tag

A higher than anticipated power requirement for data centres and global growth has increased the demand for gas, whose market will have some oversupply between 2025 and 2030, but a shortage beyond 2030, Qatar's Minister of State for Energy Affairs His Excellency Saad Sherida al-Kaabi said Monday.Addressing the first plenary session 'Global LNG (liquefied natural gas) Dynamics: An Industry Perspective' at the 21st International Conference and Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026); al-Kaabi, who is also the president and chief executive officer of QatarEnergy, said "we have expanded tremendously in gas because of our belief of the requirement for it in the future and we still have that belief."He said the demand has increased not only due to the economic growth but also now with the growing power requirements of AI (artificial intelligence) and data center."The sustained power requirement as a base load has just stepped up the requirement for gas much more than we thought in the past," he said at the panel, comprising Ryan Lance, chairman and chief executive, ConocoPhillips; Darren Woods, chairman and chief executive, ExxonMobil; Wael Sawan, chief executive, Shell; and Patrick Pouyanné, chairman and chief executive, TotalEnergies SE.In discussions with developed Asian countries like Japan and South Korea, data center came up as a demand because the sector is driving up the (power) requirements, because everybody wants to have data centers on their own as sovereign requirement, al-Kaabi said.Stressing that Qatar had taken a "courageous" decision regarding North Field Expansion when the market was down, especially during Covid time; he said "we have strong balance sheets and we have basically the belief that the market will require this volume in the future."Stressing that a small oversupply was anticipated between 2025and 2030; he said if growth in Europe and the requirements of AI and data centers pan out, "I think there will be a shortage, instead of an oversupply, by 2030."Referring to QatarEnergy’s expansion projects; he said the mega-projects that have been launched a few years ago would more than double QatarEnergy's LNG production from 77mn tonnes per annum to 160mn tonnes per annum, including 142mn tonnes per annum from Qatar's North Field."Our projects will contribute about 40% of the new global LNG supplies over the next decade,” he said.Highlighting that China and India would be driving the main demand (for gas); al-Kaabi said a lot of Asian countries, whether Bangladesh, Sri Lanka, the Philippines and Vietnam, the requirement "is going to be huge".Referring to the Middle East, which has plenty of oil; he said some countries don't have enough gas, and there is a requirement for gas in the region, and there is a growth in population that needs additional power. 

It feels like the most natural thing in the world for the 21st International Conference and Exhibition on Liquefied Natural Gas to take place in Qatar this week: even the most casual observer can see how fitting it is for the LNG industry’s most important event to be hosted by the LNG industry’s most important player.This is anything but an overstatement. Several countries have larger reserves of natural gas, and some are even challenging Qatar’s dominance in the production and export of LNG, but none has done more to make the LNG industry what it is today, and the significance of that achievement is on full display now.To really appreciate what this country has accomplished, it is useful to recall some history. Until liquefaction was invented, natural gas was still very much a niche commodity because it is difficult to transport over long distances and impractical to store in large quantities. Even when production of LNG began in the middle of the 20th century, several factors slowed the industry’s development, including the exorbitant initial cost of liquefaction facilities, the need for customers to have offloading terminals with (also expensive) regasification and/or storage facilities, and the safety hazards (both real and perceived) attached to the temperatures, pressures, and volatilities involved.It was not liquefaction itself, then, that changed the equation and transformed LNG into a global commodity. Instead, it was Qatar.It was Qatar, led by the then-Emir His Highness Sheikh Hamad bin Khalifa al-Thani, that selected the right corporate partners, invested in enormous LNG production capacity, assembled the world’s largest fleet of LNG carriers, and supported the design and construction of LNG terminals and floating regasification and storage units (FRSUs) that allowed for the recruitment of customers around the world. All told (so far), Qatar has provided direct or indirect support for the development of LNG infrastructure in more than 20 countries. This radically accelerated the adoption of LNG as an everyday energy source, ensuring both steady demand and reliable supply, which made the market far more dynamic and flexible, bringing in still more buyers and sellers.It was Qatar that then proceeded