tag

QatarEnergy has signed a memorandum of understanding (MoU) with the Government of Egypt and ExxonMobil to study enabling the potential development and commercialisation of gas discoveries in Cyprus through Egypt’s existing gas and LNG (liquefied natural gas) export infrastructure.The MoU enables the three signatory parties to study future growth opportunities and flexible commercial frameworks in light of Egypt’s position in the region and its gas infrastructure, which serves both domestic consumers and global markets.It highlights Egypt’s role as a potential hub for Eastern Mediterranean gas, supporting deeper integration between Egypt and Cyprus in the field of natural gas while optimising the utilisation of existing infrastructure."This MoU represents an important step in advancing regional energy cooperation across the Eastern Mediterranean through unlocking the long-term commercial potential of natural gas resources across that region,” said His Excellency Saad Sherida al-Kaabi, the Minister of State for Energy Affairs, the president and chief executive officer of QatarEnergy.This collaboration reflects the shared intent of all parties to developing integrated and commercially sustainable energy solutions to support growing regional demand, while enhancing connectivity between regional and international markets.“We look forward to working closely with the Government of Egypt and our strategic partner ExxonMobil to achieve the objectives of this MoU for the benefit of all parties,” al-Kaabi added.The MoU further reinforces Egypt’s role in the Eastern Mediterranean and its continued commitment to advancing the regional energy development through strong partnerships and infrastructure integration. It is also expected to promote broader regional co-operation and contribute to supply diversification across multiple markets. 

Canada and Alberta reached a carbon pricing deal that opens the way for construction of a new oil pipeline starting as early as 2027, while scaling back an expensive project to capture greenhouse gas emissions.Prime Minister Mark Carney and Alberta Premier Danielle Smith announced the agreement on Friday. The deal builds on the memorandum of understanding they signed in November that outlined conditions for federal support of a crude pipeline to the west coast to serve Asian markets.Carney has staked his economic agenda on speeding up major infrastructure projects and lessening Canada’s reliance on exports to the US. Exploiting western Canada’s oil reserves, which are among the world’s largest, is part of that strategy.The agreement with Alberta is also a move to defuse political and business tensions that boiled up under former Prime Minister Justin Trudeau’s government, which introduced new regulations that slowed energy development.“We’re building trust of investors that Alberta and Canada are reliable and attractive destinations where opportunities are plentiful, the rules are clear and one project means one review — the trust of Asian countries who want our energy because they know that we are a safe, stable, reliable partner in a world that is anything but,” Carney said.The deal sets out scheduled annual increases for the headline carbon price, starting at C$95 ($69) per metric ton of CO2 equivalent this year and reaching C$140 in 2040.But it requires Alberta to target an “effective price” of C$130 by 2040, with a minimum floor price also increasing annually.The effective price is meant to reflect the market value of carbon credits and offsets, while setting a floor is intended to ensure the market price does not drop below that level over time. The point is to provide an economic incentive for industrial companies, including oil and gas producers, to invest in technologies that curb emissions.Trudeau had envisioned a much bigger carbon tax, sooner, with a headline price of C$170 per metric ton by 2030. Friday’s deal is aimed at fixing a malfunctioning carbon market where credits and offsets were trading at just C$40 per metric ton. Two trades at C$42.50 a metric ton happened on Friday, Albert Ho, head of carbon intelligence for Carbon Assessors, said by email.Alberta is doing the early-stage planning work on a pipeline that would cut through British Columbia, Canada’s west coast province, where the crude could be loaded onto oil tankers for shipment to energy-thirsty Asian countries. The agreement unveiled Friday says Alberta will submit its pipeline application to the federal Major Projects Office no later than July 1, while the federal government aims to designate it as a project of “national interest” by October — making it eligible for a faster review and approval process.The pipeline proposal does not yet have private sector investors. Smith said on Bloomberg Television that she believes Asian firms are interested, and Enbridge Inc. Chief Executive Officer Greg Ebel said the company “definitely would consider” getting involved.If the pipeline is designated as a project of national interest, the federal government said it will make “best efforts” to provide a conditions document by September 1, 2027 to allow for construction to begin.Still, the deal did not receive universal approval from the energy industry.“For Canada to have a regulatory and carbon framework competitive with the US, there is still much work to be done,” said Adam Waterous, executive chairman of oil producer Strathcona Resources Ltd. “If there is certainty on higher costs imposed by governments, then there needs to be certainty of higher revenues to industry.”Canada will ensure the federal carbon pricing benchmark is consistent with the Alberta agreement, meaning other provinces would get similar pricing timelines, Carney said. There are regional differences in provincial carbon markets, so consultations will be needed, he added.Crucially, the deal he signed with Smith downsizes the Pathways carbon capture project that is a condition of federal support for the new pipeline.The coalition of oil companies behind the carbon capture scheme originally promised to reduce emissions by about 22mn metric tonnes per year by 2030. The new agreement only requires the capture of 6mn metric tonnes annually by 2035, and 16mn metric tonnes a year by 2045.The lower carbon price still maintains “uncompetitive costs” on the industry, the group behind Pathways said in a statement. But Kendall Dilling, president of the Oil Sands Alliance, said it’s committed to advancing the project as long as “the necessary regulatory and fiscal terms are in place.”Tim Hodgson, Canada’s energy minister, said in an interview that formal negotiations have not begun on the Pathways project, but he believed they would reach a consensus after seeing the governments move ahead with a pipeline and carbon price.“Now that we’ve created certainty around what that price will be, capital allocators can allocate capital and with that unlock new production and new opportunities to sell that at a world price to world markets.”The deal also sets out stringency rates for high emitters, requiring large oil sands firms to reduce “carbon intensity” by 2% annually — either by trimming emissions, using carbon credits or paying the carbon price directly.Firms building and operating the Pathways project would only be required to reduce emissions intensity by 1% starting in 2030.Environmental groups decried the announcement. The Coastal First Nations, an alliance of several northern BC Indigenous groups, said: “Nothing has changed and a North Coast pipeline will never be built.” BC Premier David Eby reiterated that he opposes any repeal of a ban on oil tankers along the northern coast. 

