Gleitender Durchschnitt Erdgas

Erdgaspreise sind bei einem 19-Monats-Hoch: Was bedeutet es am 21. September 2016, aktive Erdgas-Futures erreichten einen Höchststand von 3,06 auf Schlusskurs basisthe höchstes Niveau seit Januar 2015. Warum sind die Erdgaspreise steigen Der Anstieg der natürlichen Gas konnte auf Rekordhochtemperaturen zurückgeführt werden. Dies führte zu einer höheren Erdgasnachfrage bei gasgefeuerten Kraftwerken, um den Kühlbedarf zu decken. Die natürliche gezielte Bohrtätigkeit war schwach. Gut diskutieren Erdgas und Rohöl Bohrungen im nächsten Teil. Der Markt erwartet auch, dass die Kluft zwischen dem aktuellen Lagerbestand und den historischen Durchschnittskursen enden wird. Besprechen Sie dies im Einzelnen in Teil 3. Erdgasvorräte Im vergangenen Winter war der Erdgasverbrauch für die Heizung wegen des milden Wetters schwach. Infolgedessen waren die Preise schwach. Ende März 2016 waren die US-Erdgasvorräte bei 2,5 Billionen Kubikfuß über dem Niveau von 2015 und 53 höher als ihr Fünfjahresdurchschnitt. Erdgas-Futures trafen auf ein 2016 und 17-Jahres-Tief von 1,64 am 3. März. Die UVP (US Energy Information Administration) Projekte, dass Erdgas Vorräte werden 4,042,4 Bcf (Milliarden Kubikfuß) am Ende Oktober 2016. Dies wäre die Höchstes Niveau auf Rekord am Ende Oktober. Während der Woche, die am 2. September endete, waren die Erdgasvorräte um 3.437 Bcf10 höher als ihr Fünfjahresdurchschnitt und 6 höher als das Niveau des Vorjahres. Key Moving Averages Am 21. September wurden Erdgas-Futures 17,8 über ihrem 100-Tage-Gleitender Durchschnitt und 6,7 über ihrem 20-Tage-Gleitender Durchschnitt gehandelt. Dies zeigt die bullishness in Erdgaspreise an. Die obige Grafik zeigt die Preisentwicklung von Erdgas-Futures im Vergleich zu den wichtigsten gleitenden Durchschnitten. Die Erdgasstimmung wirkt sich auch auf ETFs wie den ProShares Ultra Oil Amp Gas ETF (DIG), das PowerShares DWA Energy Momentum Portfolio (PXI), die Vanguard Energy ETF (VDE), die iShares US Energy ETF (IYE) und die Fidelity aus MSCI Energy Index ETF (FENY). Im nächsten Teil dieser Serie, gut diskutieren die Rohöl Rigs zählen. Nun sehen, wie es Auswirkungen auf die Erdgasproduktion und die Preise hat. Was treibende Erdgaspreise höher Am 1. Juli traf die Aktiv-Erdgas-Futures auf einem Höchstniveau von 2.99 auf dem höchsten Stand seit Mai 2015 auf einer Schlusskursbasis. Derzeit ist Erdgas 5 unter seinem 2016 hoch. Warum die Erdgaspreise Anfang 2016 fielen Im vergangenen Winter war der Erdgasverbrauch für die Heizung wegen des milden Wetters schwach. Infolgedessen waren die Preise schwach. Ende März 2016 waren die US-Erdgasvorräte bei 2,5 Billionen Kubikfuß über dem Niveau von 2015 und 53 höher als ihr Fünfjahresdurchschnitt. Erdgas-Futures getroffen ein 2016 und 17-Jahres-Tief von 1,64 am 3. März. Key Umzug im Durchschnitt 8,3 über ihren 100-Tage gleitenden Durchschnitt und 3,3 über ihren 20-Tage gleitenden Durchschnitt. Die Erdgaspreise kamen über ihren 20-tägigen gleitenden Durchschnitt am 23. August. Dies deutet auf kurzfristige Zölle in Erdgaspreisen hin. Die obige Grafik zeigt die Preisentwicklung von Erdgas-Futures im Vergleich zu den wichtigsten gleitenden Durchschnitten. Die Erdgasstimmung wirkt sich auch auf ETFs wie den ProShares Ultra Oil Amp Gas ETF (DIG), das PowerShares DWA Energy Momentum Portfolio (PXI), die Vanguard Energy ETF (VDE), die iShares US Energy ETF (IYE) und die Fidelity aus MSCI Energy Index ETF (FENY). Im nächsten Teil dieser Serie, gut diskutieren die Rohöl Rigs zählen. Nun sehen, wie es Auswirkungen auf die Erdgasproduktion und die Preise. U.S. Energieinformationsverwaltung - UVP - Unabhängige Statistik und Analyse Internationaler Energieausblick 2016 Kapitel 3. Erdgas Der Verbrauch von Erdgas weltweit wird voraussichtlich von 120 Billionen Kubikfuß (Tcf) im Jahr 2012 auf 203 Tcf im Jahr 2040 im Internationalen Energieausblick 2016 ( IEO2016) Referenzfall. Mit Energiequelle macht Erdgas den größten Anstieg des weltweiten Primärenergieverbrauchs aus. Reichliche Erdgasressourcen und eine robuste Produktion tragen zu einer starken Wettbewerbsposition des Erdgases unter anderen Ressourcen bei. Erdgas bleibt ein wichtiger Brennstoff im Stromsektor und im Industriebereich. Im Energiesektor ist Erdgas aufgrund seiner Kraftstoffeffizienz eine attraktive Wahl für neue Kraftwerke. Erdgas verbrennt auch sauberer als Kohle - oder Erdölprodukte, und da mehr Regierungen mit der Umsetzung nationaler oder regionaler Pläne zur Reduzierung der CO2-Emissionen beginnen, können sie die Verwendung von Erdgas fördern, um mehr kohlenstoffintensive Kohle und flüssige Brennstoffe zu verdrängen. Der weltweite Verbrauch von Erdgas für industrielle Anwendungen steigt um durchschnittlich 1,7 Jahre, und der Erdgasverbrauch im Stromversorgungssektor steigt um 2,2 Jahre, von 2012 auf 2040 im IEO2016 Referenzfall. Die Industrie - und Stromversorgungsbranchen machen zusammen 73 den Gesamtanstieg des weltweiten Erdgasverbrauchs aus und belaufen sich auf rund 74 des gesamten Erdgasverbrauchs bis 2040. Der Verbrauch von Erdgas steigt in allen IEO-Regionen mit der Nachfrage in den Nationen außerhalb des Landes Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (Nicht-OECD) mehr als doppelt so schnell wie in der OECD (Abbildung 3-1). Das stärkste Wachstum des Erdgasverbrauchs wird für die Länder der Nicht-OECD-Asien prognostiziert, wo das Wirtschaftswachstum zu einer erhöhten Nachfrage führt. Der Erdgasverbrauch in der Nicht-OECD-Region wächst um durchschnittlich 2,5 Jahre von 2012 bis 2040, verglichen mit 1,1 Jahren in den OECD-Ländern. Infolgedessen machen die Nicht-OECD-Länder 76 des gesamten weltweiten Anstiegs des Erdgasverbrauchs aus, und ihr Anteil an der weltweiten Erdgasnutzung wächst von 52 im Jahr 2012 auf 62 im Jahr 2040. Zahlenangaben Um die steigende Erdgasnachfrage zu erreichen, Die IEO2016 Referenz-Fall, die Worldrsquos Erdgas-Produzenten erhöhen die Versorgung von fast 69 von 2012 bis 2040. Die größte Zunahme der Erdgasproduktion von 2012 bis 2040 kommen in Nicht-OECD Asien (18,7 Tcf), dem Nahen Osten (16,6 Tcf), Und die OECD Americas (15,5 Tcf) (Abbildung 3-2). Allein in China steigt die Produktion um 15,0 Tcf, da das Land die Entwicklung seiner Schieferressourcen erweitert. Die USA und Russland erhöhen die Erdgasproduktion um 11,3 Tcf bzw. um 10,0 Tcf. In Russland wird das Produktionswachstum vor allem durch die zunehmende Entwicklung der Ressourcen in den arktischen und östlichen Regionen unterstützt. U. S. Produktionswachstum kommt vor allem aus Schiefer Ressourcen. Die gesamte Erdgasproduktion in China, den USA und Russland macht fast 44 der Gesamtsteigerung der weltweiten Erdgasproduktion aus. Figur-Daten Obwohl es mehr gibt, um über das Ausmaß der Weltrsquos-Dünngas-, Schiefergas - und Kohle-Methan-Ressourcenbasis zu erfahren, projiziert der IEO2016-Referenzfall eine erhebliche Zunahme dieser Versorgung8212s insbesondere in China, den USA und Kanada (Abbildung 3- 3). Die Anwendung von horizontalen Bohr - und hydraulischen Bruchtechnologien hat es ermöglicht, die US-Rohgas-Ressource zu entwickeln, was zu einer nahezu verdoppelten Schätzung der gesamten technisch rückzahlbaren Erdgasressourcen in den letzten zehn Jahren beiträgt. Shale Gas macht mehr als die Hälfte der US-Erdgas-Produktion in der IEO2016 Referenz Fall, und engen Gas-, Schiefer-Gas-und Kohle-Methan-Ressourcen in Kanada und China für etwa 80 der gesamten Produktion im Jahr 2040 in diesen Ländern. Bilddaten Flüssiggas (LNG) macht einen wachsenden Anteil des weltweiten Erdgashandels im Referenzfall aus. Der Welt-LNG-Handel ist mehr als verdoppelt, von etwa 12 Tcf im Jahr 2012 bis 29 Tcf im Jahr 2040. Der Großteil der Zunahme der Verflüssigungskapazitäten liegt in Australien und Nordamerika, wo eine Vielzahl von neuen Verflüssigungsprojekten geplant oder im Bau sind, von denen viele werden In den nächsten zehn Jahren in Betrieb gehen. Gleichzeitig wurden die bestehenden Anlagen in Nordafrika und Südostasien aufgrund von Produktionsrückgängen auf vielen der älteren Gebiete, die mit den Verflüssigungsanlagen verbunden sind, nicht ausgelastet oder abgeschaltet, und weil der häusliche Erdgasverbrauch höher bewertet wird als der Export. OECD-Erdgasverbrauch OECD Americas Der jährliche Erdgasverbrauch in der Region OECD Americas steigt stetig auf 40,1 Tcf im Jahr 2040 (Abbildung 3-4), einschließlich der Zunahmen von 1,0 Tcf von 2012 auf 2020 (0,4Jahre) und 7,3 Tcf von 2020 bis 2040 ( 1,0 Jahre). Die OECD-Region Americas macht 41 der gesamten Zunahme der Erdgasnutzung durch die OECD-Länder aus und 13 des Anstiegs des weltweiten Erdgasverbrauchs über den Projektionszeitraum. Abbildung Daten Die Vereinigten Staaten8212die weltgrößten Verbraucher von Erdgas8212Legt die OECD Americas Region im jährlichen Erdgasverbrauchswachstum mit einer Zunahme von 4,2 Tcf von 2012 bis 2040 oder 51 der regionrsquos Gesamterhöhung (Abbildung 3-5). Während die kürzlich abgeschlossenen Clean Power Plan (CPP) - Regelungen in den Vereinigten Staaten nicht in den IEO2016-Referenzfall aufgenommen werden, werden ihre Auswirkungen in Diskussionen, Tabellen und Zahlen während des gesamten Berichts auf der Grundlage der früheren US Energy Information Administration (EIA) - Analyse berücksichtigt Der vorgeschlagenen Regel, die ähnliche Elemente hat. Bei der Umsetzung des vorgeschlagenen CPP würde der US-Erdgasverbrauch im Vergleich zum IEO2016 Referenzfall um 1,7 Tcf höher sein. Der größte Anstieg des Erdgasverbrauchs würde im Stromsektor als Ersatz für die Kohleerzeugung auftreten. Nach 2020 nimmt die Wirkung des CPP auf den Erdgasverbrauch im Energiesektor ab, da die Erzeugung aus erneuerbaren Energien zunimmt. Im Jahr 2040 ist der projizierte US-Erdgasverbrauch bei der CPP um 1,0 Tcf niedriger als im IEO2016 Referenzfall. Die Auswirkungen der endgültigen CPP auf die Erdgas-Erzeugung hängen von den Erdgaspreisen, den Kosten der erneuerbaren Technologie und den Entscheidungen der staatlichen Umsetzung ab. Eine Erhöhung der Erdgasnutzung bis 2040 ist sicherlich möglich in Szenarien mit niedrigen Gaspreisen und Umsetzungsstrategien, die Gas begünstigen. Abbildung Daten Die Projektionen für den kombinierten jährlichen Erdgasverbrauch in Mexiko und Chile beinhalten ein absolutes Wachstum in den beiden Ländern von 2,2 Tcf (26 der OECD Americas Gesamtanstieg), gefolgt von Kanada mit 1,9 Tcf (23 der OECD Americas Gesamtsteigerung). In zunehmendem Maße hat Mexiko seine wachsende Nachfrage nach Elektrizität mit der Erzeugung von Erdgas-gefüllten Einheiten, mit Erdgas importiert von Pipeline aus den Vereinigten Staaten, vor allem seit 2011 als das Wachstum von Mexicorsquos insgesamt Erdgasverbrauch hat seine inländischen Produktion Wachstum überholt erfüllt. Im IEO2016-Referenzfall beläuft sich der Stromversorgungssektor auf 39 (3,2 Tonnen) des Wachstums des Erdgasverbrauchs von 2012 auf 2040 in der Region OECD Americas, wobei 1,6 Tcf der Zunahme in Mexiko und Chile und 1,3 Tcf in Kanada auftraten . Die Erdgasnutzung in der OECD Americas Industriesektor wächst um 1,4 Tcf von 2012 bis 2020, mit 1,3 Tcf (97) in den Vereinigten Staaten hinzugefügt, wo der industrielle