to scrupulously honour its delivery contracts through thick and thin, providing the entire global economy with cheaper, cleaner, safer energy supplies – and earning the trust of customers the world over by maintaining deliveries through all manner of possible disruptions.It was Qatar whose flagship oil and gas company, QatarEnergy, strategically invested in natural gas fields and processing facilities around the world, growing and diversifying its own portfolio while simultaneously making the LNG market even bigger, better, and more dynamic.It was Qatar that poured resources into research on gas-to-liquids and other adaptations, investigations aimed at reducing emissions by finding new ways to replace oil products with cleaner-burning natural gas.It was Qatar, too, that stepped in to pick up the slack when Europe and other parts of the free world found their usual supplies halted or curtailed, making the country a trusted partner in the maintenance of global economic stability.This visionary approach has not only empowered Qatar to improve the lives of its inhabitants: it also has opened the door for others to follow similar paths. Before the advent of liquefaction, countries that discovered deposits of natural gas within their borders were limited in what they could do with it because it couldn’t be shipped very far without a pipeline. Even when LNG became a possibility, the billions of dollars required to build the necessary facilities served as a powerful impediment, constituting not just a feasibility hurdle but also a potential avalanche of debt, especially since the high cost of receiving facilities also strictly limited the number of potential customers.To be sure, these accomplishments were not secured without help. Several energy heavyweights have partnered with Qatar in its endeavours, including ExxonMobil, TotalEnergies, ConocoPhillips, Shell and others, and the industry itself has been working on the technologies required for breakthrough for decades. Crucially, the LNG Conference Series has played a significant role, too, by bringing industry luminaries together for high-level discussions, tirelessly promoting sensible policy approaches, and abetting healthy information exchange and other forms of cooperation. It was Qatari vision and Qatari money, though, that made Qatar the indispensable catalyst for all that has followed.Other countries have piled into this space in recent years – most conspicuously Australia and the United States – but it was Doha’s original bet that created the market in which others now operate. Amazingly, LNG is now becoming even more important because, as most of the world seeks to combat climate change by reducing carbon emissions, LNG’s status as the cleanest fossil fuel makes it a crucial bridge to the future. For those who have long understood the broader implications and overall utility of LNG, the here and now is a great place to be. Let’s all remember, though, not just WHY we’re here, or even HOW we got here, but also – and above all else – WHO got us here.As though all of the energy achievements were not enough, under both the Father Amir His Highness Sheikh Hamad bin Khalifa al-Thani and his successor, His Highness the Amir Sheikh Tamim bin Hamad al-Thani, Qatar has leveraged its growing economic and diplomatic clout, not just to protect its own interests, but also to mediate in disputes involving other countries. Energy revenues and relationships have allowed Qatar to develop significant international influence, and its foreign policy strives to wield that influence responsibly, stressing dialogue and diplomacy and promoting peace at every turn. It is a foreign policy designed to preserve Qatar’s sovereignty and independence by seeking friendly relations with as many countries as possible, maintaining strong alliances, avoiding frictions, and seeking open engagement with other societies without ever interfering in their internal affairs.All things considered, despite the fact that Qatar was not the first country to produce LNG, and even though other countries may surpass its output, none will ever replicate its role in having brought the entire market to life.When I attended my first LNG Conference Series event in the 1990s, the audience was very much a specialised industry crowd: lots of smart people having lots of interesting conversations, but few people outside the industry took any notice. By contrast, this week’s proceedings have attracted national and international corporate leaders, as well as other senior officials representing virtually every major government and every major gas company on the planet, and dozens of media outlets are covering the event.LNG has very much arrived, and as we plan for even better times ahead, we should never forget WHO got it here.It was Qatar. Roudi Baroudi has more than four decades of both private- and public-sector experience in the energy industry. The author of several books, articles and research papers, he currently serves as CEO of Energy and Environment Holding, an independent consultancy based in Doha. 

