tag

Rising tensions between the US and Iran have already driven oil prices to a six-month high. Oil traders are watching for any escalation that could disrupt crude production in Iran or prompt its government to block a critical shipping route used by several major energy exporters in the region.The US has deployed a vast array of military forces in the region, and President Donald Trump has said he’s considering a limited strike on Iran as he pressures its government to come to a quick deal limiting its nuclear program. An attack — or a move by Iran to restrict access to the Strait of Hormuz, which carries about a quarter of the world’s seaborne oil — could have consequences for global oil markets. How significant is Iran’s oil industry?Iran’s influence has diminished in recent years due to prolonged sanctions and limited foreign investment. Overall, the country accounts for about 3% of global supply, producing roughly 3.3mn barrels per day.Iran began developing its oil industry at the start of the 20th century, under the watch of a British government eager to secure reliable supplies. Decades later, the nation became a founding member of the Organization of the Petroleum Exporting Countries and rose to become the group’s second-largest producer. At its peak in the mid-1970s, Iran ranked among the world’s most important oil suppliers, responsible for more than 10% of global crude production.That dominance unraveled after the 1979 Iranian Revolution, when the new regime expelled foreign companies from the oil industry, curbing investment and outside expertise. The country’s crude output slumped and never reached peak levels again.Iran did ramp up exports after the Iran-Iraq War ended in the late 1980s, to support economic growth. European and US majors eventually sought to reenter the sector. But those efforts collapsed in 2018, when the first Trump administration pulled out of the Iran nuclear deal — an international agreement to limit and monitor the nation’s nuclear program in exchange for sanctions relief — and reimposed sanctions.**media[421124]**Today, Iran is the fourth-ranking oil producer within Opec, behind Saudi Arabia, Iraq and the United Arab Emirates, according to January production data. Who buys Iran’s oil?In the face of international sanctions, Iran now relies on China to take about 90% of its crude exports, which are sold to independent refiners at a steep discount.While official customs data suggests China hasn’t imported Iranian crude since mid-2022, barrels are shipped via opaque trading networks and a “dark fleet” of mostly aging tankers. Those flows reached nearly 1.25mn barrels per day in January, compared with 898,000 a year earlier, data from analytics and ship-tracking form Kpler Ltd show.Other countries that have continued to buy Iranian cargoes include Syria. How could a new conflict affect the global oil market?A large share of Iran’s production — up to 2mn barrels a day — goes to Chinese refineries, which would be forced to seek alternative supplies in the event of major disruption of that output.But the bigger risk lies in the threat to the Strait of Hormuz, the backbone of global oil supply. Why is the Strait of Hormuz so important?The Strait of Hormuz is the narrow waterway that connects the Arabian Gulf with the Arabian Sea. The Iranian government previously said it has the ability to impose a naval blockade during periods of heightened geopolitical tension, though it has yet to effectively block the waterway. If it were to disrupt this key trade chokepoint, shipments of oil, liquefied natural gas and liquefied petroleum gas from Iraq, Kuwait, Saudi Arabia and the UAE would be at risk.Some 16.5mn barrels of oil a day flow through the strait, including the bulk of Iran’s exports. Saudi Arabia exports the most via the waterway, at roughly 5mn barrels per day, but it can divert shipments by using a 746-mile pipeline that runs across the kingdom from east to west to a port in the Red Sea, where the oil is loaded onto vessels for onward transport. The UAE can likewise bypass this chokepoint by moving its 1.5mn barrels a day through a pipeline that ends at the Gulf of Oman.A shutdown of the Hormuz Strait would likely disrupt Asia-bound oil flows from the Middle East. In June, when tensions in the region escalated during a 12-day conflict between Israel and Iran, the benchmark rate for a supertanker carrying 2mn barrels of crude from the Middle East to China spiked. How important is oil for Iran’s economy?Oil exports remain a central pillar of Iran’s economy, despite years of efforts to reduce dependence on crude and diversify into heavy industry, textiles and mining.The oil industry contributed roughly 2 percentage points to Iran’s GDP growth in 2023 — a year in which the economy expanded about 5% — underlining how much oil drove overall growth.While sanctions have forced Iran to sell its oil at steep discounts to international benchmarks in order to attract buyers, the country still earned an estimated $2.7bn in revenue in November alone, based on Bloomberg calculations using a discounted oil price of $45 a barrel, after shipping and other costs.Still, Iran’s oil revenue could come under further strain if Trump’s “maximum pressure” campaign on Iran — which includes a series of US sanctions since he took office — deters Chinese buyers. Earnings would face additional pressure if Iran’s government cuts prices to compete with heavily discounted Russian crude. 

