropę, gdy mogą ją bardzo tanio kupić, z nadzieją na odsprzedanie jej później za wyższą cenę. Bank Goldman Sachs prognozuje, że średnia cena surowca w roku 2015 wyniesie około 50,40 USD za baryłkę; poprzednie szacunki przewidywały, że będzie się ona kształtować na poziomie 83,55 USD.
PAP, 13 stycznia 2014 r.
 
FP: tania ropa testem dla opłacalności wierceń w USA 
Cena baryłki ropy w granicach 40–50 USD jest „poważnym testem” dla opłacalności niektórych operacji wydobywczych w Stanach Zjednoczonych – ocenia portal „Foreign Policy” (FP). Zauważa on, że w odróżnieniu od innych, niekonwencjonalnych surowców energetycznych, jak np. roponośne piaski w Kanadzie, amerykańska produkcja ropy z łupków bitumicznych wymaga ciągłego wiercenia nowych odwiertów dla utrzymania poziomu produkcji. FP cytuje firmę Baker Hughes, która poinformowała, że średnia liczba szybów wiertniczych przypadających w USA na jedno pole zmniejszyła się w ub. tygodniu w najszybszym tempie od 2009 r. Firmy eksploatujące formację geologiczną Bakken w Płn. Dakocie są na granicy rentowności – donosi portal. Bank Goldman Sachs ocenił, że jeśli ceny ropy będą niskie, to produkcja w USA obniży się w II. półroczu 2015 r. Agencja Informacyjna ds. Energii rządu USA przewiduje, że obniżka cen może zaszkodzić produkcji, ale tylko w niewielkim stopniu. Według „Foreign Policy” eksploatacja ropy z łupków bitumicznych ma największy wpływ na wzrost gospodarek lokalnych i zatrudnienie w Płn. Dakocie, Alasce, Oklahomie i Teksasie. Od kondycji firm energetycznych w tych stanach zależą pośrednio inne sektory ich gospodarki. „W ostatecznym rozrachunku, o tym, jakie będzie ryzyko taniej ropy dla gospodarki USA będzie zależało od tego, czy konsumentom dopomoże w większym zakresie niż zaszkodzi producentom” – zaznacza komentarz. „Foreign Policy” sądzi też, iż tania ropa może skłonić „Fed” do wydłużenia polityki wspierania gospodarki pompowaniem w nią taniego pieniądza, co – jak przestrzega – nie jest wolne od niebezpieczeństw – ponieważ groziłoby jej tym twardszym lądowaniem w 2016 r. i zbiegłoby się z wyznaczonymi na ten rok wyborami prezydenckimi. 
PAP, 14 stycznia 2014 r.
 
Grupa Lotos otrzymała pierwszy transport ropy z kopalni w Lubiatowie
Grupa Lotos otrzymała pierwszy transport ropy z kopalni PGNiG w Lubiatowie. Po rurociągu „Przyjaźń” i terminalu w Porcie Północnym jest to trzecie źródło dostaw surowca do rafinerii w Gdańsku. W pierwszym transporcie dotarło 1,5 tys. ton ropy. Zgodnie z umową, miesięcznie do Gdańska ma docierać 25 tys. ton dobrej jakościowo, niskosiarkowej ropy, nadającej się do przerobu na benzyny i oleje napędowe. Kontrakt pomiędzy Grupą Lotos a PGNiG został podpisany na 5 lat. Ropa jest dowożona do Gdańska cysternami kolejowymi. Specjalnie do odbioru surowca powstał nowy terminal kolejowy, przystosowany do odbioru 0,5 mln ton ropy rocznie. W październiku 2014 roku wartość umowy z PGNiG Lotos szacował na 3,2 mld zł. Uruchomiona w 2013 r. kopalnia Lubiatów–Międzychód–Grotów wydobywa gaz i ropę. Wartość całej inwestycji wyniosła 1,7 mld zł. Udokumentowane zasoby wydobywalne ropy tego złoża wynoszą ok. 7,25 mln ton, a gazu ziemnego – ok. 7,3 mld m3
PAP, 14 stycznia 2014 r.
 