With Prime Minister Mark Carney preparing to visit India in the coming weeks, Canada’s energy minister sees potential for boosting his country’s liquefied natural gas exports there.“India has huge demand for new LNG,” Tim Hodgson told reporters Friday, shortly after returning from his own trip to what he described as “one of the most important energy markets in the world.”“There’s real opportunity for Canada to play a more significant role there,” he said, noting India’s plan to increase natural gas to 15% of its energy mix, up from 6% today.Canada is looking at new terminals along its Pacific coast that could bring export capacity to 50mn metric tons of LNG annually by the end of the decade. That’s up from about 14mn metric tons today through the LNG Canada terminal in Kitimat, British Columbia, which opened last year.Propane is also a potential major export to India, where millions of homes use it for cooking and heating, Hodgson said.In the lead-up to Carney’s visit, which is likely to take place in March, the two countries have restarted formal discussions on energy. “This dialogue is essential in the Indian context, where most major energy companies are state-owned or state-directed,” Hodgson told reporters.India may also benefit as Canada aims to export more of its oil off its west coast, he said — especially if it’s looking for alternatives to Russian crude to avoid US sanctions.“Today we are selling less than 1% of our production to India, so there’s a real opportunity for us to have win-wins here for India and Canada,” he said.BC Premier David Eby, whose province is home to Canada’s LNG export industry, recently led a trade mission to India and is courting investment from the country — not just in LNG, but also in critical minerals and other energy products.“They really want to secure those off-take agreements: rare earth elements, nickel, copper were key areas of interest for them,” Eby told Bloomberg in an interview. 

Months of mild weather lulled US and European gas traders into believing winter would bring more of the same — not the brutal freeze gripping much of America.Their bad bet is now reverberating around the world.Futures prices for natural gas — fuel for home furnaces and power plants alike — jumped 70% in the US over a wild week of trading, as forecasts for deep cold grew steadily worse. The previous week, prices rose 30% in Europe, where a cold snap combined with geopolitical jitters to drive up the market. Before the sudden surge, many traders on both sides of the Atlantic had been betting prices would fall instead.Nor is it certain that the worst of the run-up is over.Temperatures in gas-producing parts of the US could drop low enough in coming days to freeze pipelines — potentially choking off supplies just as demand for the fuel soars. While the main futures market is closed over the weekend, some spot trading will continue. With that in mind, one trading team planned to spend Saturday and Sunday at a downtown Houston hotel to ensure backup power generation — and a stable internet connection to the Intercontinental Exchange trading platform — should blackouts sweep the region.“Everyone’s in panic mode right now,” said Paul Phillips, senior strategist for Uplift Energy Strategy, a Denver, Colorado-based gas trading firm. “People were writing off winter last week.”The price spike — the most abrupt weekly increase on record in the US — illustrates just how integrated the country has become into the global gas market. America’s emergence in recent years as the leading gas exporter means much of the world is now reliant on US supplies, making price volatility at home an international story. Indeed, cold weather in Texas and other gas-producing states has helped drive prices so high that many smaller buyers in Asia may no longer be able to pay, with liquefied natural gas tankers likely sailing to Europe instead.While winter triggered the spike, it was far from the only cause.Many gas traders started January expecting prices to drop, based on ample supplies. Then cold weather in Europe started driving up demand, while protests in Iran and US President Donald Trump’s talk of seizing Greenland raised the geopolitical risk to energy markets. Gas prices began to rise, prompting a frantic scramble among European traders to cover their short positions. Their frenzied buying accelerated the rally.“This was a case of markets overextending in terms of positioning,” said Udayan Bhattacharya, chief trader at Global Risk Management, a Copenhagen company that advises clients on energy price hedging. Combine those positions with some bad weather and political tension, he said, and “you get a violent, short covering situation like we saw the last few days.”A similar “short squeeze” played out last week in the US, as the weather forecast worsened and threatened gas supplies. Just five years ago, a deep freeze knocked out pipelines and power plants in Texas, triggering days of blackouts and leaving more than 200 people dead. And the fuel has only grown more essential — to both the US and the world — since then.Gas has displaced coal as the main fuel of US power plants over the past decade, due both to its cheap cost and low pollution. At the same time, the country has become the world’s leading liquefied natural gas exporter, as fracking unlocked massive shale reserves. US LNG production has more than doubled since 2021, with eight export plants operating along the Gulf Coast and two on the East Coast. In early January, US LNG plants processed a record amount of domestic gas, equivalent to about 18% of the country’s total gas production.And yet, even as both supply and demand grew, the US built little new storage for the fuel, said Christopher Kalnin, CEO of BKV Corp, the largest gas producer in Texas’ Barnett Shale. That combination of tight storage and strong demand can trigger dramatic price spikes, he said.