Verbrauch um durchschnittlich 1,8 Jahre steigt. Das Wachstum der Erdgasnutzung im US-amerikanischen Industriesegment verlangsamt sich von 2020 bis 2040 im Durchschnitt 0,5 Jahre und steigt in diesem Zeitraum um insgesamt 1,0 Tcf an. In Kanada wächst der Erdgasverbrauch im industriellen Sektor im Durchschnitt von 0,2 Jahren von 2012 bis 2020 und um 1,1 Jahre von 2020 bis 2040. In der Region MexikoChile wächst der Erdgasverbrauch des Industriesektors im Durchschnitt von 2010 bis 2020 im Durchschnitt von 0,1 Jahren Und 1.2Jahre von 2020 bis 2040. OECD Europe Der Erdgasverbrauch in der Region OECD Europe wächst im Jahresdurchschnitt um 1,3 Jahre, von 17,8 Tcf im Jahr 2012 auf 25,3 Tcf im Jahr 2040 im Referenzfall (Abbildung 3-6) mit der Stromversorgung Sektor, der mehr als die Hälfte (4.6 Tcf) des Gesamtanstiegs ausmacht. Der durchschnittliche Anstieg des Erdgasverbrauchs von 3.6 Jahren für die Stromerzeugung von 2020 bis 2040 ist höher als bei jeder anderen Energiequelle, die in diesem Sektor verwendet wird. Der Anteil des Erdgases im Stromerzeugungsmix wird voraussichtlich wachsen, da ältere nukleare und kohlebefeuerte Einheiten nach und nach stillgelegt und vor allem durch neue Erdgas - und erneuerbare Kapazitäten ersetzt werden. Abbildung Daten Erdgaspreise in Asien In asiatischen Märkten, im Gegensatz zu denen in den Vereinigten Staaten, gelten die Erdgaspreise typischerweise Kontrakte, die auf die Preise für Rohöl oder Erdölprodukte indiziert sind. Der Rückgang der Rohölpreise zwischen August 2014 und Januar 2015 und die niedrigen Ölpreise seitdem (Abbildung 3-7) wirkten sich erheblich auf die asiatischen Erdgaspreise und - märkte aus. Allerdings entwickeln asiatische Länder regionale Handelszentren, um Erdgaspreise zu setzen, die die Erdgasmarktdynamik besser widerspiegeln. Im Jahr 2014 traten fast 30 des weltweiten Handels mit LNG kurzfristig 54 oder Spot auf. Die asiatischen Länder machten drei Viertel dieser Summe aus und ein Drittel des weltweiten Erdgashandels 55. Von 2011 bis 2014 führten hohe Rohölpreise zu höheren Preisen für LNG-Importe. In Asien wird die meisten Erdgas als LNG importiert, wobei die LNG-Preise traditionell auf Rohöl auf einer langfristigen, vertraglichen Basis indiziert werden. Daten-Daten Derzeit gibt es keinen global integrierten Markt für Erdgas, und Preismechanismen variieren je nach regionalem Markt. In den meisten Fällen wird international gehandeltes Erdgas aufgrund der Liquidität und Transparenz der Rohölpreise und der Substituierbarkeit von Erdgas und Erdölprodukten auf Rohölpreise wie z. B. Nordsee Brent oder Japan zollfrei (JCC) indiziert Einige Märkte. Zum Beispiel haben einige asiatische Länder die Möglichkeit, entweder Erdgas oder Erdöl für die Stromerzeugung zu verbrennen. Obwohl langfristige Verträge, die auf Rohölpreise indiziert sind, Asiarsquos überwiegende Preismechanismen bleiben, wird Erdgas in einmaligen Transaktionen auf dem Spotmarkt gehandelt oder unter kurzfristigen Verträgen, die die internationalen Erdgasversorgungs - und Nachfragebilanzen stärker widerspiegeln . Der kurzfristige und kurzfristige LNG-Handel im asiatisch-pazifischen Markt hat sich von 2010 bis 2014 fast verdreifacht (Abbildung 3-8), als er 21 des globalen LNG-Handels und 7 des Erdgashandels repräsentierte. Figur-Daten Mehrere asiatische Länder, die Japan, China und Singapur beherbergen, entwickeln regionale Handelszentren mit dem Ziel, die Preisbildungs-Transparenz zu steigern: Im September 2014 startete Japan einen LNG-Futures-Kontrakt auf der japanischen Börse (JOE) Rim Intelligence Co. Täglicher Preisindex. Allerdings ist seit ihrer Gründung nur ein Handel auf der JOE gemacht worden. Die Länder fehlen Pipeline-Konnektivität mit anderen Märkten, geringe Mengen an flexiblen LNG und fehlende LNG-Preistransparenz und Liquidität haben eine begrenzte LNG-Handelsaktivität auf der JOE. Im Juni 2015 startete die Singapore Stock Exchange die Singapore SGX LNG Index Group (SLInG). Der Index wird für LNG-Cargos aus Singapur an den verschiedenen Destinationen, die die regionalen Spotpreise widerspiegeln, kostenfreie Preise (ohne Versandkosten) zur Verfügung stellen. Seit Juni 2015 hatten sich 13 Marktteilnehmer angemeldet, um an dem Index teilzunehmen, und 10 weitere wurden erwartet, dass sich das Handelsvolumen bislang moderat befand. Am 1. Juli 2015 startete China die Shanghai Oil and Gas Exchange, die sowohl Pipeline Gas und LNG Handel. Chinarsquos diversifizierter Erdgasmarkt mit erweiterter Pipeline-Infrastruktur und Gas-on-Gas-Wettbewerb kann einen liquiden asiatischen Erdgaspreisindex bieten, aber ein hohes Maß an staatlicher Regulierung macht es als regionaler Benchmark weniger attraktiv. In Europa, wo Erdgas sowohl durch Pipeline als auch als LNG importiert wird, werden die Erdgaspreise entweder auf Rohölpreise oder auf dem Spotmarkt indexiert. Obwohl der Großteil des Handels in Europa auf langfristigen Verträgen beruht, hat sich der Hub-basierte Spot-Handel in den letzten zehn Jahren deutlich erhöht. Die primären Benchmark-Preise für Spot-Handel sind der National Balancing Point (NBP) im Vereinigten Königreich und die Titel Transfer Facility (TTF) in den Niederlanden. Die NBP - und TTF-Preise haben einen starken Einfluss auf die Hubpreise in anderen europäischen Märkten aufgrund ihrer Liquidität und Vernetzung mit Kontinentaleuropa. Andere Handelszentren in Kontinentaleuropa wachsen in Bezug auf gehandelte Mengen und die Anzahl der Hubs und Teilnehmer. Mit der zunehmenden Menge und Liquidität in den europäischen Hubs beginnt die Hub-Preisgestaltung eine größere Rolle. Einige neuere Pipeline-Verträge in Kontinentaleuropa beinhalten nun einen nabenbasierten Preis und nicht eine traditionelle Verknüpfung zu einem Korb mit Rohölprodukten. Die Preise bei Henry Hub, der US-Erdgas-Benchmark, können sich auch auf die globale Preisbildung durch den LNG-Handel auswirken. Bis 2020, wenn alle aktuellen U. S.-Verflüssigungsprojekte erwartet werden, werden die Vereinigten Staaten fast ein Fünftel der globalen Verflüssigungskapazität ausmachen und die drittgrößte LNG-Exportkapazität in der Welt haben (nach Katar und Australien). Fast 80 von U. S. LNG Exportvolumen für Projekte, die derzeit im Bau sind, wurden zu den Preiskonditionen verknüpft, die direkt mit dem Preis von Henry Hub verbunden sind, oder unter einem Hybridpreismechanismus mit Links zu Henry Hub. Die Flexibilität der Zielklauseln in den LNG-Exportkontrakten und die Einführung von Hub-Indizes wird voraussichtlich eine größere Liquidität im globalen LNG-Handel fördern, die Preisveränderung weg von ölbasierten Indizes verschieben und zur Entwicklung asiatischer regionaler Handelszentren und Preisindizes beitragen. Der Erdgasverbrauch in OECD Asien wächst im IEO2016 Referenzfall um durchschnittlich 1,6 Jahre, von 7,9 Tcf im Jahr 2012 auf 12,2 Tcf im Jahr 2040 mit einem Anstieg des Japanrsquos-Verbrauchs um durchschnittlich 0,9 Jahre. Japan hat sich vor allem auf kurzfristige und Spot-Fracht-Sendungen von LNG verlassen, um den Verlust der nuklearen Erzeugungskapazitäten auszugleichen, als ein großer Teil seiner nuklearen Erzeugungskapazität abgeschaltet wurde, nachdem die Fukushima Daiichi-Leistungsreaktoren durch das Erdbeben im März 2011 und den Tsunami stark beschädigt wurden . Alle außer 2 der countryrsquos 50 Reaktoren blieben offline ab Januar 2016 56, und Umweltbelange haben die Regierung dazu veranlasst, den Erdgasverbrauch zu fördern, so dass LNG ein Brennstoff der Wahl für die Stromerzeugung ist, um die verlorene Atomgeneration zu ersetzen. Nach Angaben der International Gas Union betrieb Japan im Jahr 2014 23 große LNG-Importterminals, darunter Erweiterungen und Satellitenterminals, wobei die Gesamtgasausgabekapazität von 9 Tcfyear weit über die Nachfrage hinausging. Von 2020 bis 2040, Japanrsquos realen BIP erhöht sich um durchschnittlich 0,5 Jahre, bei weitem der niedrigste in der Region, als Folge der sinkenden Bevölkerung und Alterung Arbeitskraft. Obwohl der Erdgasverbrauch von Japanrsquos zwischen 2020 und 2040 nicht verlangsamt, sinkt der Energieverbrauch aus Flüssigkeiten und Kohle. Infolgedessen steigt der Erdgasanteil des gesamten Energieverbrauchs von Japanrsquos von 25 im Jahr 2020 auf fast 30 im Jahr 2040. Der Südkoreas-Erdgasverbrauch wächst mit durchschnittlichen Raten von 2.3Jahre von 2012 bis 2020 und 1.7Jahre von 2020 bis 2040 in der IEO2016 Referenzfall. Das Wachstum der Erdgasnachfrage in den südkoreanischen Industrie-, Wohn - und Gewerbebereichen verlangsamt sich, während es im Stromsektor über dem Jahr 2012821140 über 2 Jahre liegt. Australien und Neuseeland haben OECD Asias stärksten durchschnittlichen jährlichen Wachstum im Stromsektor Erdgasverbrauch von 2012 bis 2040 in der IEO2016 Referenz Fall, durchschnittlich 4.6year und mehr als Verdreifachung, von 0,4 Tcf im Jahr 2012 auf 1,5 Tcf im Jahr 2040 (Abbildung 3-9 ). Australien erhöht den Anteil des Erdgases in seinem Stromerzeugungsmix, um seine kohlenstoffintensivere Kohleerzeugung zu reduzieren. Die beiden Länder kombinierten Anteil der OECD Asiarsquos Gesamt-Erdgasverbrauch für die Stromerzeugung wächst von 10 im Jahr 2012 auf 21 im Jahr 2040 in der IEO2016 Referenz Fall. Daten-Daten Nicht-OECD-Erdgasverbrauch Nicht-OECD-Europa und Eurasien Die Länder der Nicht-OECD-Europa und Eurasien stützten sich auf Erdgas für 47 ihres Primärenergiebedarfs im Jahr 2012.die zweithöchste aller Ländergruppierungen im IEO2016 nach dem Mittleren Osten. Nicht-OECD-Europa und Eurasien verbrauchten im Jahr 2012 insgesamt 23,0 Tcf Erdgas, die meisten außerhalb der OECD und mehr als jede andere Region der Welt mit Ausnahme der OECD Americas. Russiarsquos 15,7 Tcf des Erdgasverbrauchs im Jahr 2012 entfielen 68 der Nicht-OECD Europa und Eurasien regionrsquos insgesamt (Abbildung 3-10). Bilddaten Im IEO2016-Referenzfall wächst der Gesamtverbrauch der Erdgas in Nicht-OECD-Europa und Eurasien im Durchschnitt von 0,4 Jahren von 2012 auf 2040, einschliesslich eines Rückgangs von 0,3Jahre von 2012 bis 2020 und einer Zunahme von 0,7Jahre von 2020 auf 2040, für eine Gesamterhöhung von 2.9 Tcf über die 2012821140 Zeitraum. Mit Russland, die nur etwa 10 der regionrsquos insgesamt zu erhöhen, ist die durchschnittliche Zunahme für den Rest der Nicht-OECD Europa und Eurasien Region 1,1 Jahre, verglichen mit Russen Durchschnitt von 0.1Jahre. Im Elektrizitätssektor sinkt der Erdgasverbrauch im Jahr 2000 bis 2040 in Russland um durchschnittlich 0,1 Jahre, da das Wachstum des Gesamtenergieverbrauchs sich verlangsamt, aber im Durchschnitt um 1,4 Jahre in den Regionrsquos anderen Ländern wächst. Nicht-OECD-Asien Unter allen Regionen der Welt ist das schnellste Wachstum des Erdgasverbrauchs im IEO2016 Referenzfall in Nicht-OECD-Asien. Die Erdgasnutzung in Nicht-OECD-Asien steigt um durchschnittlich 4,4 Jahre, von 15,1 Tcf im Jahr 2012 auf 50,8 Tcf im Jahr 2040 (Abbildung 3-11). Im Laufe des Zeitraums macht die Nicht-OECD-Asien mehr als 40 des gesamten Wachstums der weltweiten Erdgasnutzung aus und fährt von der derzeitigen Position als weltgrößter viertgrößter Erdgasverbrauchsregion bis zur zweitgrößten Erdgasverbrauchsregion im Jahr 2030 Und der größte