Several Saudi Arabian firms are pressing ahead with plans for local listings, testing investor appetite in Riyadh at a time when volatile oil prices and geopolitical risks have weighed on the benchmark index.Companies now looking to go public cut across a swathe of sectors, from an oil field services provider and a manufacturer to a telecommunications firm and a contractor. This would come as a boost for the kingdom, which hasn’t seen any significant listings in 2026, compared to at least three by this time last year.Deals in the offing include AlKhorayef Petroleum, which has begun working with Citigroup Inc, JPMorgan Chase & Co and BSF Capital on a potential share sale, according to people familiar with the matter, who asked not to be identified discussing confidential information.The Dammam-based company operates across the Middle East, Africa and Latin America and is controlled by AlKhorayef Group, whose interests span industrial services, lubricants and water solutions. Saudi Arabia’s Public Investment Fund is among its shareholders.Elsewhere, ArcelorMittal Tubular Products Jubail — backed by the PIF and steelmaker ArcelorMittal SA — is working with Moelis & Co on a listing and is looking to add banks to assist on the deal, some of the people said.Telecommunications provider Etihad Salam Telecom Co is also preparing for an IPO arranged by BSF Capital, while Mutlaq AlGhowairi Contracting is exploring a share sale that could value it as up to 15bn riyals ($4bn), Bloomberg News has reported.No final decisions have been taken on any of the transactions. Representatives for Al Khorayef Group, ArcelorMittal, Etihad Salam and the banks declined to comment, while the PIF did not respond to a request for comment.If the deals materialize, they would help boost volumes on the Riyadh bourse but valuations will be closely watched. Companies raised $4.2bn in the kingdom last year, though just two of the 10 largest IPOs trade above their offer price, according to data compiled by Bloomberg.That marks a reversal from previous years, when firms routinely surged on debut. The recent under-performance of new listings has been underpinned by a slump in the benchmark Tadawul All Share Index, which was among the worst performing emerging-market bourses of last year.Those declines prompted even the PIF — central to building out Saudi Arabia’s equity markets by selling down stakes in its portfolio companies — to slow the pace of share sales, Bloomberg News has reported.A push toward more localization of IPOs may also be stalling momentum. Several banks have pressed Saudi regulators to rethink guidance encouraging issuers to give local retail investors a bigger piece of their offerings amid concerns the efforts risk further weakening listing performance, Bloomberg News has reported.The regulator is also trying to boost international inflows into equity markets by lifting restrictions on foreign investment. 