“It’s like a heavier and heavier person jumping on a trampoline,” Kalnin said. “You’re going to get more and more volatility.”One senior trader at a major US gas producer said that while the rally’s first day was exciting — higher prices mean more money for companies that produce and ship the fuel — the thrill turned to apprehension as prices continued their relentless climb. Such high levels, with futures finishing the week at $5.275 per million BTU, can indicate extreme conditions that might prevent a seller from transporting gas to buyers. If buyers can’t receive the fuel, those massively profitable gas sales can be made worthless.To top it all off, trading algorithms were betting on price declines in the US going into the week, according to data from Bridgeton Research Group. Only when gas futures started smashing through key price thresholds did those bot traders start buying back contracts at a loss, moving from 100% short at the start of the week to 45% net short on Thursday. Similarly, hedge funds were near their most bearish gas position in over a year, according to data from the Commodity Futures Trading Commission.“The market had given up on winter until this week,” said Darrell Fletcher, managing director of commodities at Bannockburn Capital Markets. “Then it all changed very quickly.”A further rally now depends on how long the US freeze will last — and how it impacts the country’s exports. Shipments have fallen during previous winter storms, most notably in February 2021. But if the impact is limited to several cargoes this time around, European prices could retreat soon, according to some traders.Although the market for LNG is global, not every country will feel the effects of the price spike equally.China and Japan, the world’s two largest LNG buyers, were hit by frigid weather over the last few weeks. But both have strong inventories, shipments purchased under long-term contracts and alternative fuel choices, according to traders in Singapore. That could free up some spare LNG shipments to flow to Europe, restraining prices there.But smaller players will be squeezed. Officials from Thailand’s state-owned gas importer, PTT PCL, decided to scrap a planned LNG purchase after tender offers came in far higher than expected, one of the traders said. Instead, they’re hoping prices fall by March, when Europe’s winter ends. 

US and European natural gas futures have posted multiday rallies this week as freezing weather sweeps across major markets for the fuel, sparking a wave of short-covering amid risks of stronger heating demand and disrupted production.Front-month contracts in the US jumped to the highest since 2022 and are on track for a weekly gain of more than 70%, the biggest such move in records going back to 1990. European futures dipped Thursday after rising around 40% this year.Americans are bracing for a severe winter storm that could cause unusually low temperatures across two-thirds of the nation and disrupt major gas production facilities in the south due to a freeze-off, where water solidifies inside pipelines. Consumption is expected to rise as households crank up their heaters, potentially draining inventories.“This is a textbook winter-driven squeeze: fast, violent, and sentiment-shifting,” Ole Hvalbye, an analyst at SEB AB, wrote in a note to clients.The shift in US weather forecasts came days after hedge funds turned more bearish on gas at the end of last week, leaving the market poised for a rally as traders rushed to close out those wagers. In Europe, bearish bets have been elevated since the start of the heating season, before rapid storage withdrawals in recent weeks upended market sentiment.While surging prices are a boon to US gas producers, they spell trouble for consumers struggling with high energy bills, which are a problem for governments around the globe.Europe is also getting ready for another cold snap in the next few days, and relies on the US for liquefied natural gas imports ever since it lost most Russian pipeline flows during the 2022 energy crisis. Stockpiles are already at unusually low levels after a challenging stockpiling season last summer and repeated cold spells this winter.“What’s currently happening is a bidding war between the Henry Hub and the TTF, each fighting to keep/move the gas in its market,” according to a note from Engie SA’s EnergyScan, referring to the main gas trading points in the US and Europe. The continent is realising that the competition to attract LNG cargoes “isn’t just with Asia, but also with the US.”Asia’s gas benchmark also jumped this week to the highest level since late-November, according to traders, as the weather in the region turned colder, lifting demand. While the region has ample inventories — unlike Europe — a prolonged cold snap could raise global competition for the fuel.The rally across global gas markets comes after a period of relative calm, as new LNG projects slated to come online in 2026 and later this decade raised expectations of a looming glut that could dampen gas prices for years to come. SEB’s Hvalbye said the immediate trigger has been the weather, rather than any structural shock or change in long-term fundamentals.Still, he said the price reactions underline a shift that has taken place in the gas market, particularly in Europe.“Gas has become a far more global and flexible commodity, where traditional European seasonal logic matters less than before,” Hvalbye said. “That also means that when weather or global flows shift, price reactions can be faster and sharper, exactly what we are now seeing play out.” 