Verbraucher im Jahr 2040. OECD Asiarsquos insgesamt Erdgasverbrauch steigt von weniger als der Hälfte der OECD Americas Region im Jahr 2012 auf mehr als 25 über die OECD Americas insgesamt im Jahr 2040, und der Anteil der gesamten Welt Erdgasverbrauch steigt von 13 Im Jahr 2012 bis 25 im Jahr 2040. Abbildung Daten China macht fast zwei Drittel (63) des Wachstums in Nicht-OECD Asias Erdgasverbrauch von 2012 bis 2040. Der Gesamtverbrauch von Erdgas in China steigt um durchschnittlich 6.2Jahre in Der IEO2016 Referenzfall von 5.1 Tcf im Jahr 2012 auf 27,5 Tcf im Jahr 2040. Chinarsquos Zentralregierung fördert Erdgas als bevorzugte Energiequelle und hat ein ehrgeiziges Ziel gesetzt, den Anteil des Erdgases in seinem gesamten Energiemix auf 10 (oder Ca. 8,8 Tcf) bis 2020 zur Linderung der Verschmutzung durch den Schwerkohlenverbrauch 58. In der IEO2016 Referenz Fall, Erdgasverbrauch in China insgesamt 9,1 Tcf im Jahr 2020, oder etwa 6 der countryrsquos Gesamtenergieverbrauch. Im Jahr 2040 ist der Erdgasanteil von Chinarsquos Energieverbrauch 158212still weniger als coalrsquos 44 Anteil. Allerdings liegt die durchschnittliche jährliche Wachstumsrate von 6,2 für den Erdgasverbrauch von 2012 bis 2040 weit unter der durchschnittlichen Wachstumsrate von 9,7 für die Kernenergie. In Indien entfielen Erdgas im Jahr 2012 auf rund 8 Gesamtenergieverbrauch und beinahe den Anteil am chinesischen Energiemix. In anderen Ländern der Nicht-OECD-Asiens verbraucht der Erdgasverbrauch im Jahr 2012 23 des Gesamtenergieverbrauchs, und sein Anteil steigt im Jahr 2040 im IEO2016 Referenzfall auf 25, da der Erdgasverbrauch im Durchschnitt um 2,8 Jahre ab 7,9 liegt Tcf im Jahr 2012 bis 17,2 Tcf im Jahr 2040. Obwohl Erdgas nach der Flüssigkeit die zweitgrößte Energiequelle ist, ist die jährliche Wachstumsrate geringer als die Raten für erneuerbare Energien (3,4) und die Kernenergie (2,9). Mittlerer Osten Im Mittleren Osten lag der Erdgas im Jahr 2012 fast die Hälfte des gesamten Energieverbrauchs aus, mehr als in jeder anderen Region. Im IEO2016 Referenzfall steigt der Erdgasverbrauch des Mittleren Ostens von durchschnittlich 2,5 Jahren von 2012 auf 2040 an, und der Industriesektor macht den größten Anteil am gesamten Erdgasverbrauch aus (Abbildung 3-12). Die Erdgasnutzung im Industriebereich wächst um 7,7 Tcf von 2012 auf 2040, was mehr als die Hälfte des Gesamtumsatzes von 14,2 Tcf entspricht. Im Stromversorgungssektor wächst der Erdgasverbrauch von 2012 bis 2040 um 5,2 Tcf, wenn er 9,8 Tcf beträgt. Die Erdgas-Erzeugung gewinnt einen Teil des Marktes, da die Verwendung von Rohöl für die Stromerzeugung sinkt. Figur Daten Africas Erdgas Verbrauch summiert 11,1 Tcf im Jahr 2040 in der IEO2016 Referenz Fall, oder 2,5 mal die 2012 insgesamt (Abbildung 3-13). Die Regionrsquos Erdgasverbrauch steigt um durchschnittlich 3.3Jahre von 2012 auf 2040, eine Rate, die an zweiter Stelle nur die 4.4Jahre durchschnittliche Zunahme für Kernenergie im gleichen Zeitraum ist. Africas Strom - und Industriesektoren machen 79 der Zunahme der Erdgasanforderungen von 2012 bis 2040 und für 84 der gesamten Erdgasnachfrage im Jahr 2040 aus. Der Erdgasverbrauch im Stromversorgungssektor wächst von 2,2 Tcf im Jahr 2012 auf 5,5 Tcf im Jahr 2040, was 49 der gesamten Zunahme der Africarsquos Erdgas Nutzung über den Zeitraum. Mehr als 85 der Zunahme des Erdgasverbrauchs für die Stromerzeugung in Afrika tritt von 2020 bis 2040 auf, wenn es im Durchschnitt von 3.6 Jahren liegt, im Vergleich zu einem Durchschnitt von weniger als 2,5 Jahren von 2012 bis 2020. Abbildung Daten Nicht-OECD Americas Erdgas Der Verbrauch in der Nicht-OECD-Region Americas steigt im IEO2016-Referenzfall um durchschnittlich 2,0 Jahre, von 5,1 Tcf im Jahr 2012 auf 8,9 Tcf im Jahr 2040 (Abbildung 3-14). Der Industriesektor macht mehr als ein Drittel des Konsumwachstums von 2012 bis 2040 aus, gefolgt von der Elektrizitätsbranche in etwa einem Viertel. Brazilrsquos Erdgasverbrauch wächst um durchschnittlich 2.6Jahre von 2012 bis 2040 oder um insgesamt 1,1 Tcfmdashmore als 25 der Gesamtanstieg von 3,9 Tcf für die Nicht-OECD Americas Region. Die Zunahme von 0,7 Tcf im Jahr 2012 auf 1,4 Tcf im Jahr 2040 in Brasilienrsquos Industrie-Sektor Erdgasverbrauch macht mehr als 60 der countryrsquos insgesamt Anstieg der Erdgas-Nutzung von 2012 bis 2040. Verbrauch von Erdgas in der Industrie-und Elektro-Sektoren Wächst um etwa 2.3Jahre von 2012 bis 2040, wenn der industrielle Sektor für 64 und der Stromversorgungssektor für 22 der brasilianischen Gesamtgasverbrauch ausmacht. Figur-Daten Welt-Erdgas-Produktion Um das projizierte Wachstum des Erdgasverbrauchs im IEO2016-Referenzfall zu erreichen, steigen die weltweiten Erdgaslieferungen von 2012 auf 2040 um fast 83 Tcf (69) an. Ein Großteil der Zunahme der Versorgung wird von Nicht - - OECD-Länder, die im Referenzfall 73 der Gesamtsteigerung der weltweiten Erdgasproduktion von 2012 bis 2040 ausmachen. Die Nicht-OECD-Erdgasproduktion wächst um durchschnittlich 2,1 Jahre, von 75 Tcf im Jahr 2012 auf 136 Tcf im Jahr 2040 (Tabelle 3-1), während die OECD-Produktion um 1,4 Jahre wächst, von 44 Tcf auf 66 Tcf. Die Produktion aus kontinuierlichen Ressourcen wächst rasant in der Projektion, mit OECD-Festgas, Schiefergas und Kohle-Methan-Produktion im Durchschnitt 3,0 Jahre, von 20 Billionen Kubik im Jahr 2012 bis 47 Tcf im Jahr 2040. Im gleichen Zeitraum, Nicht-OECD-Produktion von engen Gas , Schiefergas und Kohle-Methan wächst von fast 2 Tcf bis 34 Tcf. Allerdings könnten zahlreiche Unsicherheiten die zukünftige Produktion dieser Ressourcen beeinflussen. Es gibt immer noch erhebliche Unterschiede zwischen den Schätzungen der erzielbaren Schiefergasressourcen in den Vereinigten Staaten und Kanada, und die Schätzungen der rückgewinnbaren engen Gas-, Schiefergas - und Kohle-Methan für den Rest der Welt sind angesichts der derzeit verfügbaren spärlichen Daten ungewisser. Darüber hinaus erfordert das hydraulische Frakturierungsverfahren, das zur Herstellung von Schiefergasressourcen verwendet wird, oft erhebliche Mengen an Wasser, und die verfügbaren Wasserversorgungen sind in vielen der Weltregionen begrenzt, die als Schiefergasressourcen identifiziert wurden. Weitere Umweltbelange können auch die Unsicherheit über den Zugang zu Schiefergasressourcen erhöhen. OECD-Produktion OECD Americas Die Erdgasförderung in der OECD Americas wächst um 49 von 2012 bis 2040. Die Vereinigten Staaten, die der größte Produzent in der OECD Americas und in der OECD als Ganzes sind, machen mehr als zwei Drittel der Regionen aus Gesamtproduktionswachstum von 24 Tcf im Jahr 2012 auf 35 Tcf im Jahr 2040 (Abbildung 3-15). U. S. shale Gasproduktion wächst von 10 Tcf im Jahr 2012 auf 20 Tcf im Jahr 2040, mehr als kompensiert Rückgänge bei der Produktion von Erdgas aus anderen Quellen. Im Jahr 2040, Schiefer Gas verantwortlich für 55 der gesamten US-Erdgas-Produktion in der IEO2016 Referenz Fall, enge Gas-Konten für 20, und Offshore-Produktion aus den unteren 48 Staaten Konten für 8. Die restlichen 17 kommt aus Kohle Methan, Alaska, und andere Assoziierten und nicht assoziierten Onshore-Ressourcen in den unteren 48 Staaten. Figuren-Daten Die Erdgasproduktion in Kanada wächst im Jahresdurchschnitt um 1,2 Jahre im Vergleich zum Vorhersagezeitraum von 6,1 Tcf im Jahr 2012 auf 8,6 Tcf im Jahr 2040. In Kanada, wie in den Vereinigten Staaten, kommt ein Großteil des Produktionswachstums von wachsenden Mengen an engem Gas Und Schiefer Gasproduktion. Mexicos Erdgas-Produktion ist relativ flach in der Mitte, aber es mehr als verdoppelt in den späteren Jahren der Projektion, wie die Produktion aus Schiefer Gas Ressourcen wächst, unterstützt durch die Länder jüngsten Energie-Reformen. Die gesamte Erdgasproduktion in Mexiko steigt von 1,7 Tcf im Jahr 2012 auf 3,3 Tcf im Jahr 2040. Wie Kanada und den Vereinigten Staaten wird Mexiko vermutlich erhebliche Schiefergasressourcen haben, die meisten davon sind Erweiterungen des erfolgreichen Eagle Ford Shale in der Vereinigte Staaten. Da jedoch die Schieferressourcen in Mexiko nicht so vollständig erforscht wurden wie im übrigen Nordamerika, gibt es mehr Unsicherheit hinsichtlich der Schätzungen ihrer Größe und ihres Produktionspotenzials. OECD Europa Norwegen, die Niederlande und das Vereinigte Königreich sind die drei größten Erdgasproduzenten in OECD Europe, die im Jahr 2012 mehr als 80 der Regionen der Erdgasproduktion ausmachen. Im IEO2016 Referenzfall sinkt die Erdgasproduktion von OECD Europersquos In der Zwischenzeit und beginnt dann wieder im späteren Teil der Projektion zu wachsen, da die Produktion aus engen Gas-, Schiefergas - und Kohle-Methan-Ressourcen signifikanter wird (Abbildung 3-16). Insgesamt ist die Erdgasförderung in OECD Europe im Jahr 2040 um 1,6 Tcf höher als im Jahr 2012. Mit der OECD Europas Gesamtproduktion ist das Wachstum der Erdgasproduktion aus Israel, das im September 2010 zum OECD-Mitgliedsland wurde und in OECD Europe enthalten ist Statistische Berichterstattung. Abbildung Daten Die Erdgasproduktion in der AustralienNewseeland Region steigt von 2,1 Tcf im Jahr 2012 auf 7,0 Tcf im Jahr 2040 in der IEO2016 Referenz Fall, mit einer durchschnittlichen Rate von 4.4Jahr. Im Jahr 2012 kamen mehr als 90 der Produktion in der AustralienNew Zealand Region aus Australien, mit der Produktion in Westaustralien (einschließlich der Northwest Shelf Bereich von Australias Carnarvon Basin) für etwa 58 der landrsquos Gesamtproduktion 59. Ein Großteil der Australias-Produktion wird als Rohstoff an der Northwest Shelf LNG-Verflüssigungsanlage verwendet. Ähnlich sind viele von Australiarsquos neue Erdgasfelder Entwicklungen an Verflüssigungsprojekte gebunden, die mehrere Exportverträge haben. Both Japan and South Korea have limited natural gas resources. Consequently, they have limited current production and limited prospects for future production. Both countries receive most of their natural gas supplies in the form of imported LNG. In 2012, natural gas production in Japan accounted for only 3 of the countrys natural gas consumption, and in South Korea domestic natural gas production accounted for less than 1 of natural gas consumption. Although substantial deposits of methane hydrates in both Japan and South Korea have been confirmed, both countries are investigating how those resources could be safely and economically developed. The IEO2016 Reference case does not include methane hydrate resources in its estimates of natural gas resources, and widespread development of hydrates on a commercial scale is not anticipated during the projection period. Non-OECD production Middle East The three largest natural gas producers in the Middle EastmdashIran, Qatar, and Saudi Arabiamdashtogether accounted for 76 of the natural gas produced in the Middle East in 2012. With more than 40 of the worldrsquos proved natural gas reserves, the Middle East accounts for 20 of the total increase in world natural gas production in the IEO2016 Reference case, from 19.2 Tcf in 2012 to 35.8 Tcf in 2040 (Figure 3-17). figure data The strongest growth among Middle East producers from 2012 to 2040 in the IEO2016 Reference case comes from Iran, where natural gas