India raised yesterday the prices of commercial liquefied petroleum gas and jet fuel for international airlines, according to a state-run energy firm, as supply pressures from the Iran war mount.The South Asian nation is heavily dependent on imported energy, including for roughly 60% of its liquefied petroleum gas (LPG), the fuel used for cooking by a vast section of its population, the largest in the world.As imports have been disrupted since the Middle East war began in late February, New Delhi has moved to ensure households and essential sectors remain adequately supplied, leaving many restaurants, manufacturers and power plants in the lurch.The government has maintained India faces no overall fuel shortage."Prices of bulk and commercial LPG cylinders have been revised," the state-run Indian Oil Corp Limited (IOCL), the country's leading energy marketing company, said.IOCL's price chart shows an increase of 993 rupees ($10.50) in the price of a 19-kilogramme LPG cylinder meant for commercial use.That amounts to a nearly 48-percent rise in the capital New Delhi. Local levies mean rates vary across cities.The sharp hike will hit restaurants particularly hard, with many already scaling back operations during the Middle East war.The oil company said that the price of jet fuel for international airline operations has also "been adjusted upward".Aviation turbine fuel (ATF) has gone up by around five % in Delhi, according to IOCL's catalogue. 

As the Iran war strangles natural gas supplies, countries across Asia and Africa are rationing fuel and enduring blackouts. In Europe, the conflict is raising the risk of an energy crunch this winter.Thousands of miles away, in the heart of US shale country, gas is so plentiful that producers have to pay buyers to take it off their hands.Drillers in the Permian Basin of West Texas and New Mexico have helped make the US the world’s largest oil producer. In the process, they’ve also glutted the region with natural gas, which is extracted there as a byproduct of crude.There's so much gas, in fact, that it exceeds available pipeline capacity to get the fuel to customers or export terminals on the coast. The result: producers literally can't give it away. Permian gas prices aren't merely cheap — they're negative. In other words, sellers are paying customers. While it’s not the first time that gas contracts in the region have gone subzero, prices are now lower than ever.The phenomenon feeds into the broader US market. Benchmark futures, already low by international standards, have slipped 10% since the Middle East conflict began. That’s in stark contrast to Europe, where futures have surged about 40%, and Asia, where they’ve jumped more than 50% as nations struggle to secure enough gas to run power plants and heat homes.With new pipelines slated to start up this year, negative Permian prices won’t last forever. But they reveal a gas bounty so massive that it’s not only insulating the US from war-driven energy shocks, but actually creating an economic tailwind. Cheap supplies of gas — a key manufacturing input and a major player in meeting power demand from artificial intelligence — stand to give the US an edge over countries facing fuel shortages.“US gas prices have not just remained lower than global benchmarks, but have remained insulated from the volatility” of major global gas and import markets in Europe and Asia, said Chris Louney, director of global commodity strategy at RBC Capital Markets. “This comparative energy security is beneficial for domestic industry that relies on natural gas as a feedstock or form of industrial grade heat, and increasingly power-hungry industries such as AI and data centers.”Americans are grappling with soaring power bills already, but without the glut of natural gas, those costs would be even higher. And while US consumers have been hit with broader inflation — including higher gasoline prices at the pump — as the Iran war upends the oil market, cheap natural gas is muting the impact, with utility gas prices falling 0.9% in March’s Consumer Price Index report.Soaring production from shale basins including the Permian has propelled US oil and natural gas output to all-time highs. That supply has been a cornerstone of President Donald Trump’s push for American energy dominance, helping to create a buffer between the US and war-driven market convulsions.In the Permian, gas prices have dipped below zero intermittently since 2019 as pipeline construction failed to keep pace with soaring production. But this year, negative pricing has been more pronounced than ever.Permian gas hit an all-time low of -$9.60 per million British thermal units on April 24 while US benchmark futures have recently traded below $3.Futures in Europe and Asia, meanwhile, are trading at about six times that level. Those higher prices are feeding directly into global inflation, pushing up the cost of electricity, heating and manufacturing. Goldman Sach Group Inc estimates that a 10% increase in global liquefied natural gas prices adds about 8 basis points to global inflation and is a drag on economic growth.Gas scarcity has even forced some fertilizer makers to rein back production, said Pablo Galante Escobar, head of liquefied natural gas at commodity trader Vitol. That risks “transferring the energy crisis into a food crisis,” he said at the FT Commodities Global Summit in Switzerland earlier this month.Slovakia’s largest fertilizer producer, Duslo AS, said last month that it’s curbing ammonia output after gas prices surged. In India, fertilizer manufacturers including Indian Farmers Fertiliser Cooperative Ltd are beginning to cut production after Qatari supplies of liquefied natural gas, a key feedstock, were suspended.But for the US, the picture looks much different.The divergence between gas prices in America and the rest of the world “could mean the US economy will prove more resilient than expected this year,” Anna Wong, chief US economist at Bloomberg Economics, wrote in a research note. “Natural gas is more important to the manufacturing sector — particularly chemicals, fertilizers, electricity — than crude oil is.”US petrochemical producers like Dow Inc are among the companies benefiting from low-cost industrial gas, an important feedstock for chemicals manufacturing.