China’s seaborne imports of liquefied natural gas are expected to rise slightly in December, after surging last month, data from Kpler show, as buyers likely took more cargoes via long-term contracts, reports Bloomberg. Deliveries are expected to be about 7.17mn tonnes in December, according to Kpler, which tracks shipping data. That would be marginally higher than the same period last year, and a second consecutive month of increased imports on an annual basis when compared with official Chinese figures. Chinese firms are likely keeping more of their contracted supply after a recent decline in spot LNG prices reduced the appeal to resell cargoes. China’s monthly purchases have been weak for most of 2025, posting year-on-year declines through October and putting overall annual imports on track for a roughly 12% drop. Robust domestic output, piped gas from Central Asia and Russia, and higher spot LNG prices have contributed to lower buying. Still, there could be discrepancies between estimates and official data. Chinese customs figures showed LNG imports from Russia surged to a record 1.6mn tonnes in November — more than double the previous month. The imported volume is far higher than predictions made by Kpler. While China is relying more on domestic gas production and pipeline flows, the nation is still likely to see LNG import growth of about 9% in 2026 as Chinese buyers capitalise on affordable term contracts and lower spot prices, according to a note from Bloomberg Intelligence. 

Russia’s liquefied natural gas exports to China surged to a record in November, as buyers shrugged off the risk of western sanctions to access the cheaper fuel.Deliveries of the super-chilled gas from Russia more than doubled from a year earlier to 1.6mn metric tons last month, customs data released over the weekend showed. The jump saw Russia overtake Australia to become China’s biggest supplier after Qatar.Russia has turned to Asia’s biggest gas market to offset declining shipments to Europe, which was Moscow’s biggest buyer for decades until the invasion of Ukraine. It has had to cut prices to increase its appeal — its LNG was the cheapest among the 12 suppliers to China and about 10% below the average at $9.85 a million British thermal units in November, the customs data showed.Total imports had an annual increase for the first time in more than a year, after weak demand tempered requirements.China in August started importing shipments from Russa’s sanctioned Arctic LNG 2 plant through its remote Beihai terminal. Nevertheless, the Russian facility has had to cut output as winter ice complicates exports.China hasn’t imported US LNG since February, partly because of trade conflicts and weak demand. Major domestic companies are also increasingly diversifying their sources, while trying to sell contracted volumes on global markets, which is easier for American contracts that don’t tend to have destination clauses.Meanwhile, China’s domestic LNG prices fell to a five-year low as inventories grew and demand for heating during winter months remained short of expectations.The domestic wholesale LNG price at key importing terminals dropped below 3,500 yuan per ton ($10.72 per million British thermal units) this week, marking the lowest since mid-2021, according to data from SCI99, a Chinese commodities pricing agency.This marks a significant departure from typical winter patterns, where prices usually rise on higher heating demand. This year, mild temperatures and a faltering industrial and economic recovery across China have dragged domestic LNG prices lower.At the same time, inventories have grown as incoming shipments of seaborne LNG began recovering in November after a year-long slump, though cumulative volumes remain below last year’s level. Imports of piped gas have also been increasing, according to official customs data. Terminal operators have been forced to sell off stockpiles at lower prices as tanks were 73% full as of December 19, SCI99 said.“Price may remain low through the month,” Wang Ran, an analyst with SCI99, wrote in a note. 