production increases by 6.8 Tcf, followed by Saudi Arabia (3.4 Tcf of new production) and Qatar (2.9 Tcf). Although Iraq is the regionrsquos fastest-growing supplier of natural gas, with average increases of 15year over the projection period, it remains a relatively minor contributor to regional natural gas supplies. In 2040, Iraqrsquos natural gas production totals 1.0 Tcf, or about 3 of the Middle East total. Non-OECD Europe and Eurasia In the IEO2016 Reference case, 15 of the global increase in natural gas production comes from non-OECD Europe and Eurasia, which includes Russia, Central Asia, and non-OECD Europe. In the region as a whole, natural gas production increases from 28.5 Tcf in 2012 to 40.9 Tcf in 2040 (Figure 3-18). Russia remains the largest natural gas producer, accounting for more than 75 of the regionrsquos total production over the projection period. In the IEO2016 Reference case, Russiarsquos natural gas production grows on average by 1.4year from 2012 to 2040, supported primarily by growth in exports to both Europe and Asia. figure data Natural gas production in Central Asia, which includes the former Soviet Republics, grows by 0.9year on average, from 5.5 Tcf in 2012 to 7.1 Tcf in 2040. Much of the projected growth is in Turkmenistan, which already is a major natural gas producer, accounting for 44 of the regionrsquos total production in 2012. Also contributing to Central Asias production growth is Azerbaijan. Almost all of Azerbaijans natural gas is produced in two offshore fields8212the Azeri-Chirag-Deepwater Gunashli (ACG) complex and Shah Deniz. The second phase of Shah Deniz development is expected to start producing in 2018, with a peak capacity of 565 Bcf per year (in addition to the 315 Bcf in Phase I), according to BP, the development operator 60 . When it is completed, Shah Deniz will be one of the largest natural gas development projects in the world. Natural gas production in Africa grows in the IEO2016 Reference case from 7.6 Tcf in 2012 to 9.8 Tcf in 2020 and 16.5 Tcf in 2040 (Figure 3-19). In 2012, about three-quarters of Africarsquos natural gas was produced in North Africa, mainly in Algeria, Egypt, and Libya. West Africa (with Nigeria and Equatorial Guinea providing virtually all of West Africarsquos production) accounted for another 23 of the 2012 total, and the rest of Africa accounted for 3. Remaining resources in West Africa are more promising than those in North Africa, which has been producing large volumes of natural gas over a much longer period. Accordingly, in the IEO2016 Reference case, production growth in West Africa is higher than in North Africa, with annual increases over the projection period averaging 5.6year and 1.1year, respectively. figure data Nigeria is the largest natural gas producer in West Africa, although there also have been recent production increases in Equatorial Guinea, which brought an LNG liquefaction facility online in 2007. Angola was expected to add to West Africas production in the near term with the startup of its first LNG liquefaction facility in 2013. However, in April 2014, Angola LNG temporarily shut down the plant because of ongoing technical issues, which led to infrequent exports while it was open. Technical issues at the plant included electrical fires, pipeline leaks and ruptures, and a collapsed drilling rig. Recommissioning of the Angola LNG plant began in January 2016 and operator Chevron expects the first LNG shipment to occur in the second quarter of 2016 61 . In Nigeria, security concerns and uncertainty over terms of access have delayed proposed export projects and limited mid-term production growth. In the IEO2016 Reference case, export projects in Nigeria regain their former momentum later in the projection period, raising production for the West Africa region from 1.7 Tcf in 2012 to 7.9 Tcf in 2040. West Africas share of the continents total natural gas production more than doubles in the IEO2016 Reference case, from 23 in 2012 to 48 in 2040. Non-OECD Asia In the IEO2016 Reference case, natural gas production in non-OECD Asia more than doubles from 2012 to 2040, increasing by 18.7 Tcf (Figure 3-20). Growth from production in China accounts for 80 of this increase. From 2012 to 2040, China has the largest increase in natural gas production in non-OECD Asia, from 3.7 Tcf in 2012 to 18.7 Tcf in 2040, growing at an annual average rate of 6.0. Much of the increase in the latter years comes from tight gas, shale gas, and coalbed methane reservoirs. China already is producing small volumes of coalbed methane and significant volumes of tight gas (Figure 3-21) (see quotShale gas development in China: Government investment and decreasing well costsquot ). figure data figure data Other gas includes gas produced from structural and stratigraphic traps (e. g. reservoirs), historically called conventional. Shale gas development in China: Government investment and decreasing well costs As China continues to invest in domestic oil and gas production, and as the cost of drilling shale gas wells has fallen (Figures 3-22 and 3-23), Chinarsquos development of shale gas has increased. Although the Chinese energy market has increasingly relied on imported natural gas, future shale gas production could help to meet natural gas demand even as the country faces difficulties in developing other natural gas resources, including coalbed methane (CBM). figure data Note: Component costs are based on the EIAARI component-based cost model, which assumes average well depth of 11,500 feet with 4,000 feet of horizontal drilling. Cost data for 2013 are based on reports from Platts October 2013 reporting statements by Ma Yongshen, Sinopec chief geologist. Cost data for 2015 are based on statements from China National Petroleum Corporations Economics and Technology Research Institute at the Third IEA Unconventional Gas Forum in Chengdu, China, in April 2015. Over the past 25 years, China has worked to develop its substantial CBM resources, estimated by Chinas Ministry of Land and Resources (MLR) at more than 1,000 Tcf 62 . Commercialization began slowly in the 1990s, with CBM exploration programs operated by foreign companies, including BP, Chevron, and ConocoPhillips. However, the initial wells had low production rates, and by 2000 exploration activity had slowed. Although well performance has not improved much since 2000, the development of CBM supported by government loans and subsidies has accelerated. PetroChina, China United Coalbed Methane Corporation, Jincheng Coal Group, and other Chinese companies have reduced well costs and have benefited from higher natural gas prices. Currently, there are more than 20,000 CBM wells in China, producing a total of 0.36 Bcfd. However, CBM well productivity in China is significantly lower than in some other countries, including Australia and the United States. CBM development in China has focused on the Ordos and Qinshui basins in Shanxi Province, which are considered to have the countrys best geologic conditions, but significant geologic challenges8212including low permeability and undersaturation8212have constrained well productivity. The difficulty of increasing CBM output has led China to increase its efforts to develop shale gas resources, taking an approach similar to that used for CBM development. Chinarsquos technically recoverable shale gas resources are estimated at 1,115 Tcf 63 . The amount that becomes economically recoverable will depend on the market price of natural gas from foreign sources, including both pipeline gas and liquefied natural gas, as well as the capital and operating costs and productivity of shale gas production in China. More than 700 shale gas wells have been drilled in China over the past 4 years, and production has reached 0.38 Bcfd. As Chinese companies have gained experience in shale gas production, their drilling costs have declined. According to China National Petroleum Corporationrsquos Economics and Technology Research Institute, the cost of drilling in shale formations in the Sichuan Basin was between 11.3 million and 12.9 million per well in mid-2015 64 821223 lower than the cost cited in 2013 reports from Sinopec, another Chinese national oil company 65 . China has also invested heavily in joint ventures in U. S. shale plays, with its financial involvement representing 20 of total foreign investment in U. S. shale plays 66 . This investment likely has provided China with valuable expertise that can be applied to its own domestic production, helping to lower well development costs. Decreasing well costs and increasing experience in developing shale gas have been supplemented by continued government investment in the development of shale gas. In 2012, to encourage shale gas exploration, Chinarsquos government established a four-year subsidy program for any Chinese company achieving commercial production of shale gas, with subsidies of 1.80 per million British thermal units. The subsidies were extended in mid-2015, at a lower rate, through 2020 67 . Initially, shale gas development has been focused on the Longmaxi formation in the Sichuan Basin (Figure 3-24), which is estimated to hold 287 Tcf of technically recoverable volumes 68 . According to MLR, Sinopec and PetroChina are on schedule to reach 0.6 Bcfd of shale gas production by the end of 2015. Although it is still a small fraction of Chinarsquos overall production, which was estimated at 13.0 Bcfd in 2014 69 , shale gas eventually could help to meet growing demand for natural gas in China and limit growth in the countrys natural gas imports. Non-OECD Americas Natural gas production in the non-OECD Americas region nearly doubles in the IEO2016 Reference case, from 5.5 Tcf in 2012 to 9.4 Tcf in 2040 (Figure 3-25). Brazils natural production grows by an average of 4.0year and triples from 0.6 Tcf in 2012 to 1.8 Tcf in 2040. As a result, Brazilrsquos share of regional production increases from 11 in 2012 to nearly 19 in 2040. More than one-third of Brazilrsquos natural gas production growth from 2012 to 2040 comes from tight gas, shale gas, or coalbed methane production. Recent discoveries of oil and natural gas in the presalt Santos Basin are expected to increase the countryrsquos natural gas production, particularly in the Tupi field, which could contain between 5 Tcf and 7 Tcf of recoverable natural gas 70 . figure data Despite recent declines in natural gas production, countries in the Southern Cone (mainly, Argentina) become the regionrsquos leading natural gas producers by 2040 in the IEO2016 Reference case, with annual production in the Southern Cone growing by nearly 150, from 1.3 Tcf in 2012 to 3.1 Tcf in 2040. All of the production increase in the Southern Cone comes from tight gas, shale gas, or coalbed methane gas fields, as production from other resources 71 declines over the projection period. Currently, Argentina leads the non-OECD Americas region in its pursuit of tight gas and shale gas development. While the growth of natural gas production in Brazil and in the Southern Cone increases natural gas production in the non-OECD Americas region overall, production