“Supply and feedstock into Asia and Europe are constrained, which is triggering price increases globally,” Dow Chief Operating Officer Karen Carter said on an April 23 earnings call. “It is also leading to increased production in the Americas and is providing Dow the opportunity to capture new business in Europe.”Inexpensive gas is also putting downward pressure on the cost of electricity, and lower power prices stand to aid the buildout of data centers, Wong wrote. That could help assuage concern about soaring electricity costs tied to the AI boom — an issue that’s become a key concern for voters heading into the US midterm elections. The fuel is poised to be an asset for the US in its race against China for AI dominance, with data-center developers including Meta Platforms Inc favoring gas over cleaner alternatives because of its reliability as a power source.“The current market is highlighting a clear divergence — global natural gas prices are rising sharply, while US prices are even lower than when the Iran War began,” Jeremy Knop, chief financial officer of EQT Corp, the second-largest US gas producer by volume, said in an emailed statement. “That’s a direct result of the scale and efficiency of domestic supply.”Producer WoesFor some US gas producers, however, low prices have been a drag on profits. Diamondback Energy Inc, a top Permian explorer, is “consciously moving away from Waha,” as the Permian pricing hub is known, and increasing its exposure to higher-priced markets near planned data centers, gas export facilities and population centers, executives said on an earnings call late last year.“Investors want us to realize more than zero on our gas,” Diamondback CEO Kaes Van't Hof told attendees April 15 at an energy conference in Fort Worth, Texas. “We're an oil company. Most of our revenue comes from the oil side, but in a good year, gas is 5% of our revenue, and it's probably headed towards 10% or so.”Even drillers outside the Permian are feeling the effects of low gas prices. Though EQT has touted the benefits of cheap US gas, the company announced plans earlier this month to cut quarterly production by 2% as gas prices languish, with domestic stockpiles well above the five-year average.“In this environment, we are taking a disciplined approach to production, including modest production curtailments during the low-demand spring season to store supply for maximum deliverability during peak summer power demand,” Knop said.As prices have fallen deeper into loss-making territory, flaring events — when operators burn off natural gas at the wellhead, releasing carbon dioxide into the environment — have spiked to seasonal multi-year highs, according to research firm Energy Aspects. While New Mexico has tight restrictions on flaring, Texas allows widespread exceptions to a state rule intended to limit the practice.“There’s a market failure here,” said Jon Goldstein, associate vice president for energy transition at the Environmental Defense Fund. “It makes no sense to be burning an energy resource that is needed around the world, and polluting the air, when we could be using that, putting it to productive use.”For traders, who thrive on acute pricing dislocations like those between the Permian and other US gas hubs, the West Texas market has been fraught with opportunity and risk.Traders who managed to book long-term capacity on pipelines shipping gas out of the Permian Basin and into higher-priced demand centers should be reaping windfall profits on any portion of those trades that isn’t hedged, said Josephine Mills, senior analyst at industry consultant Enverus.But if unplanned pipeline maintenance prevents a trader from meeting obligations to deliver Permian gas, that trader will have to sell the trapped West Texas supply at negative prices while buying higher-priced gas to deliver to the counterparty. One gas trader, who asked not to be identified because he’s not authorized to speak to the media, said he lost over $300,000 in a week because of a recent Permian pipeline maintenance event.By the end of this year, negative West Texas gas prices may mostly be a thing of the past.Forward prices for Waha gas show the hub flipping to positive in October, according to Intercontinental Exchange data. That’s around the time that the massive Blackcomb Pipeline — a gas conduit from the Permian to South Texas developed by a consortium of companies led by WhiteWater — is expected to enter service.A wave of other pipeline projects is set to follow. Five new Permian conduits are set to bring about 11bn cubic feet a day of capacity online by the end of 2028, equivalent to roughly 10% of total US gas production.“As a result, you’ll see gas prices in the Permian higher than has been the case in many, many years,” said Amber McCullagh, a longtime North American natural gas markets analyst and founder of the independent blog Measured Depth.Still, abundant shale production and limited export capacity mean US gas prices are poised to remain low relative to the rest of the world for years to come. Gas will average well below $4 through 2027, American government forecasts show, while production is poised to hit fresh records.“With an ample resource base and a growing but still hard capacity limit on exports, this energy security looks both beneficial to the domestic economy and durable,” RBC’s Louney said. 