Hungary maintained its veto Monday on new EU sanctions on Russia and a huge loan for Ukraine, while a Ukrainian strike on a Russian pumping station serving the Druzhba oil pipeline threatened to further harm Kyiv's fraught ties with Budapest.On the ground in Ukraine, which marks today the fourth anniversary of Russia's full-scale invasion, Kyiv claimed a rare frontline advance, though Moscow continued its campaign of targeting Ukrainian cities, killing two people in drone strikes in the south.The diplomatic spotlight was on Brussels, where European foreign ministers tried to persuade Hungary and Slovakia to back off threats to punish Ukraine for delays restarting the flow of Russian oil via a Soviet-era pipeline.However, an overnight drone strike claimed by Kyiv which caused a fire at the pumping station more than 1,200km (750 miles) from the Russia-Ukraine border threatened to inflame tensions further.Ukraine gave no details about the strike's broader impact on the pipeline.Kyiv says that the Druzhba pipeline, which still carries Russian oil via Ukrainian territory to Europe, was damaged a month ago by a Russian drone strike, and it is fixing it as fast as it can.Slovakia and Hungary, which have the EU's only two refineries that still rely on oil via Druzhba, blame Ukraine for the delay."It is up to Ukraine, whether it restarts shipments on the pipeline or not, it is increasingly clear that we are facing open political blackmail here," Hungary's Prime Minister Viktor Orban told parliament in Budapest. "The Hungarian government does not give in to any blackmail."Ukrainian Foreign Minister Andrii Sybiha said in a post on X that Hungary and Slovakia should not be allowed to "hold the entire EU hostage" and called on them to "engage in constructive co-operation and responsible behaviour".Hungary and Slovakia both have leaders who have bucked the European consensus by maintaining close relations with Moscow, but have previously stopped short of blocking EU sanctions on Russia or loans to Ukraine.In a letter seen by Reuters, Orban told European Council chief Antonio Costa that the pipeline outage was an "unprovoked act of hostility that undermines the energy security of Hungary" and vowed to block a €90bn ($106bn) loan until it was solved.Hungary has also blocked the latest sanctions package on Russia.Hungary and Slovakia also threatened to stop emergency electricity exports to Ukraine unless oil shipments resume.Slovakia had set a deadline Monday, though exports were continuing, according to data from transmission system operator SEPS.Russian President Vladimir Putin's decision to send his forces into Ukraine on February 24, 2022, triggered Europe's deadliest conflict since World War II.Russian forces have killed tens of thousands of Ukrainian civilians and destroyed Ukrainian cities.Hundreds of thousands of soldiers on both sides have died or been wounded.In the war's first year, Ukraine forced back the Russian offensive at the gates of Kyiv and reclaimed swathes of occupied land.However, a Ukrainian counteroffensive failed the following year, and since then Moscow has made slow but relentless gains in costly battles along a 1,200km (750-mile) front.In a rare announcement of a Ukrainian advance, the commander-in-chief of Ukraine's armed forces, Oleksandr Syrskyi, said Monday that his forces had "restored control" over 400sq km of territory along a stretch of the southern frontline.Reuters was not immediately able to confirm the claim, and there was no immediate response from Moscow.If true, it would be the first big Ukrainian gain since December and one of the biggest in many months.The US has been trying to broker a peace deal between Russia and Ukraine, but progress has proved elusive.Their most recent talks, in Geneva on February 17-18, did not produce a breakthrough.Another round of talks aimed at ending the war in Ukraine could be held at the end of this week, President Volodymyr Zelensky's chief of staff told Ukrainian media Monday. 

The oil market is in the middle of its strongest start to a year since 2022 as supply shocks and sanctions confound expectations of a glut. Now traders are racing to cover themselves against the prospect of the US attacking Iran again. A surge in activity across futures and options markets is already pulling up crude prices — Brent futures touched a seven-month high of more than $72 a barrel on Friday, and some analysts see a risk premium of as much as $10. The rally — Brent is up about 18% since the end of last year — represents a marked shift from just weeks ago, when traders were focused on forecasts for a record surplus, especially around now.