from the Northern Producers (primarily, Colombia, Venezuela, and Trinidad and Tobago) grows by an average of 1.1year, which is the regions second-lowest rate of production increase, after the Andean producers (Bolivia, Ecuador, and Peru). Venezuelas 198 Tcf of proved natural gas reserves are the Western Hemispherersquos second-largest reserves, after the United States. An estimated 90 of Venezuelas natural gas reserves are associated, meaning that they are co-located with oil reserves. Although Venezuela has plans to increase its production of nonassociated gas, largely through the development of its offshore reserves, those plans have been delayed by a lack of capital and foreign investment. World natural gas trade International trade in natural gas is undergoing rapid transformation. From 2000 to 2012, global LNG trade more than doubled, from less than 5 Tcfyear to more than 12 Tcfyear, and its growth continues in the IEO2016 Reference case through 2020 as new liquefaction capacity comes online. World LNG flows adjusted quickly in 2011 and 2012, to accommodate a surge in Japans demand for LNG in the wake of the Fukushima disaster and to account for the underutilization of LNG liquefaction capacity in North Africa and Southeast Asia. As nuclear capacity in Japan is restored, world LNG markets are expected to loosen in the near term because of growing supply and weakening demand. Although LNG trade has grown considerably in recent years, flows of natural gas by pipeline still account for most of the global natural gas trade in the IEO2016 Reference case, which includes several new long-distance pipelines and expansions of existing infrastructure through 2040. The largest volumes of natural gas traded internationally by pipeline currently are in North America (between Canada and the United States) and in Europe (among many OECD and non-OECD countries). By the end of the projection period, the IEO2016 Reference case includes large volumes of pipeline flows into China from both Russia and Central Asia ( see quotGlobal LNG trade and supply, quot ). Global LNG trade and supply In 2014, natural gas accounted for 25 of the energy used worldwide, with LNG accounting for 10 of global natural gas consumption and 31 of global natural gas trade. From 2005 to 2014, LNG trade increased by an average of 6year, nearly twice the growth rate (3.3year) of pipeline natural gas trade 72 . In 2015, LNG trade continued to expand, by about 3, with new liquefaction capacity additions in Australia and Indonesia 73 . In the IEO2016 Reference case, world LNG trade expands by nearly one-third from 2012 to 2020, as large volumes of new liquefaction capacity come online and as more countries opt for LNG as a flexible source of support for their energy systems, particularly where access to natural gas by pipeline may be limited by geographic or economic conditions. Strong growth in overall global LNG trade over the past 10 years has been accompanied by even stronger growth in LNG trade on spot 74 and short-term 75 markets. Short-term and spot trade in LNG, which in 2000 accounted for less than 5 of the natural gas traded worldwide, grew from 2.5 billion cubic feet per day (Bcfd) in 2005 to 9.3 Bcfd in 2014, and its share of total LNG trade increased from 13 to 29. The growth of short-term and spot LNG trade was aided by a number of developments, including LNG contracts with destination flexibility, decisions by importing countries to procure LNG without long-term contracts, large pricing differentials between the Atlantic and Pacific basins (which supports interbasin arbitrage), a proliferation of LNG marketers with flexible supply portfolios, and an increase in LNG carriers available for spot and short-term charter. The number of countries entering LNG trade has also increased considerably, contributing to the development of more flexible trading patterns between exporters and importers. The Asia Pacific region 76 , which accounted for almost one-third of world natural gas trade and three-fourths of LNG trade in 2014 77 , led the world growth in LNG demand over the past decade. From 2010 to 2014, as Japan, South Korea, China, and India experienced strong growth in demand for LNG, they sought to supplement contracted volumes with short-term and spot purchases. In addition, delays in the commissioning of new supply projects also contributed to the market tightness. Combined demand for short-term LNG from the four countries nearly tripled, from 2.1 Bcfd in 2010 to 6.1 Bcfd in 2014. In Japan alone, short-term market demand increased by 2.5 Bcfd, while demand for long-term contracts increased by only 1.2 Bcfd (Figure 3-26). figure data Note: LNG imports to Europe are shown as net of re-exports. Source: The International Group of Liquefied Natural Gas Importers, The LNG Industry 2010 and The LNG Industry 2014 . giignl. orgpublications . While demand for LNG in the Asia Pacific region has grown over the past 5 years, demand in Europe has declined. European nations imported a total of 8.7 Bcfd of LNG in 2010, with short-term demand accounting for 21 of the total in 2014, their imports totaled 4.3 Bcfd. European LNG trade was characterized by strong growth in re-exports, primarily to Asia. Of the total volume of short-term LNG purchases imported to Europe in 2014 (1.2 Bcfd), three-quarters was re-exported to countries in Asia, the Middle East, and South America. From 2008 to 2014, 12 countries became LNG importers: 4 in Asia (Thailand, Singapore, Malaysia, and Indonesia), 3 in South America (Argentina, Brazil, and Chile), 3 in the Middle East (Dubai, Kuwait, and Israel), and 2 in Europe (the Netherlands and Lithuania). Together they accounted for 9 (3 Bcfd) of the worldrsquos total LNG imports in 2014. Most of those 12 countries are relatively small markets that opted for floating regasification units (FSRU) as a fast and cost-effective way to meet growing demand for natural gas. Most of the 12 countries have flexible seasonal demand and procure LNG primarily in the spot market. In 2014, spot and short-term imports accounted for three-quarters of their combined total LNG imports. In 2015, four additional countries became LNG importers 78 , and three of them8212Egypt, Pakistan, and Jordan8212opted for floating regasification. In 2016, Colombia and Uruguay are expected to begin LNG imports using FSRU as receiving terminals. Qatar maintained its position as the worldrsquos leading supplier of both spot and long-term LNG volumes in 2015, and it is expected to hold that spot until the end of the decade, when both the United States and Australia are expected to close the gap. However, although Qatar holds abundant reserves of natural gas, its government has chosen to continue a self-imposed moratorium on development of its North Field and construction of new LNG export facilities. No new projects are expected in Qatar until 2020 or later. Although Malaysia was the worlds second-largest exporter of LNG in 2014, both Australia and the United States are on track to surpass Malaysia in the near future, with liquefaction projects already under construction and expected to enter service by 2020. In the IEO2016 Reference case, global liquefaction capacity in 2019 reaches 57 Bcfd, a 32 increase from 2015, led by capacity additions in Australia and the United States that together account for 93 of the new liquefaction capacity coming online over the 2015821119 period (Figure 3-27). figure data Australia, already a significant player in the LNG industry, exported 3.2 Bcfd of LNG in 2014 and brought the first of its seven new projects8212Queensland Curtis LNG Train 1 79 8212online in late 2014 and Train 2 in mid-2015. Six additional projects are under construction and are scheduled to come online by 2018. With this growth, Australia is expected to overtake Qatar as the worldrsquos leading LNG exporter with 11.5 Bcfd of liquefaction capacity by 2019. In the United States, five liquefaction facilities are currently under construction, and the first export cargo from the Lower 48 states was shipped in February 2016. Several additional projects in the United States are well into the planning and application process. The short-term outlook for LNG trade points to a potential oversupply, as it will take some time for the market to absorb the large volumes of new LNG supply coming online. In the midterm, new liquefaction projects on the east coast of Africa (Mozambique, Tanzania) and in western Canada, and offshore floating liquefaction projects in Malaysia and Australia will be considered as the LNG market moves beyond its traditional supply sources. In the long term, the number of LNG exporters and importers is expected to continue growing as projects move to more remote areas. OECD natural gas trade In 2012, 23 of the natural gas demand in OECD nations was met by net imports from non-OECD countries. That share falls to 16 in 2040 in the IEO2016 Reference case, with both imports and exports from different OECD regions shifting substantially over the projection period. As exports of LNG from the United States and Australia increase in the first decade of the projection period, total net imports to the OECD8212predominantly to Europe, Japan, and South Korea8212begin to decline after 2016. Over the entire period from 2012 to 2040, net imports of LNG to the OECD fall in the IEO2016 Reference case by 0.4year, and net imports in 2040 are 13 lower than they were in 2012. Liquefied natural gas: Growing use of floating storage and regasification units Floating regasification is a flexible, cost-effective way for smaller markets to receive and process LNG shipments. Several countries have turned to floating regasification as a short-term solution to meet growing demand for natural gas. Three of the four countries that began importing LNG in 20158212Pakistan, Jordan, and Egypt8212are using floating regasification rather than building full-scale onshore regasification facilities. In addition, the technology is being used in other countries as a temporary solution while onshore facilities are being built. Floating regasification involves the use of a specialized vessel8212a floating storage and regasification unit (FSRU), which is capable of transporting, storing, and regasifying LNG onboard8212and either an offshore terminal, which typically includes a buoy and connecting undersea pipelines to transport regasified LNG to shore, or an onshore dockside receiving terminal. An FSRU can be either purpose-built or converted from a conventional LNG vessel. The technology can be developed in less time than an onshore facility of comparable size. As of 2015, 18 FSRUs were functioning as both transportation and regasification vessels, and 5 permanently moored regasification units had been converted from conventional LNG vessels to FSRUs. The use of floating regasification has grown rapidly in recent years (Figures 3-28 and 3-29), particularly in emerging markets facing short-term supply shortages. The technology was first deployed in the U. S. Gulf of Mexico in 2005. Floating regasification capacity totaled 7.8 billion cubic feet per day (Bcfd) at the end