Sejm przyjął poprawki do noweli ustawy o biopaliwach
Sejm przyjął poprawki Senatu do noweli ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Poprawki miały na celu jak najlepsze dostosowanie polskich przepisów do wymogów prawa unijnego i podkreślenie, że biokomponenty i biopaliwa muszą spełniać kryteria zrównoważonego rozwoju. Programy dotyczące tylko takich biokomponentów będą mogły uzyskiwać wsparcie finansowe. Nowelizacja zawiera techniczne zmiany w przepisach ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Sprowadzają się one do zmian definicji, np. „uznanego systemu certyfikacji”, „świadectwa” czy „poświadczenia” na takie, które gwarantują spełnienie kryteriów zatwierdzonych przez Komisję Europejską. Znowelizowanie ustawy powinno doprowadzić do wycofania przez KE zarzutów braku transpozycji do polskich przepisów dyrektywy o promocji OZE. Dyrektywa, której celem jest osiągnięcie w Unii Europejskiej 20-procentowego udziału energii odnawialnej do 2020 r., miała być wdrożona przez kraje członkowskie do 5 grudnia 2010 r. Polska przyjęła wprawdzie kilka aktów prawnych w tej sprawie, ale KE stwierdziła, że żaden z nich nie wdraża w dostatecznym stopniu dyrektywy. Komisja w 2013 r. pozwała Polskę przed Trybunał Sprawiedliwości UE, żądając kary ponad 133 tys. euro za każdy dzień od wyroku do wdrożenia przepisów UE. Później ze względu na przyjęcie przez Polskę części wymaganych przez nią przepisów obniżyła żądania do 61 tys. euro. Ministerstwo Gospodarki podało, że Polska prowadzi nieformalne konsultacje z Komisją w celu usunięcia ostatnich wątpliwości i zastrzeżeń KE, a przyjęta nowelizacja zawiera wnioski z tych uzgodnień.
PAP, 15 stycznia 2014 r.
 
KE przeanalizuje stanowisko Gazpromu w sprawie nowej trasy dostaw gazu do UE
Komisja Europejska przeanalizuje plany Gazpromu, który ogłosił, że chce zmienić trasę tranzytu gazu tak, by zamiast przez Ukrainę trafiał on do UE przez Turcję. Dopiero po takiej analizie Komisja zajmie stanowisko. Szef Gazpromu Aleksiej Miller poinformował o nowych planach kierowanej przez niego spółki w trakcie wizyty w Moskwie wiceszefa Komisji Europejskiej ds. unii energetycznej Marosza Szefczovicza. „Komisja Europejska przyjęła do wiadomości zapowiedź Gazpromu. Nasze służby będą teraz analizować te plany, biorąc pod uwagę ich opłacalność ekonomiczną, jak również zgodność z prawem, zanim zajmiemy stanowisko w tej sprawie” – powiedziała rzeczniczka KE ds. energetycznych Anna-Kaisa Itkonen. Jak podkreśliła, KE oczekuje, że niezależnie od wszystkiego zobowiązania wynikające z istniejących kontraktów gazowych będą wypełnione. Szef Gazpromu powtórzył, że projekt South Stream „jest zamknięty”, w związku z czym gazociąg „Turecki Potok” jest jedyną trasą, którą można dostarczać 63 mld m3 gazu rosyjskiego docierających obecnie do UE przez Ukrainę. Dlatego – jego zdaniem – UE powinna jak najszybciej zacząć budowę połączeń gazowych, jeśli ma odbierać rosyjski gaz w nowym punkcie dostaw, na granicy Turcji i Grecji.
PAP, 15 stycznia 2014 r.
 
Rok 2014 najcieplejszy na Ziemi od końca XIX wieku
Rok 2014 był najcieplejszy od końca XIX wieku, gdy zaczęto prowadzić takie pomiary – wynika z opublikowanych analiz amerykańskiej agencji NASA i Narodowej Służby Oceanicznej i Meteorologicznej USA (NOAA). Spośród dziesięciu najcieplejszych lat w historii pomiarów temperatury na powierzchni Ziemi, które rozpoczęto w roku 1880, dziewięć odnotowano od roku 2000. Od roku 1880 przeciętna temperatura podniosła się o ok. 0,8°C, a trend ten utrzymuje się głównie za sprawą wzrostu emisji do atmosfery ziemskiej dwutlenku węgla i innych substancji – poinformowała NASA. „Ziemski glob jest obecnie cieplejszy niż był w ciągu ostatnich 100 lat, a prawdopodobnie nawet od co najmniej 5000 lat” – powiedziała specjalistka ds. klimatu Jennifer Francis z Uniwersytetu Rutgersa w New Jersey. „Wszelkie ślady wątpliwości, że winna temu jest ludzka działalność, teraz się rozwiały” – zaznaczyła.
PAP, 18 stycznia 2014 r.
 