Europe is facing its first monthly drop in seaborne supply of natural gas in over a year, with volumes dampened by terminal works and tighter global flows.Fewer tankers with liquefied natural gas have reached Europe so far this month compared to April last year, and the gap is widening as the month progresses, according to ship data compiled by Bloomberg. Estimates from data intelligence company Kpler show full-month volumes could be about 3% lower — the first year-on-year decline since the start of 2025.Final numbers can change as tankers sometimes re-route depending on market conditions.The shift follows record LNG flows in March, when Europe had yet to fully feel the energy shortfall triggered by the Middle East conflict. While some cargoes from the US and Nigeria were quickly diverted to Asia — the region most exposed to Gulf supply cuts — surging prices triggered widespread demand destruction across the Pacific, helping to ease market pressure.The decline in Europe’s imports in April reflects a combination of factors, including planned maintenance and unplanned outages at import terminals in Spain, Greece, Italy and Germany, as well as tighter global supply, said Ronald Pinto, principal gas and LNG analyst at Kpler.“There’s a higher pull from Asia,” he said. Although “only recently we’re seeing a bit of a slowdown at the EU-27 level relative to 2025.”Traders are closely watching Europe’s LNG imports, as the region will need more gas in the coming months to replenish depleted inventories ahead of next winter. Its largest supplier, Norway, has recently increased seasonal maintenance, slowing storage injections. Still, there is time for refilling to accelerate over the summer, with much depending on prices.Global gas demand dropped after the war disrupted supplies, as many Asian buyers switched to coal and other alternatives, temporarily balancing the market. But Europe may have to pay up during hotter months, when Asia’s cooling demand rises and buyers seek extra spot cargoes.Companies in India, Bangladesh and Thailand are considering procuring more gas supply, according to traders, while Pakistan is looking to buy LNG from the expensive spot market for the first time in over two years. 

Israeli forces fired tear gas at Palestinian schoolchildren staging a sit-in Monday in the occupied West Bank, AFP footage showed, after settlers blocked access to their school. The Israeli military confirmed to AFP it had dispersed an “unusual gathering”, but did not specify whether its troops had fired tear gas at the children on the first day of class since the start of the Iran war. The incident took place at Umm al-Khair, a small village in the southern West Bank region of Masafer Yatta. Schoolchildren there had been due back in class on Monday for the first time in more than 40 days, after lessons were suspended following the outbreak of the Middle East war on February 28. A group of schoolchildren and Palestinian residents had gathered near a barbed wire fence erected by Israeli settlers, which blocked access to the school, an AFP journalist reported. Schoolchildren and some local adults were holding an open-air class as a sit-in to demand access when troops fired the tear gas, witnesses said. “We were sitting and they threw a grenade (tear gas canister) at us. I got scared and started screaming and ran away,” 12-year-old Sarah al-Hathaleen told AFP. “I started crying. A woman hugged me and stayed with me. We were very scared.” Bassam Jabr, director of education for the Masafer Yatta area, confirmed the children were staging a sit-in at the time of the incident. “Settlers are trying to tighten the noose on us in every way. One of these methods is cutting off the road for school students and expanding the settlement,” Jabr said of settlers from the nearby Carmel settlement whose residents erected the fence. “Sadly, there are no solutions. We will continue this sit-in today and tomorrow until we find a solution so the students can return to their schools,” he said. Israel’s military said troops had been dispatched to the area. “IDF soldiers were dispatched ot the area of Umm al-Khair due to reports of an unusual gathering of Palestinians in the area,” the military told AFP. “The gathering was dispersed and no injuries were reported,” it said, without specifying whether tear gas had been fired. AFP footage showed canisters being fired, with children screaming and fleeing. “Last night we were excited for school today. The Israelis came and closed the road with barbed wire... we want to be back in school,” said 11-year-old Rashid al-Hathaleen. 