of 2014, representing 8 of global installed regasification capacity, according to data from the International Gas Union. figure data figure data In the spring and fall of 2015, four more floating terminals came online8212one each in Pakistan and Jordan and two in Egypt8212adding 1.9 Bcfd of new capacity 80 . Seven more floating regasification terminals, totaling 3.1 Bcfd capacity, are being developed in Uruguay, Chile, Ghana, India, the Dominican Republic, Puerto Rico, and Colombia, with expected online dates in 2016ndash17. When those terminals are completed, global regasification capacity will total 12.7 Bcfd. Floating regasification is likely to remain a preferred technology option for emerging markets because of its flexible deployment capabilities, smaller capacities, quick startup, and relatively low costs as compared with the costs of onshore terminals. OECD Americas With the exception of Mexico, regional net imports among the nations of the OECD Americas trend downward through 2040 in the IEO2016 Reference case (Figure 3-30). In the United States, rising domestic production reduces the need for imports, primarily as a result of robust growth in regional production of shale gas. The United States becomes a net exporter of natural gas in 2017, with net exports growing to 5.6 Tcf in 2040. Most of the growth in U. S. net exports can be attributed to exports of LNG globally, although U. S. pipeline exports to Mexico also grow steadily as increasing volumes of natural gas for Mexico imported from the United States fill the growing gap between production and consumption in Mexico. In 2012, U. S. exports to Mexico totaled 620 billion cubic feet. In the IEO2016 Reference case, Mexicorsquos net natural gas imports more than double, to 1.3 Tcf in 2040, after reaching their highest level in the mid-2020s. Beyond 2025, increases in Mexicorsquos natural gas production slow the countrys demand for imports ( see quotU. S. natural gas exports to Mexico, quot ). U. S. domestically sourced exports of LNG (excluding exports from the existing Kenai facility in Alaska) begin in 2016 and grow to 3.4 Tcf in 2030, with more than three-quarters originating in the Lower 48 states and the remainder in Alaska. figure data U. S. natural gas exports to Mexico With new U. S. pipeline export capacity being brought online, and connecting pipelines in Mexico ramping up to full capacity, exports of natural gas by pipeline from the United States are beginning to gradually displace Mexicorsquos imports of LNG. According to EIA data, U. S. pipeline exports to Mexico set a monthly record high average of 3.3 billion cubic feet per day (Bcfd) in July 2015, and over the first seven months of 2015 they averaged 2.7 Bcfd821235 higher than the total for the first seven months of 2014. Mexicorsquos LNG imports declined in the first seven months of 2015, according to data from the Secretara de Economa. Before the boom in U. S. shale gas production, Mexico had expected only limited growth in pipeline imports from the United States. However, with the rise of U. S. shale production and the decline in natural gas prices, Mexicorsquos need for LNG imports has fallen, and its LNG regasification terminals have been operating below capacity. Currently, Mexico has three regasification terminals: Altamira, on the east coast, commissioned in 2006, with 0.7 Bcfd capacity Ensenada (also called Energia Costa Azul) on the west coast in operation since 2008 with 1.0 Bcfd capacity and Manzanillo on the west coast commissioned in 2012 with 0.5 Bcfd capacity. While use at the Manzanillo terminal has been relatively high, averaging 85 in 2013ndash14, utilization at the Altamira terminal averaged around 50, and the Costa Azul terminal in the Baja Peninsula was virtually unused. LNG imports at the Manzanillo terminal provide natural gas for the gas-fired power plants in Mexicos Central West region. The location of the Manzanillo terminal provides a unique point of entry and serves to relieve pipeline bottlenecks in the region. As a result, LNG imports to the terminal are expected to remain high over the next few years, until additional pipeline capacity is developed to provide alternative sources. Imports at the Energia Costa Azul terminal, on the other hand, have averaged only 4 of the terminals nameplate capacity since 2011, despite a long-term contract with the Tangguh liquefaction project in Indonesia. Originally, the terminal was constructed to supply the Southern California market and new power plants in Mexicos state of Baja California. However, those plants also could be supplied via U. S. pipelines, and the terminal depended mostly on natural gas demand in California, which was limited by the availability of less costly U. S. supplies. Because the Costa Azul contract allowed for diversion of supply volumes to other markets, most of contracted supply from Indonesia has gone instead to higher priced Asian markets over the past several years. Sempra Energy, the terminals operator, is considering a conversion of the terminal to a liquefaction facility. At the Altamira terminal, LNG imports in 2008821115 have consistently averaged about 50 of the terminals capacity. Terminal operators Shell and Total have a supply contract with Mexicos Comisioacuten Federal de Electricidad (CFE), which allows them to supply CFE with either pipeline natural gas or LNG. However, the contract stipulates that at least 50 of the supply must be LNG. In the first six months of 2015, imports to the Altamira terminal declined by 14 from the same period a year earlier, as increasing availability of pipeline gas from the United States at lower prices displaced some of the LNG imports. In September 2015, CFE canceled a tender for several spot cargos into Altamira between September and December, noting the increased availability of less-expensive pipeline natural gas from the United States. The Manzanillo terminal may follow suit in the coming years as additional pipeline infrastructure becomes available in the region to alleviate the existing bottlenecks. In the IEO2016 Reference case, pipeline exports of natural gas from Canada to the United States continue declining as U. S. shale gas production grows. However, Canada remains a net exporter of natural gas, with LNG export volumes replacing some of the lost pipeline export volumes. Canadarsquos net exports of natural gas in 2040 in the IEO2016 Reference case are 22 higher than they were in 2012. OECD Europe In OECD Europe, total natural gas imports continue to grow by an average of 2.1year from 2012 to 2040 as local production sources decline, especially in the United Kingdom. The pipeline share of OECD Europes natural gas imports grows in the IEO2016 Reference case to between 40 and 50 of the regionrsquos total natural gas supply, and its LNG imports grow to about 20 of the regionrsquos total natural gas supply in 2040. The worlds two largest importers of LNG are Japan and South Korea in the OECD Asia region. The AustraliaNew Zealand country grouping, also in OECD Asia, is becoming the worldrsquos second-largest exporter of LNG (after Qatar). Supported by a fivefold increase in Australiarsquos exports from 2012 to 2040, OECD Asiarsquos net demand for imports falls from 5.3 Tcf in 2012 to 5.0 Tcf in 2040 (Figure 3-31). figure data Japan and South Korea continue to be major players in world LNG trade, even though their total consumption of natural gas is relatively small on a global scale. Although their combined natural gas consumption represented slightly more than 5 of world consumption in 2012, it represented almost 50 of world LNG imports. Because the two countries are almost entirely dependent on LNG imports for natural gas supplies, their overall consumption patterns translate directly to import requirements. South Korearsquos imports grow moderately in the IEO2016 Reference case, in line with the countryrsquos growth in natural gas demand. Japan has experienced dramatic growth in LNG imports since the Fukushima nuclear disaster in early 2011, with total LNG imports in 2012 approximately 25 higher than in 2010. Beginning in 2015, there has been a gradual restart of Japanrsquos nuclear capacity, and in the IEO2016 Reference case, those gradual restarts are assumed to continue and to lessen the countryrsquos need for LNG imports. When nuclear power generators are able to provide about 15 of Japanrsquos total generation, the countryrsquos natural gas import demand is expected to return to the slow growth trend anticipated before the Fukushima event, based on relatively slow economic growth and declining population. Non-OECD natural gas trade Net exports of natural gas from non-OECD countries decline by less than 1.0year on average in the IEO2016 Reference case. As with the OECD countries, the relatively small decline for the region in aggregate obscures changes in the trading patterns of the separate non-OECD regions and countries. Non-OECD Europe and Eurasia Net exports of natural gas from Russia, the largest exporter in the world, represent the most significant factor in exports from non-OECD Europe and Eurasia, which grow in the IEO2016 Reference case by an average of 3.7year, from 5.4 Tcf in 2012 to 6.5 Tcf in 2020 and 15.0 Tcf in 2040 (Figure 3-32). With Russia providing the largest incremental volume of exports to meet the increase in demand for supplies from non-OECD Europe and Eurasia, its net exports grow by an average of 3.4year, from 6.1 Tcf in 2012 to 15.6 Tcf in 2040. LNG and pipeline exports from Russia to customers in both Europe and Asia increase throughout the projection, while exports from Central Asia increase by an average of 0.3year. figure data Middle East Net exports of natural gas from the Middle East grow by an average of 1.7year, as flows from the region increase from 4.4 Tcf in 2012 to 7.2 Tcf in 2040 (Figure 3-33). An important factor in the increase is the growth of LNG supplies from Qatar after 2025. Qatars natural gas exports grow by an average of 1.2year from 2010 to 2040 in the IEO2016 Reference case. With the current moratorium on further development of Qatars North Field, no new LNG projects are being initiated. Qatar enacted the moratorium in 2005 to assess the effect of ongoing increases in production on the North Field before committing to further increases. figure data Iran is another Middle Eastern country that is expected to increase its natural gas exports over the projection period. Net natural gas exports from Iran grow from 0.1 Tcf in 2012 to 2.0 Tcf in 2040 according to the IEO2016 Reference case. International sanctions against Irans oil and natural gas sectors have been eased as a result of the Joint Comprehensive Plan of Action (JCPOA) agreement reached between Iran, the P51 (the five permanent members of the United Nations Security Council and Germany), and the European Union (EU). The JCPOA agreement has the potential to increase Irans natural gas exports (both by pipeline and, in the longer term, LNG) beyond the amount projected in the IEO2016 Reference case ( see also quotPotential for increased natural gas exports from Iran following the end of