PGNiG: zmniejszenie ogólnych kosztów zarządu i przejęcia, w Polsce i zagranicą 
PGNiG chce ograniczyć wydatki w centrali, a więcej środków przeznaczyć na przejęcia sieci ciepłowniczych w Polsce oraz projektów wydobywczych za granicą. Od grudnia ub. roku PGNiG pracuje nad tzw. inicjatywą zero, obejmującą przegląd wydatków w centrali spółki w Warszawie – powiedział prezes PGNiG Mariusz Zawisza. Analizie poddane zostaną m.in. przywileje, wydajność pracy, struktura wynagrodzeń oraz funkcjonalności poszczególnych departamentów spółki. Według Mariusza Zawiszy efektem prowadzonych analiz będzie zmniejszenie ogólnych kosztów zarządu. Ogłoszona pod koniec ub. roku strategia PGNiG zakłada ograniczenie do 2016 r. wydatków całej grupy o prawie miliard złotych. PGNiG prowadzi inwentaryzację aktywów obejmujących nieruchomości i spółki, np. serwisowe. Mariusz Zawisza zwrócił uwagę, że wiele z nich nie jest dostosowane do potrzeb PGNiG, w konsekwencji czego mają być sprzedane. PGNiG przygotowuje się też do przejęć. Z jednej strony mają być to sieci ciepłownicze, a drugiej zagraniczne spółki wydobywcze. W przypadku sieci ciepłowniczych PGNiG może być partnerem dla samorządów mających problemy z wysokim zadłużeniem. Spadająca cena ropy na światowych rynkach pociąga za sobą zmniejszenie wycen projektów wydobywczych, co sprzyja ich przejęciom. – Na razie obserwujemy rynek i dopracowujemy algorytm postępowania, który zastosujemy przy przejęciach – powiedział Mariusz Zawisza. Algorytm ten ma uwzględnić m.in. poziom dopuszczalnego ryzyka, preferowane wielkości złóż oraz możliwości transportu surowca.
Puls Biznesu, 19 stycznia 2014 r.
 
Arabia Saudyjska może przetrzymać nawet 8 lat niskich cen ropy
Arabia Saudyjska może poradzić sobie, nawet jeśli kryzys cenowy na rynku ropy naftowej miałby potrwać 8 lat – powiedział Mohammed al-Sabban, były doradca rządu Arabii Saudyjskiej ds. ropy. Rząd Arabii Saudyjskiej, największego po USA producenta ropy naftowej, od początku spadków cen surowca nie ukrywał, że nie zamierza ograniczać wydobycia w celu zahamowania dalszych spadków. Według nieoficjalnych informacji kraj ten gotowy był utrzymać obecny poziom wydobycia, nawet jeśli cena baryłki ropy spadłaby do poziomu około 20 USD. „Czasem trzeba pozwolić cenom spaść ta nisko jak to konieczne, by wyprzeć z rynku mniejszych producentów” – powiedział al-Sabban. Jego zdaniem zgromadzone przez rząd rezerwy finansowe pozwolą przetrwać ten okres bez większych problemów. Zaznaczył jednak, że jest to możliwe dzięki wprowadzanemu obecnie przez rząd programowi cięć w wydatkach budżetowych. Bez nich kraj byłby w stanie wytrzymać przy niskich cenach ropy około czterech lat. Al-Sabban do zeszłego roku, przez 27 lat, doradzał ministerstwu ds. ropy Arabii Saudyjskiej. Największy obecnie producent ropy naftowej – USA, nie zamierza jednak oddawać pola OPEC. Pod koniec zeszłego roku pojawiła się informacja, że amerykański rząd może na dobre wycofać się z obowiązującego od lat 70. XX wieku zakazu eksportu ropy. Miałoby to na celu znalezienie nowych rynków zbytu dla rosnącego wydobycia surowca ze złóż niekonwencjonalnych.
PAP, 19 stycznia 2014 r.
 