Soaring black-market prices of cooking gas in India's capital are pushing poorer families back to wood and coal, raising health risks and worsening air quality in the highly polluted megacity.India is the world's second-largest buyer of liquefied petroleum gas (LPG), which is used for cooking and predominantly sourced from the Middle East — and supplies have been strangled by the ongoing war.India's Prime Minister Narendra Modi has urged states to curb black marketing and avoid panic, stressing that India's energy supplies remain stable.In the low-income Madanpur Khadar neighbourhood, 36-year-old domestic helper Sheela Kumari says she has been forced to abandon LPG cooking gas cylinders for cooking after prices more than doubled."We used to buy cylinders for 1,800-2,000 rupees ($19-$21), but now on the black market it has gone up to 5,000 ($53)," she told AFP, nearly as much as she entire monthly salary of 6,000 rupees."It is unimaginable for us," she said. "The next best option for us was going back to wood and coal."Kumari said a 14 kilogramme cylinder lasts only 15-20 days for her family of six, even when they stretch its use out.But she says a 10 kilogramme bundle of firewood, lasting several days, costs 30 rupees ($0.30)."There are health repercussions, and my children cough," she said. "But tell me a way out?"Her neighbour, 45-year-old Munni Bai, who has asthma, had switched to using an electric cooker as well as biogas from cow dung, to help her breathing.But now she said she was being forced to resume use of alternative fuels."Gas is too expensive," she said. "We cannot depend on it — we moved from coal and wood, due to my health issue, but now it is difficult to sustain."But activists say the problem is more about access.Many migrant workers lack documentation needed for subsidised LPG and rely on informal markets, where hoarding has pushed up prices."There is no major shortage yet, but hoarding has increased," said Deepak, who uses only one name, from the Centre for Advocacy and Research (CFAR)."Many migrants depend on black-market cylinders, and prices have gone up two to three times".New Delhi, and its wider sprawling metropolitan region of 30mn residents, is regularly ranked among the world's most polluted capitals, due to a deadly mix of emissions from power plants, heavy traffic, as well as the burning of rubbish and crops.For the past decades, India's government has pushed its "Ujjwala" or "light" clean-energy scheme, to provide over 100mn LPG connections to poor households.Burning wood, coal and biomass indoors exposes families to high levels of smoke and toxic particles, increasing the risk of respiratory illnesses.Women and children, who spend more time near cooking areas, are especially vulnerable. 

Iran's huge Pars gas field was hit Wednesday, a major escalation in the US-Israeli war, prompting ‌Tehran to announce it would respond with attacks on oil and gas targets throughout the Gulf.Oil prices shot up after the ​attack in a conflict that has already halted shipping ‌from the world's most important energy-producing region and could now bring lasting damage to its infrastructure. Benchmark Brent crude prices rose ‌around 5% to above $108. Stock markets ⁠veered lower.Pars is the Iranian sector ‌of the world's largest natural gas deposit. Iran's Fars news agency reported that gas tanks and parts of a refinery had been hit, workers had been evacuated to a ⁠safe location and emergency crews were trying to put out a fire. State media later said the fire was under control.The attack was widely reported in Israeli media to have been carried out by Israel with US consent, though neither country acknowledged immediate responsibility. The Israeli military did not respond to requests for comment.The UAE has denounced the attack.Iran listed an array of prominent regional oil and gas targets belonging to Saudi Arabia, the UAE and another Gulf state, which it said were now "direct and legitimate targets" ​and should be evacuated at once before it struck them in the coming hours.Previously during nearly three weeks of war, the US and Israel had held back from targeting Iran's energy production facilities in the Gulf, averting Iranian retaliation against the oil and gas industries of its neighbours.Iran has already shut the Strait of Hormuz, which handles 20% ‌of global oil and liquefied natural gas supply, but consuming ⁠nations are hoping the disruption ​will prove short-lived as long as production infrastructure is spared.Iran's warning was directed at Saudi Arabia's Samref Refinery and Jubail Petrochemical ​Complex, the UAE's Al Hosn Gas Field, and another Gulf state.'The Israeli military also hit central Beirut, destroying apartment buildings in some of the most intense airstrikes on the Lebanese capital for decades, on Israel's other front in the war it launched with the US against Iran.Israel killed Iran's intelligence minister Esmail Khatib Wednesday, a day after killing powerful security chief Ali Larijani."No one in Iran has immunity and everyone is in the crosshairs," said Defence Minister Israel Katz. He and Prime Minister Benjamin Netanyahu had authorised the Israeli military "to target any senior Iranian official for whom an intelligence and operational opportunity arises, without the need for additional approval", Katz said.It appeared to be the first time Israel has publicly stated that it would let the military target enemy officials without seeking special permission from political leaders.In Tehran, thousands of people appeared in the streets for a funeral for Larijani and other slain figures. The crowd waved Iranian flags and carried portraits ‌of the dead as a eulogist sang: "Martyrs are leading the ‌way, they've become more alive, burning with love."Iran retaliated for ⁠the killing of Larijani by firing missiles at Israel, which Israeli authorities said killed two people near Tel Aviv. Tehran said it fired overnight on Tel Aviv, ⁠Haifa and Beersheba in Israel, and at US bases in Bahrain, Iraq, ⁠Jordan, Kuwait, Saudi Arabia and the UAE.Mojtaba Khamenei, Iran's new supreme leader, said those responsible for Larijani's death would pay for his blood.Several loud bangs were heard in the Saudi capital Riyadh Wednesday and some of its residents received phone alerts for the first time warning them of a hostile aerial threat, a Reuters witness in the city said.State TV said Saudi air defences had dealt with a "ballistic threat".The attack on Iran's gas field threatens to worsen an unprecedented disruption to global energy supplies that has raised the political stakes for US President Donald Trump. Diesel prices in the US have already risen above $5 ​a gallon for the first time since the 2022 inflation surge that eroded support for his predecessor Joe Biden.Vice President JD Vance said the Trump administration would announce a "couple of things" in the next 24 to 48 hours to tackle rising gas prices.US-based Iran human rights group HRANA said on Monday that an estimated 3,000-plus people had been killed in Iran since the US-Israeli attacks began on February ‌28. Authorities in Lebanon say 900 people ​have been killed there and 800,000 forced to flee their homes.Iranian attacks have killed people in Iraq and across the Gulf states. Fourteen have been killed in Israel. 