international sanctions, quot ). Potential for increased natural gas exports from Iran following the end of international sanctions After Russia, Iran has the second-largest proved reserves of natural gas in the world 81 , and it has a strong potential to develop those resources at a faster pace after the recent lifting of nuclear-related sanctions. Iran is targeting a substantial increase in natural gas production in the coming years, not only to meet rapidly growing domestic demand, but also to boost its export capacity, primarily by pipeline. In the longer term, Iran plans to build LNG export facilities for global shipments of natural gas. Additional production of natural gas for export markets will compete with Irans domestic demand for natural gas, which is used both for reinjection in the production of oil and as a feedstock in the countrys rapidly growing domestic petrochemical industry. According to estimates by the National Iranian Gas Company (NIGC), more than 100 billion in investment capital will be needed to rebuild Iranrsquos natural gas industry. Iran is currently the fourth-largest natural gas consumer in the world after the United States, Russia, and China, with total consumption of 15.4 Bcfd in 2014 82 and 16.6 Bcfd in the first 6 months of 2015. From 2005 to 2014, Irans domestic consumption of natural gas grew by 66, second only to the rate of increase in China 83.In 2014, Iranrsquos natural gas production and consumption were closely matched, with net exports of 0.1 Bcfd. In 2014, the residential, commercial, and public sectors and small industries accounted for 55 (8.4 Bcfd) of Iranrsquos total natural gas consumption. Power plants and large industries accounted for 45 (7.0 Bcfd) of Iranrsquos total natural gas consumption in 2014. According to NIGCrsquos Strategic Objectives document, Iran plans to increase the natural gas share of its domestic energy mix and more than double its natural gas processing capacity, from approximately 20 Bcfd in 2014 to 42 Bcfd by 2025 84 , while reducing its consumption of fuel oil in power generation and replacing its aging oil-fired plants with new natural gas-fired plants. NIGC estimates that to meet the rapidly growing domestic demand for natural gas, Iran will need more than 20 billion in investment to upgrade and expand its domestic pipeline infrastructure. Iran plans to expand the domestic pipeline network to more than 35 Bcfd by 2017, adding 1,709 miles (2,750 km) of new pipelines at a cost of 6.3 billion and investing more than 15 billion in expansion and upgrades of the existing domestic pipeline network. Those expansions are likely to require foreign capital, and to attract foreign investors Iran has proposed various investment schemes, including build-operate-own-transfer . Some foreign investors may be reluctant to proceed at this point because of concerns about corruption, red tape, and state influence over the economy. Consequently, it may take some time for the expansion plans to materialize. Iran has increased its domestic natural gas production fivefold over the past 20 years. Most of its natural gas production comes from the South Pars field, the largest natural gas field in the world, which Iran shares with Qatar. On Qatarrsquos side, the field is called the North Field . Iran is developing 28 phases in South Pars, 10 of which are operational 85 . Phase 12 began production in early 2015 (3 Bcfd of natural gas and 120,000 bd of condensate). Production from phases 15 and 16 began at the end of 2015 86 . Between 2015 and 2020, Iran has the potential to add between 8 Bcfd and 9 Bcfd of new natural gas production, primarily from South Pars. The Kish field, the largest nonshared natural gas field in the country, is being developed. Kish has a production target of 0.9 Bcfd of natural gas and 4 million barrels of gas condensate 87 per year, and 1.4 billion has been allocated for its development. In addition, after 2020, Iran plans to develop its North Pars, Golshan, and Ferdowsi natural gas fields. In 2014, 93 of Iranrsquos pipeline exports (0.9 Bcfd) went to Turkey, and 0.03 Bcfd went to Armenia and Azerbaijan (net of imports from Azerbaijan). Iran imported 0.7 Bcfd from Turkmenistan in 2014, or half of its contractual volumes, as Iranrsquos growing production allowed it to become more self-sufficient in delivering natural gas to its major consumption centers in the northern part of the country. The price of Iranrsquos natural gas exports to Turkey is one of the highest in the region, and it has been used as a benchmark for Irans other proposed pipeline export projects. However, the reluctance of Persian Gulf countries to sign contracts at those prices has been the main obstacle to Irans development of new pipeline export projects. Future contracts for exports to Gulf countries are likely to require some reduction in the prices of Iranian natural gas exports. Irans Sixth Development Plan, which outlines its economic development goals for the next five years, sets a target to increase natural gas exports to more than 6 Bcfd by March 2021. The target is based on expanding production primarily from the South Pars field, which can be exported by pipeline to Irans neighboring countries. In the plan, Iran has prioritized pipeline exports over LNG exports, with a potential total of 3 Bcfd to 4 Bcfd in the next several years coming from projects that are close to completion. The focus of Iranrsquos export pipelines is on neighboring Persian Gulf countries, Pakistan, potentially India, and in the longer term, exports to European countries via Turkey. Exports of natural gas from Iran to the Persian Gulf countries8212particularly, Iraq, Oman, Kuwait, and the United Arab Emirates (UAE)8212are likely to begin by 201718 88.There also are plans for Iran to increase exports to Iraq by 0.9 Bcfd, to a total of 1.6 Bcfd, but the duration of that export contract is expected to be short, because Iraqrsquos domestic production increases in the mid-2020s. Iran is also planning pipeline exports to Oman (0.7 Bcfd to 1.0 Bcfd via a proposed 109-mile subsea pipeline) to Kuwait (0.3 Bcfd to 0.5 Bcfd) and to the UAE (0.6 Bcfd to 1.5 Bcfd). The existing pipeline network connecting Iranrsquos Salman field to the Sharjah Emirate of the UAE can deliver 0.6 Bcfd, but a dispute over the contract price has delayed gas shipments and is currently in international arbitration. If the pricing issue is resolved between parties, Iran can start exports to the UAE quickly. Proposed projects to export natural gas by pipeline from Iran to countries outside the Persian Gulf involve considerable risk for a variety of reasons. The proposed projects include: Pakistan plans to link the Iranian pipeline with a proposed 45 billion China-Pakistan Economic Corridor. Iran has built all but the final 155 miles on its side, and China is building a 435-mile stretch inside Pakistan that would move natural gas from Gwadar port in the West to Nawabshah in the South. The project requires building a short 50-mile leg to Gwadar from the border with Iran, which is likely to be financed by China. Risks include terrorist threats in Pakistanrsquos Balochistan province, an enclave of Pakistani insurgents, and contract pricing that has not been finalized. Iran is in discussions to revive the Iran-Pakistan-India Peace Pipeline project, which may be a longer-term development. India has proposed to develop Irans 12.8 Tcf Farzad-B natural gas field and is considering construction of subsea pipeline to link Iran directly with India. However, at an estimated cost of about 5 billion, the project is both expensive and technologically challenging. Iran also is considering exports to Europe via Turkey. An estimated 5.1 billion investment would be required to expand a 1,120-mile, 56-inch-diameter pipeline that would connect Assaluyeh with Bazargan near the Turkish border. LNG exports from Iran may be a longer-term development. Iran will face strong competition, and its projects may not be economically viable in the current environment of low oil prices. Among the projects that have been proposed, the Iran LNG project (capacity 1.4 Bcfd) may be the most likely to materialize after 2020. Iran has already spent 2.5 billion to build LNG port facilities, tank storage, and other infrastructure for the project and can now gain access to liquefaction technology not available when sanctions were in place. NIGCs announced target of increasing its natural gas liquefaction capacity to 10 of the world total by 2025 is not likely to be met 89 . However, some smaller projects8212including delivering natural gas via pipeline to Oman to use spare capacity in the Qalhat LNG liquefaction project, and use of Das Island liquefaction facility in Abu Dhabi8212are more likely to be developed in the next few years. Elsewhere in the Middle East, Yemen, Oman, and Abu Dhabi of the United Arab Emirates (UAE) also are current exporters of LNG. However, the potential for growth in their exports and exports from other countries in the Middle East appears to be limited by their need to meet increases in their own domestic demand. The IEO2016 Reference case shows a similar trend for smaller producers in the Arabian Peninsula as a whole, including Kuwait, Oman, the UAE, and Yemen. As a group, they exported about 0.2 Tcf of natural gas on a net basis in 2012, and the volume of their net imports rises to a total of 1.2 Tcf in 2040. Net exports of natural gas from Africa increase in the IEO2016 Reference case by an average of 1.7year (Figure 3-34). In 2012, the regionrsquos net exports totaled about 3.4 Tcf, with 2.3 Tcf coming from North Africa. Net exports from West Africa grow at a robust average annual rate of 6.5 from 2012 to 2040, with much of the growth coming in the later part of the projection. Security concerns and uncertainty over terms of access in Nigeria have significantly delayed any progress on currently proposed LNG export projects. figure data Persistent, significant above-ground challenges in East Africa hamper export growth in that region. This is primarily owing to production and export proposals representing a large change in scale of operations for the oil and natural gas industries in Mozambique and Tanzania, where physical and regulatory infrastructures are not yet in place to support large-scale production and export of natural gas ( see quotPotential for increased natural gas exports from Iran following the end of international sanctions, rdquo and ldquoLiquefied natural gas: Growing use of floating storage and regasification units, quot ). Non-OECD Asia Non-OECD Asia has the highest regional growth rate in net imports of natural gas in the IEO2016 Reference case. With net imports of 17.5 Tcf in 2040, non-OECD Asia becomes the worldrsquos largest importing region, surpassing OECD Europe by 2040. China has the largest increase in import demand, to 8.9 Tcfyear in 2040, when nearly one-third of its annual natural gas consumption is supplied by imports (Figure 3-35). figure data To meet future demand, China is actively pursuing multiple potential sources for natural gas imports. Chinese companies have signed