Rosnieft rozpoczął wydobycie ropy na polu Arkutun-Dagi
Rosnieft rozpoczął wydobycie ropy na polu naftowym Arkutun-Dagi. Wydobycie z tego złoża docelowo ma wynieść 4,5 mln ton ropy rocznie (90 tys. baryłek dziennie). Morskie pole Arkutun-Dagi to część projektu Sachalin-1, który jest realizowany przy udziale głównego partnera Rosnieftu – koncernu ExxonMobil. Dwaj pozostali udziałowcy projektu Sachalin-1 to japoński Sodeco i hinduski ONGC Videsh. Utrzymanie stabilnego poziomu produkcji ropy jest zasadniczym wyzwaniem dla Rosji, ponieważ jej najważniejsze pola naftowe na Syberii Zachodniej wyczerpują się, a zachodnie sankcje uniemożliwiają pozyskanie finansowania na nowe inwestycje z zachodnich rynków kapitałowych oraz zakup nowych technologii i sprzętu. W wyniku sankcji ExxonMobil wygasił swoją działalność w rosyjskim sektorze naftowym. Według prognoz rosyjskiego ministerstwa energetyki, przy obecnych uwarunkowaniach krajowych w 2015 roku wydobycie ropy w Rosji ograniczy się do 526–528 mln ton. 
BiznesAlert.pl, 20 stycznia 2014 r.
 
OPEC: Cena ropy spadnie do 20–25 USD
Sekretarz generalny OPEC – Abdallah Salem El-Badri stwierdził, że cena ropy naftowej powinna spaść do 
20–25 USD za baryłkę. Dopiero po upływie około 5 lat utrzymywania się niskich cen, z powodu braku odpowiednich inwestycji w globalny sektor naftowy, możliwy miałby być powrót do zwiększenia wartości wspomnianego surowca i osiągnięcia poziomu około 100 USD. Podobnego zdania już w grudniu ub. roku był saudyjski minister ds. ropy Ali al-Nuaimi, według którego budżety krajów Zatoki są w stanie przetrwać długotrwały okres redukcji wartości „czarnego złota”, a lokalny koszt jego produkcji to zaledwie 4–5 USD za baryłkę. Obniżając produkcję Arabia Saudyjska uszczupliłaby własną pozycję rynkową kosztem wydobycia ropy z pokładów łupków. „Tymczasem Rijad chce powiedzieć światu, że tylko kraje o wysokiej wydajności zasługują na udziały w rynku” – konkludował. Według Anatola Koletskiego, prezesa Institute for New Economic Thinking „warunki konkurencyjnego rynku powinny wymusić na Arabii Saudyjskiej i pozostałych niskokosztowych producentach nieprzerwaną produkcję na maksymalnym możliwym poziomie, podczas gdy amerykańscy wytwórcy przeżywać będą cykliczne okresy prosperity i załamania typowe dla rynków surowcowych, i zamykać rafinerie, gdy światowy popyt osłabnie. W tym konkurencyjnym układzie sił globalny maksymalny pułap cenowy wyznaczałby koszt krańcowy amerykańskiej ropy z łupków, natomiast dolny próg określałyby ceny surowca z relatywnie odległych pól naftowych w krajach OPEC i Rosji, gdzie ropę pozyskuje się w sposób tradycyjny. Koszty produkcji ropy naftowej wydobywanej z pokładów łupków szacowane są na poziomie 50 USD, natomiast krańcowe złoża konwencjonalne osiągają próg opłacalności najczęściej w granicach 20 USD. 
defence24.pl, 22 stycznia 2014 r.
 
Total Polska planuje otwarcie 100 stacji paliw w Polsce do końca 2016 r. 
Koncern Total w ciągu najbliższych dwóch lat planuje otworzyć 100 stacji paliwowych w Polsce. Spółka uruchomiła pierwsze dwie stacje paliw w naszym kraju pod koniec 2014 roku – w Słubicach i Białym Borze. Kolejne stacje mają powstać w południowo-zachodniej Polsce. Rozwijanie sieci będzie oparte na modelu franczyzowym. „Mamy około 1200 stacji paliw w Niemczech, co stawia nas na trzeciej pozycji w tym kraju pod względem liczby stacji. Przedłużenie i rozbudowa sieci stacji w Polsce jest dla nas naturalnym krokiem rozwoju” – powiedziała Magdalena Myszczyszyn, dyrektor działu stacji i hurtu paliw w Total Polska. Total prowadzi łącznie ponad 15 tys. stacji paliw na całym świecie.
PAP, 22 stycznia 2014 r.