Shell Plc sees long-term global demand for liquefied natural gas continuing to grow because of its flexibility and reliability, even as the conflict in the Middle East brings volatility to prices.The company expects consumption for the fuel to surge by at least 45% by 2050 from 2025 levels, it said Monday. It expects demand to range between 610mn to 780mn annually by mid-century.The report comes as global LNG markets have been upended by the war in the Middle East, with traffic through the Strait of Hormuz — a crucial transit for fuel shipments — reduced to a trickle. While Shell didn’t comment on the impact from the conflict, Bloomberg reported that it has declared force majeure, a contractual clause that allows a company to interrupt shipments to some customers.The report, a variation of the company’s annual outlook, compiles industry analysis. This year Shell extended the range of its forecast by a decade to 2050. The oil and gas major said the data in Monday’s report was “accurate as of March 16, 2026,” but any final LNG outlook could vary “due to the evolving conflict in the Middle East.”Shell bets Asia will continue to be the main demand driver as it remains the center of global economic growth at least until 2050. While European nations chase their net zero targets, they will continue to need LNG as renewable roll-outs lag, the report said.The anticipated increase in demand comes as the market is poised to be oversupplied. Still, the increased fuel availability will help lower global gas prices, which Shell expects will boost price-sensitive “latent demand.”However, the timelines for some LNG projects remain uncertain because of costs, supply and labor issues, Shell said. 

Fears of deeper disruption to global oil and natural gas supply are growing as the US and Israel continue to strike Iran, and the Islamic Republic retaliates with missiles and drones across the Middle East. Prices of both commodities have jumped and a sustained increase could trigger a surge in inflation.Some oil and gas production has already been interrupted as major energy infrastructure is caught in the cross-hairs of the conflict. QatarEnergy halted activity at the world’s largest liquefied natural gas export facility after it was targeted in an Iranian drone attack. More significantly, tanker traffic through the Strait of Hormuz — a narrow waterway that handles around a quarter of global seaborne oil trade and a fifth of LNG supply — has come to a near standstill.**media[423241]**What’s at stake for the oil market?Expectations in the global oil market have shifted from a glut of barrels to concerns about their availability. The Strait of Hormuz is the entry to the Arabian Gulf and a chokepoint for the bulk of oil exports from the Gulf States. Almost 90% of the crude and condensate transported through the waterway last year went to Asia.A senior adviser to the commander-in-chief of Iran’s Islamic Revolutionary Guard Corps told state television that Iranian forces “won’t allow a single drop of oil to leave the region.” Saudi Arabia, the United Arab Emirates and to a lesser extent Iraq have some ability to reroute their crude via pipelines that avoid Hormuz. Kuwait, Qatar and Bahrain have to ship their oil through the waterway.**media[423242]**Oil prices could rise to “well over” $100 a barrel if tanker flows through the Strait of Hormuz aren’t restored quickly, analysts at Wood Mackenzie estimate. The last time Brent crude, the international benchmark, reached those levels was in the wake of Russia’s full-scale invasion of Ukraine in 2022. In the days after the US and Israel launched their strikes on Iran, Brent topped $80 a barrel — still some way off the energy crisis high from four years ago.A prolonged pause in Hormuz transits could result in major oil producers in the region hitting the limits of what they can store in onshore tanks and vessels at sea, according to analysts at JPMorgan Chase & Co. That constraint is already being felt in Iraq.**media[423243]**Opec’s second-biggest producer has begun halting operations at its biggest oil fields as storage tanks fill up, according to people familiar with the operations. As a precautionary measure amid the widening conflict, it’s also suspended exports from the semi-autonomous Kurdistan region to the port of Ceyhan in Turkey, people with direct knowledge of the situation said.One of the Middle East’s largest oil storage and trading centers, Fujairah in the UAE, suffered a major fire caused by falling debris from an intercepted drone. Located along the Gulf of Oman, Fujairah is at one end of a pipeline that connects to the UAE’s oil fields and allows shipments to bypass the Strait of Hormuz. Fujairah is also a critical bunkering port for ships to refuel. Are there impacts for oil beyond crude?The supply of refined petroleum products is also under threat. Operations were suspended at Saudi Arabia’s largest oil refinery, Aramco’s Ras Tanura plant, following an Iranian drone strike in the area.Prices of diesel, gasoline, jet fuel and naphtha — used to make plastics and road fuel — have all increased. Higher prices at the pump could add to domestic pressures for US President Donald Trump and the Republican Party, as affordability is set to be a key issue in the midterm elections later this year. Gasoline prices are one of the most visible signs of inflation. How is the Iran conflict affecting the gas market?The market is at risk of its biggest shock since Russia’s full-scale invasion of Ukraine upended global gas trade and sent Europe rushing to find alternative sources. Gas futures in Europe nearly doubled in the days after the Iran conflict began, hitting their highest levels since 2023.The Middle East is a significant supplier of LNG due to Qatar, which was the world’s second-largest producer last year after the US.Most of the LNG exported from the Middle East is purchased by countries in Asia. If those buyers are unable to source cargoes from the Middle East — whether it’s due to shipping disruptions or production outages — it will increase competition for LNG produced elsewhere and push up prices worldwide.That would be bad news for Europe. While the continent is nearing the end of winter and so