A pair of explosions and a fire, apparently sparked by leaking ‌gas, ripped through a nursing home ‍near Philadelphia, killing a female employee and a resident, and injuring 20 people, officials said.All residents and ⁠staff of the Silver Lake Nursing ⁠Home in Bristol Township, about 33km northeast of Philadelphia, have now been accounted ‍for and the injured taken to local hospitals, police chief Charles Winik said.Winik said people had been feared missing for a number of hours as flames and blasts gutted the nursing home. Fire Marshal Kevin Dippolito said numerous patients and staff were initially trapped inside a demolished portion of the building.Dippolito said the first firefighters arriving on the scene, some from a fire-and-rescue station across the street, encountered "a major structural collapse," with part of the building's first floor crumbling into the basement below.He ‍said numerous victims were extricated ⁠from debris, blocked stairwells ‌and stuck elevators, while firefighters ventured into the collapsed basement zone and pulled at least two more people to safety before retreating amid lingering gas fumes."We got everyone out that we could, that we could find, that we could see, and we exited the building," Dippolito said. "Within approximately 15 to 30 seconds of us exiting the building, knowing there was a heavy odour of natural gas around us, there was another explosion and fire.”The front of the structure appeared to have been blasted away from the inside, but the majority of the facility remained standing, though most of its windows were shattered, according to a ​Reuters photographer on the scene.News footage ‌from WPVI-TV, an ABC News affiliate, showed roaring flames and smoke billowing from the crippled building shortly after the first ⁠explosion.The precise number of patients ‍and staff inside at the time was not immediately known. The nursing home is certified for up to 174 beds, according to an official Medicare provider site.More than 50 patients, ranging in age from 50 to 95, are typically in the building at any one time, WCAU-TV reported, citing a nurse employed by the facility who arrived on the ​scene after the blast. About five hours later, nursing home officials had informed authorities that all patients had been accounted for, Dippolito said. 

Australia will make exporters of liquefied natural gas from the country's east coast keep up ‌to a quarter of their output ‍for domestic use from 2027, under a scheme unveiled on Monday to curb price spikes and help fill a long-forecast supply gap.The centre-left ⁠government of Prime Minister Anthony Albanese said it ⁠would work with exporters to design a system that allocates between 15% and 25% of gas for ‍domestic use.The announcement puts numbers on a policy that the government has flagged through 2025 amid persistent warnings about a shortage of gas supply on Australia's east coast, where most of its 27mn people live."More affordable Australian gas for Australian users will support our economy and our transition, while remaining a reliable energy partner to our region," said Climate Change and Energy Minister Chris Bowen.The proposal will only affect new contracts agreed by LNG exporters, not their existing contracts, Bowen said.Australia, the world's third-largest LNG ‌exporter, ships out far more gas than it consumes. The competition regulator warned on Monday that the expected local shortfall had widened, with output dropping from legacy fields off the south coast.The scheme was recommended by a gas market ‍review ordered by the government in mid-2025, ⁠which was also published ‌Monday.The review said a gas reservation scheme would put downward pressure on prices and urged the government to consider ending a A$12 ($7.94) per gigajoule price cap in place since 2022.The scheme would impact three LNG export plants in Queensland, particularly Gladstone LNG (GLNG), industry watchers have said.GLNG, operated by Santos and backed by Korea Gas Corp (KOGAS), TotalEnergies and Malaysia's Petronas, has typically relied on third-party domestic gas to meet export commitments. A GLNG representative was not immediately available for comment.Rival export consortium Australia Pacific LNG (APLNG), led by Origin Energy with ConocoPhillips and Sinopec, was also unavailable for comment.Shell, which leads a third exporter Queensland Curtis LNG (QCLNG) with CNOOC and MidOcean