long-term agreements to deliver at least 6.6 Bcfd through 2030 90.Most of those contracts are with Asian firms sourcing LNG from Australia, Indonesia, Malaysia, Qatar, and Papua New Guinea. Moreover, there are additional contracts tied to new liquefaction projects located in Australia, Russia, and the United States that are scheduled to come online by 2020. China is also pursuing multiple sources for pipeline natural gas imports, which have increased as production from Central Asia and Myanmar has grown and the non-OECD regions natural gas infrastructure has improved. Chinarsquos total pipeline imports of natural gas exceeded its LNG imports in 2012, and in 2014 its LNG imports totaled 1.1 Tcf, up by 20 from 2013 LNG imports 91 . Chinas first natural gas import pipeline, which was completed in late 2009, now transports supplies from Turkmenistan and Uzbekistan. Another pipeline from Myanmar was completed in 2013, with the capacity to carry 0.4 Tcfyear of natural gas from Myanmars offshore fields in the Bay of Bengal to Kunming in Chinas Yunnan province 92 . China also began importing natural gas from Kazakhstan in July 2013, but the quantities have been very small, constituting about 1 of the total pipeline imports into China in 2015. In addition, Russia and China signed a significant natural gas agreement in May 2014. The deal was signed after a decade of negotiations over the import price and the supply route 93 , with China agreeing to purchase 1.3 Tcf of natural gas per year from Gazproms East Siberian fields at a total cost of 400 billion over a 30-year period. The proposed Power of Siberia pipeline will connect Russias eastern Siberian natural gas fields and Sakhalin Island to northeastern China. Chinas National Development and Reform Commission, which approved construction of the pipeline on the Chinese side in late 2014, anticipates that it will come online in 2018. In November 2014, Gazprom and the China National Petroleum Commission also signed a memorandum of understanding for China to import 1.1 Tcfyear from Russias western Siberian natural gas fields, although many key details, including pricing details and required infrastructure expansion plans, have not yet been addressed 94 . India has also increased its natural gas imports. Since 2013, unexpected production declines in Indiarsquos Krishna Godavari basin have meant that the country must rely more heavily on LNG imports. As a result, Indian companies have invested in increasing the countryrsquos LNG regasification capacity in recent years to meet rising demand. In early 2013, GAIL (Indiarsquos largest state-owned natural gas processing and distribution company), NTPC (Indiarsquos largest power utility), and several other smaller players restarted the Dabhol project (originally proposed by the now-defunct Enron Corporation), which includes a regasification terminal to fuel three natural gas-fired power stations 95 . Dabhol LNG also ships natural gas to southern India through the new pipeline to Bengaluru. GAIL is installing a breakwater facility to double Dabholrsquos capacity by 2017. Petronetrsquos LNG terminal at Kochi, commissioned in late 2013, is experiencing low utilization as a result of delays in the approval and construction of a proposed pipeline to Mangalore and other parts of southern India, according to IHS. Indiarsquos natural gas imports grow in the IEO2016 Reference case by an average of 6.7year, to a total of 3.9 Tcf in 2040. Non-OECD Americas Natural gas trade in the non-OECD Americas region has become increasingly globalized as several countries have become involved in the LNG trade. In the IEO2016 Reference case, new LNG regasification capacity facilitates growth in the regionrsquos gross imports of natural gas through 2040, but the discovery of large new natural gas reserves throughout the region increases its gross exports by a larger amount. As a result, the regionrsquos overall trade balance remains relatively flat, with net exports increasing from 0.6 Tcf in 2012 to 0.7 Tcf in 2040 (Figure 3-36), after declining in the middle years of the projection. figure data Although LNG regasification facilities in Brazil and in the Southern Cone (excluding Chile, an OECD member state since 2010) have received LNG supplies fairly consistently over the past three years, the Southern Cone becomes a net exporter of natural gas by 2030 in the IEO2016 Reference case, largely as a result of the discovery of substantial shale gas reserves in Argentinarsquos northwestern Neuqueacuten province 96 . Net imports to Brazil remain essentially flat from 2012 through 2040. Overall net exports from the Andean region end in 2030 and net exports from the Northern Producers increase by an average of 0.5year from 2012 to 2040. World natural gas reserves As reported by Oil amp Gas Journal 97 , the worldrsquos proved natural gas reserves have grown by about 40 over the past 20 years, to a total of 6,950 Tcf as of January 1, 2016 (Figure 3-37). Estimated proved reserves in the non-OECD region as a whole have grown by 43 (1,912 Tcf) since 1996, while proved reserves in the OECD region have grown by 21 (104 Tcf) since 1996. As a result, the share of world proved natural gas reserves located in OECD countries has declined from 10 in 1996 to 9 in 2016. figure data The annual rate of growth in world proved natural gas reserves from 1980 to 1995 was notably higher than it has been in more recent years. Since 1995, the annual growth rate, while variable, has slowed to a reasonably steady rate of about 1.6year. Over the past 10 years, estimates of proved world natural gas reserves rose by 838 Tcf, or an average of 1.3year, as compared with 1,179 Tcf, or 2.2year on average over the previous 10 years (from 1996 to 2006). Estimated proved reserves in the non-OECD countries rose by 723 Tcf, or an average of 1.2 annually, over the past 10 years, compared with 2.4 annually from 1996 to 2006. The most rapid annual increase in non-OECD proved reserves in this period, at 12year, occurred from 2003 to 2004, supported by an increase in Qatar from 509 Tcf to 910 Tcf. In comparison, proved reserves in the OECD countries declined by 0.2year from 1996 to 2006 and increased by 115 Tcf, or an average of 2.1year, over the past 10 years. World proved natural gas reserves generally have grown in each year since 1980, but declines have been reported for four years (1995, 1996, 2005, and 2015). Although world reserves increased by a modest 0.4 from 2015 to 2016, that increase follows a decrease of 1.5 (105 Tcf) from 2014 to 2015, and the estimate for 2016 still is lower than the 2014 level. Estimates of proved reserves in both the OECD and non-OECD regions show a similar trajectory however, the absolute decrease in 2015 and the increase in 2016 were greater in the OECD countries, even though their reserve levels are less than one-tenth the levels in the non-OECD countries. Accordingly, the percentage decrease from 2014 to 2015 was 9.0 for the OECD countries, compared to 0.7 for the non-OECD countries, and the increase from 2015 to 2016 was 2.9 for the OECD countries, compared to 0.2 for the non-OECD countries. Estimates of world proved reserves increased by 31 Tcf from 2015 to 2016, with more than one-half of the increase (17 Tcf) coming from OECD countries. From 2015 to 2016, proved reserves in the OECD Americas rose by 29 Tcf, proved reserves in OECD Europe fell by 11 Tcf, and proved reserves in the countries of OECD Asia were nearly flat. Estimated proved reserves in the non-OECD countries increased by 13 Tcf from 2015 to 2016, with a combined 17 Tcf of additional proved reserves in China, Malaysia, India, and Angola partially offset by a decrease of 2 Tcf in Indonesiarsquos proved reserves. The largest change in proved natural gas reserve estimates was for the United States, where estimated proved natural gas reserves increased by 30 Tcf (9), from 338 Tcf in 2015 to 369 Tcf in 2016. The second-largest change was for China, where estimated proved reserves increased by 11 Tcf (7), from 164 Tcf in 2015 to 175 Tcf in 2016. As a result, Chinarsquos estimated proved reserves are now the worldrsquos 10th largest, up from the 11th largest in 2015. The third-largest change in estimated proved reserves was for Saudi Arabia, with estimated reserve additions of 6 Tcf (2), from 294 Tcf in 2015 to 300 Tcf in 2016. Although there were no changes in proved reserves for Russia and Iran, their proved reserves are ranked first and second in the world at 1,688 Tcf and 1,201 Tcf, respectively. Qatar and the United States are ranked third and fourth, at 866 Tcf (down 1) and 369 Tcf (up 9), respectively. Current estimates of proved natural gas reserves worldwide indicate a large resource base to support growth in markets through 2040 and beyond. Like reserves for other fossil fuels, natural gas reserves are spread unevenly around the world. Natural gas proved reserves are concentrated in Eurasia and in the Middle East, where ratios of proved reserves to production suggest decades of resource availability. However, in the OECD countries, including many in which there are relatively high levels of consumption, current ratios of proved reserves to production are significantly lower. The impact of that disparity is reflected in the IEO2016 projections of increased international trade in natural gas. Almost three-quarters of the worldrsquos proved natural gas reserves are located in the Middle East and Eurasia (Figure 3-38), with Russia, Iran, and Qatar together accounting for about 54 of world proved natural gas reserves as of January 1, 2016 (Table 3-2 ). Proved reserves in the rest of the worlds regions are distributed fairly evenly. Despite high rates of increase in natural gas consumption, particularly over the past decade, most regional reserves-to-production ratios have remained high. Worldwide, the reserves-to-production ratio is estimated at 54 years. Central and South America has a reserves-to-production ratio of 44 years, Russia 56 years, and Africa 70 years. In contrast, the Middle Eastrsquos reserves-to-production ratio exceeds 100 years 98.The United States has a reserves-to-production (RP) ratio of 13 years 99 . figure data Proved reserves include only estimated quantities of natural gas that can be produced economically from known reservoirs, and therefore they are only a subset of the entire potential natural gas resource base. Resource base estimates include estimated quantities of both discovered and undiscovered natural gas that have the potential to be classified as reserves at some time in the future. In the IEO2016 Reference case, the resource base does not pose a constraint on global natural gas supply. By basing long-term production assessments on resources rather than reserves, EIA is able to present projections that are physically achievable and can be supported beyond the 2040 projection horizon. The realization of such production levels depends on future growth in world demand, taking into consideration such above-ground limitations on production as profitability and specific national regulations, among others. IEO Sections Press Conference