has less need for fuel for heating, it’s exiting the season with unusually low gas inventories. Europe therefore needs to import large volumes of LNG to replenish its gas storage — a task that will be more expensive if there’s greater competition from Asia.Egypt is also on the hunt for more LNG after Israel, from whom it receives pipeline supply, temporarily shuttered some gas fields as a precaution against Iranian attacks. Turkey’s demand for LNG could increase as well, in the event that pipeline gas exports from Iran are interrupted.US LNG producers could benefit from the disruption in the Middle East but the gains will likely be limited as their export terminals are already operating near full capacity. New LNG facilities set to start this year can only partially replace lost supplies gas, so some consumers may have to cut their usage or find substitutes — if they can. How important is Iran to global energy markets?Oil exports remain a central pillar of Iran’s economy, despite years of the country trying to diversify its growth drivers. But Iran’s influence in the global oil market has waned due to prolonged international sanctions, limited foreign investment and aging infrastructure. While it’s the fourth-largest producer in Opec, it only churns out around 3mn barrels of crude a day, equivalent to 3% of the world’s output.Around 90% of the country’s oil exports go to China, largely to independent refiners, who are willing to buy the sanctioned crude at a steep discount. Other countries that have continued to purchase Iranian cargoes include Syria. What are Iran’s key energy assets?Iran’s oil export operations are highly vulnerable as they’re concentrated at the Kharg Island terminal in the northern Arabian Gulf. In the weeks before the US and Israeli strikes began, Iran increased loadings of oil tankers at this facility, likely in an attempt to get as much crude on the water and out of harm’s way from a potential attack.The country’s largest oil deposits are the Ahvaz, Marun and West Karun oil fields, all of which are located in Khuzestan province at the northern end of the Gulf, bordering Iraq. Iran’s main refinery, Abadan, is in the same region and can process more than 500,000 barrels of oil a day. Other key plants include the Bandar Abbas and Gulf Star refineries, which are closer to the Strait of Hormuz, and a refinery in the country’s capital, Tehran.Iran’s main natural gas fields are along the south of Arabian Gulf coast. Facilities at Assaluyeh and Bandar Abbas process, transport and ship gas and condensate for domestic use in power generation, heating, petrochemical production and other industries. 

Hormuz shut for fourth day, five tankers hitUS gasoline prices rise above $3/gallonIraq cuts oil productionSaudi Aramco seeks alternative routesGlobal oil and gas prices jumped on Tuesday as the US-Israeli war on Iran halted ‌energy exports from the Middle East, with Tehran attacking ships and energy facilities, closing navigation in the Gulf and ​forcing production stoppages from Qatar to Iraq.The benchmark ‌Brent crude oil contract gained nearly 8% on Tuesday to above $83 per barrel, the highest since July 2024, taking ‌gains since Friday to ⁠more than 15%. European gas prices soared ‌as much as 40% before paring gains, adding to a ‌40% surge on Monday. Sugar, fertiliser and soy prices have all risen too.The conflict risks triggering a renewed spike in inflation that ⁠could choke off economic recovery in Europe and Asia if the war is prolonged in a region that accounts for just under a third of global oil production and almost a fifth of natural gas.Iraq, Opec's second-largest producer, on Tuesday said it may be forced to cut production by more than 3mn barrels per day in a few days if oil tankers cannot move freely to loading points, according to two Iraqi oil officials.As of Tuesday, Iraq has decreased production from the Rumaila oil field by 700,000 bpd and cut 460,000 bpd from the West Qurna 2 field, the officials said.Traffic through the Strait of Hormuz was closed for a fourth day after Iran attacked five ships, choking off a key artery accounting for about 20% of global oil and LNG supply.Crude tanker transits through the strait fell to four vessels on March 1, the day after ‌hostilities broke out, versus an average of 24 per ⁠day since January, according to ​Vortexa vessel-tracking data. Three of the four were Iran-flagged.Hundreds of tankers loaded with oil and LNG are ​stranded near big hubs, such as the United Arab Emirates' port of Fujairah, unable to reach customers in Asia, Europe and elsewhere.Some companies are trying to find alternative routes.Saudi oil giant Aramco is attempting to reroute some of its crude to its western Red Sea port of Yanbu, but sources, including buyers, traders and analysts, said Aramco's east-west pipeline had limited capacity and could become a target of attacks by Iran's allies.On Tuesday, a fuel tank at Oman’s Duqm commercial port was hit by a drone and a fire broke out at the UAE's Fujairah, one of the key regional oil hubs, slowing ship refuelling and potentially shifting demand to other ports including Singapore.On Monday, Qatar shut down its liquefied natural gas facilities, some of the world's biggest, which supply around 20% of global LNG exports. Saudi Arabia suspended production at its largest domestic refinery, while Israel and Iraq's Kurdistan also ‌shut chunks of their gas and oil ‌output.Elsewhere in the world, Chinese refiners have started to ⁠shut units in response to the conflict's impact on crude supply, while India, one of the most dependent countries on oil and gas from ⁠the Middle East, has said it has started to ⁠ration gas supplies to industries.In the US, where gasoline prices are a key political pressure point, the cost jumped above $3 per gallon for the first time since November, just weeks after President Donald Trump touted his achievements in bringing prices down to $2.Higher prices at the pump mark a major risk for Trump and his fellow Republicans as they head into midterm elections in November.Shipping rates around the world have also jumped to an all-time high as the conflict has intensified and Tehran has targeted ships passing through the strait. 