Energy, called the scheme "an important first step" and said it looked forward to work on the details.Producers and energy users welcomed the certainty they ​said the scheme would bring, pending details ‌still to come. Industry body Australian Energy Producers, whose members include LNG exporters, called for more action to spur domestic production.The wording of the reservation ⁠announcement suggests it could for the first time ‍capture Northern Territory gas, potentially affecting the Barossa and Ichthys projects and therefore Japanese investment, said Saul Kavonic, head of energy research at MST Marquee.JY Chew, Head of APAC Upstream Research at consultancy Welligence Energy Analytics, said the measure could reduce producers' export options and returns on marginal projects."LNG buyers negotiating new long-term contracts from 2027 may diversify more actively, knowing a portion of future Australian output will be reserved for domestic buyers," he added.About 90% ​of Australia's LNG exports go to Japan, South Korea, China and Taiwan, Kpler data shows.While Japanese LNG buyers have been diversifying to US supplies amid concerns over Australian supply, proximity remains a key advantage for Australian LNG, said Filippo Pedretti, an analyst at Yuri Group consultancy."I find it hard to imagine that such volumes and logistical convenience could be significantly replaced," he said. "One way or another, I think Australian imports will remain important, and Tokyo and Canberra will find a middle ground."Western Australia has an existing policy requiring LNG exporters there to keep 15% of volumes for domestic supply. 

Qatar has seen 34 more LNG cargoes in 11 months of 2025 until November, according to the latest data from the Gas Exporting Countries Forum (GECF).During these months, GECF countries accounted for 45% of LNG cargo exports, led by Qatar, Malaysia and Russia.In November, there were some 587 cargoes exported globally, which were 20 more than in October, and 52 more than one year ago.After eleven months of 2025, total cargo exports reached 5,928, which was 154 more than during the same period in 2024, GECF noted.Globally, the US, Australia and Qatar remained the top three LNG exporters during November, the report said.In November, global LNG exports surged by 15% (5.23mn tonnes) y-o-y to reach an all-time high of 39.79mn tonnes, just shy of the 40mn tonnes.The increase was driven primarily by non-GECF countries, with GECF member countries contributing to a lesser extent, offsetting weaker LNG re-exports.Between January and November this year, cumulative global LNG exports reached 397.56mn tonnes, representing a sharp increase of 6.7% (24.91mn tonnes) y-o-y.The bulk of this growth was led by non-GECF countries, while GECF members also added incremental volumes. During the same period, LNG re-exports recorded a slight decline.In November, LNG exports from GECF member and observer countries reached 17.19mn tonnes, representing an increase of 5.6% (0.91mn tonnes) y-o-y.This marks the highest export level recorded for the month of November.At the country level, Angola, Egypt, Mauritania, Malaysia, Nigeria, Qatar and Senegal were the main contributors to this increase, more than offsetting the decline in exports from Algeria and the United Arab Emirates.Stronger LNG exports from Angola, Egypt, Malaysia, and Nigeria were supported by higher feedgas availability in these countries. Although Egypt has resumed regular LNG imports, a recovery in domestic gas production has allowed it to occasionally export LNG cargoes.In Mauritania and Senegal, the continued ramp-up of production from the GTA FLNG 1 facility boosted export volumes.In Qatar, reduced maintenance at the Ras Laffan LNG complex supported higher LNG exports.By contrast, lower LNG exports from Algeria were attributed to reduced feedgas availability. In addition, ongoing maintenance at the Das Island LNG facility resulted in lower export volumes from the UAE.From January to November, cumulative LNG exports from GECF member countries increased by 1.8% (3.14mn tonnes) y-o-y to reach 178.05mn tonnes.In November, LNG exports from non-GECF countries surged by 26% (4.62mn tonnes) y-o-y, reaching a record high of 22.43mn tonnes. The bulk of this increase was driven by higher exports from the United States, while Canada, Indonesia, and Papua New Guinea also contributed to a lesser extent, GECF noted. 