China this month marks a year since it last imported liquefied natural gas from the US amid a tense trade war between the world's two largest economies. Yet throughout the past year, Chinese firms have continued purchasing US LNG under long-term supply ‌contracts with American producers. Instead of delivering the super-chilled fuel home, they have often diverted it to Europe, where ​demand has surged in recent years. This apparent disconnect ‌between politics and commerce highlights how deeply intertwined US and Chinese energy systems remain, despite efforts by Washington ‌and Beijing to decouple their ⁠economies as they compete for ‌global influence. It also underscores the growing flexibility and liquidity ‌of the global LNG market, which has expanded rapidly in recent years, driven in large part by explosive growth in the US. ⁠The US became the world's largest LNG exporter in 2023. Since 2018, Chinese energy companies including PetroChina, CNOOC and Unipec have signed nearly 20 LNG supply contracts with US producers such as Cheniere Energy, Venture Global and NextDecade, totalling around 25mn metric tons of supply per year, according to data from the Center on Global Energy Policy. Most of these long-term contracts, which underpin the financing of multi-billion-dollar LNG projects along the US Gulf Coast, run for 20 or 25 years. The US exported nearly 110mn tons of LNG last year, accounting for more than a quarter of global supply. China, the world's largest ​LNG importer, bought 4.3mn tons of US LNG in 2024, around 5% of total American exports that year, according to data from analytics firm Kpler. China last imported a cargo of US LNG in February 2025, shortly after the two countries entered a new round of tit-for-tat ‌tariffs. US President Donald Trump imposed a 10% ⁠tariff on Chinese imports on February ​10. Beijing responded with a raft of countermeasures, including a 15% levy on US LNG imports. The two ​sides went on to raise reciprocal tariffs in the following months before agreeing on a "trade truce” in November. While China halted imports of US LNG, it has continued buying significant volumes of ethane, a petrochemical feedstock. Chinese ethane imports averaged 325,000 barrels per day in 2025, accounting for more than 60% of total US ethane exports. It last imported US crude oil in April 2025, according to Kpler. Trump has sought to establish US "energy dominance” by expanding domestic oil and gas production, often using America’s vast resource base as leverage in trade negotiations. Washington and Beijing are now preparing for a possible visit by Trump to China in April, which could help ease some of the trade tensions. For now, however, China is unlikely to resume LNG imports from the US at scale, according to Anne-Sophie Corbeau, a research scholar at the Center on Global Energy Policy."Chinese companies ‌can still make money and trade US LNG,” Corbeau ‌said. "China has access to ample LNG supplies, notably growing ⁠volumes from Russia.” Most US LNG supply contracts allow buyers full flexibility to ship and sell cargoes anywhere in ⁠the world or to resell them to third parties such ⁠as trading houses. This contrasts with many other LNG suppliers, which often impose strict destination clauses. The five main Chinese buyers of US LNG — PetroChina, ENN Natural Gas, CNOOC, Sinochem and Sinopec — chartered a combined 3.3mn tons of LNG from US export terminals in the 12 months to February, according to Reuters calculations based on Kpler data. The vast majority of those cargoes were delivered to Europe. For example, of the 27 cargoes chartered by PetroChina since February 2025, 23 were delivered to Europe, two to Brazil and two to Bangladesh. ​Similarly, all 10 cargoes chartered by ENN were delivered to Europe, according to Reuters analysis. Many other cargoes were likely sold to other buyers before loading. China’s total LNG imports fell 14% in 2025 from a year earlier to 67mn tons, reflecting slower industrial activity, rapid expansion of renewable energy, higher domestic gas production and increased pipeline gas imports from Russia. China also began importing LNG last August from Russia’s Arctic LNG 2 project, in defiance of US sanctions. Political and economic tensions between Beijing and Washington are likely to remain a defining feature of global trade for years. As a result, China may seek to limit its exposure to US energy. But its involvement in US LNG is unlikely to disappear. The opinions expressed here are those of the author, a columnist for Reuters