A huge electricity outage hit San Francisco on Saturday, leaving 130,000 residents without power for several hours at its peak, with the city's main provider saying all services would return overnight.Pacific Gas & Electric Company said in a statement on X that power had been restored to about 110,000 households by 7am Sunday, "with the remaining customers expected to be restored overnight”.The outage caused traffic jams and forced some businesses to close temporarily.Large parts of the West Coast tech hub, which has a population of more than 800,000 people, were plunged into darkness, with disruptions to public transport and many traffic lights not working on a busy Christmas shopping weekend before power began to be restored."I know this was a rough day," San Francisco Mayor Daniel Lurie said in a video posted on X from the city's emergency operations centre. "That is progress (on restoration of power)... but for those of you who do not have power, we want to make sure you stay safe, check on your neighbours."He said that police, fire department and other city officials had been sent out and asked residents to stay home if possible.Many traffic signals were out, leaving traffic police to manage intersections and the self-driving ride-hailing service Waymo had paused operation of its vehicles, he said.A fire at a substation had caused the blackout, Lurie said.Parts of the city were blanketed in fog and many businesses were forced to close for the day at the height of the holiday shopping period, the *San Francisco Chronicle newspaper reported, leaving normally bustling commercial areas quiet."A large power outage is impacting San Francisco – only call 9-1-1 for life safety emergencies, avoid non-essential travel, treat ⁠down traffic signals as four-way stops, keep refrigerator and freezer doors closed, and turn off major appliances to prevent surges," the San Francisco Department of Emergency Management said in a post on social media early Sunday.The abrupt fall in shoppers just days before Christmas was "devastating" for business, a manager of Black & Gold home goods store, told the *San Francisco Chronicle.Separately, Tesla chief executive Elon Musk said Sunday that the company's robotaxis were unaffected by the outage. 

Lukoil exits Ghasha project, hands Adnoc 10% stakeHeavy demand from Asian lenders, including Chinese banksFirst gas production expected before decade's end Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc) has secured $11bn in structured financing to monetise future gas production from its Hail and Ghasha development, the state company said on Thursday, after Russia's Lukoil exited the project.The deal, signed with partners Eni and PTTEP, involves 20 global and regional banks. It uses a "pre-export finance" model backed by future gas throughput, providing upfront cash years before first production, which is expected by the end of the decade. The transaction is the latest move in Adnoc’s strategy to leverage its balance sheet and fund a transition into a global energy major. The company has previously utilised lease-leaseback deals for infrastructure and listed six subsidiaries to raise billions of dollars. It also set up XRG, an international investment arm that has swelled to more than $150bn in assets, including Germany's Covestro.Lukoil, which doubled its stake in Ghasha to 10% earlier this year, exited the concession in November, an Adnoc spokesperson told Reuters. The spokesperson said Lukoil transferred its stake to Adnoc following the sanctions but declined to provide further details. The move follows Lukoil’s efforts to divest its foreign operations, crippled by US sanctions imposed in October aimed at pressuring Russia to end its war in Ukraine."It's the first-ever greenfield gas-based pre-export finance," a source close to the deal said, adding it allows Adnoc to lower the equity contribution and improve returns.The non-recourse financing includes 11 local and regional banks, seven Asian banks, and three Western lenders, including Citi, Bank of China and ICBC."It's probably the largest participation from Chinese banks in a pre-export finance facility in the Middle East ever," the source said, adding Adnoc secured attractive rates. Chinese banks lent over a third of the financing for Saudi Aramco's Jafurah, potentially the biggest shale gas project outside of the US, which aims to reach 2bn standard cubic feet per day of gas by 2030. Adnoc CEO Sultan al-Jaber, in a statement, said Hail and Ghasha "is an important contributor to Adnoc’s gas strategy and is on track to generate significant value." It aims to produce 1.8 bcfd of gas with net-zero emissions.