**media[419803]**Instead, there’s been unexpected strength thanks to supply disruptions in the US and Kazakhstan — as well as a shunning of sanctioned crude. That’s been amplified by geopolitical risk — starting in Venezuela and extending to Iran — where President Donald Trump could order fresh strikes in a region home to about a quarter of the world’s seaborne oil trade. “You have a potential war, and that’s the overriding factor, but it’s in addition to a much tighter market than people anticipated,” said Gary Ross, a veteran oil consultant turned hedge fund manager at Black Gold Investors LLC. “I would fasten my seatbelt and wouldn’t want to be short in this market.” Trump said in response to reporters’ questions on Friday that he’s considering a limited strike on Iran after amassing the biggest US force since 2003. The number of Brent oil futures held surged to an all-time high this year, while last month saw record trading in options to protect against a further rally. Volatility has surged to the highest since the US last bombed Iran in June, and traders have — for the longest period in years — been charging premiums to protect against a surge. “It does feel that the probability of limited strikes and limited retaliatory strikes from Iran seems less likely this time around,” said Jorge Leon, head of geopolitical analysis at consultant Rystad Energy AS. “It worked last year, but right now I have the feeling it’s a nuclear deal, or a wider escalation, not something in the middle.” That prices haven’t pushed higher is a sign of how much global output has expanded. US Energy Secretary Chris Wright even said this week that American energy dominance has made the country’s foreign policy less beholden to supply shocks. The Organization of the Petroleum Exporting Countries and its allies steadily lifted output last year. Likewise, volumes from outside the group also hit a record, leaving global production at 108mn barrels a day at the end of 2025, according to IEA estimates. That’s almost 3mn barrels a day higher than consumption over the same period, its figures show.**media[419804]**Still, the first few weeks of January offered an example of how unexpected output curbs can quickly narrow that gap. Planned exports of Kazakhstan’s CPC Blend crude fell to the lowest level in about a decade due to a combination of drone attacks, maintenance, damage to a production facility and bad weather. At the same time, a deep freeze in the US contributed to two of the four largest declines in American oil inventories this century. Crude stockpiles alone fell by 9mn barrels last week. While output in both countries has since picked up again, the disruption helped to erode western stockpiles at a time when they’d been expected to grow quickly. Physical oil traders are watching the situation in Iran closely, too. Some refiners in Asia, the top consuming region, have begun asking about the availability of cargoes from regions outside of the Gulf in order to cover themselves against the risk of disruption. Earnings for oil supertankers, whose supply was already constrained, have also soared partly in anticipation of a US move. The market’s biggest ships are earning more than $150,000 a day, the most since the pandemic when many of them were deployed to store unwanted barrels. Rates for the ships have been bolstered by tensions in recent days, after Iran claimed earlier this week it briefly closed part of the narrow Strait of Hormuz chokepoint, through which a fifth of the world’s barrels flow. “Right now, the focus is overwhelmingly on Iran and what happens with the Strait of Hormuz,” said Rob Thummel, a portfolio manager at Tortoise Capital Advisors. “That is the billion dollar question.” 

OilOil prices settled marginally higher on Friday after data showed an overall slowdown in US inflation, helping offset supply concerns as Opec+ is leaning towards a resumption in production increases.Brent crude futures settled at $67.75, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $62.89. For the week, Brent fell 0.4%, while WTI fell 1.0%.US consumer prices increased less than expected in January amid cheaper gasoline prices and a moderation in rental inflation.Reuters reported that Opec is leaning towards a resumption in oil output increases from April, ahead of upcoming peak summer fuel demand.Oil prices rose earlier in the week on fears the US could attack Iran over its nuclear programme, but fell after President Donald Trump said a deal with Tehran could be reached within a month. Gas**media[416907]**Asia spot liquefied natural gas fell last week, amid a drop in Japanese inventories, while overall demand remains weak ahead of the Lunar New Year holiday.The average LNG price for March delivery into north-east Asia was $10.65 per million British thermal units (mmBtu), down from $11.70 per mmBtu the week before.Amid weak economic data from China and the approaching Lunar New Year, portfolio managers lacked strong reasons to make market moves.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $11.30 per mmBtu on Friday, posting a weekly loss of 6.4%, ahead of a drop in temperatures over the weekend.Still, with EU gas storage at seasonally low levels, demand is likely to stay firm through summer, as Northwest Europe cannot afford a cold March that could drive inventories to critical levels. 

QatarEnergy has won an offshore exploration licence in Libya following the conclusion of the ‘Libya Bid Round’, marking QatarEnergy’s first entry into the country’s upstream sector.The results of the competitive bid process, the first to be held in Libya since 2007, were announced Wednesday by the National Oil Corporation (NOC), awarding the exploration and production rights for offshore block O1 to a consortium of QatarEnergy (40% participating interest) and Eni (the operator, 60% participating interest).His Excellency the Minister of State for Energy Affairs, Saad bin Sherida al-Kaabi, who is also President and CEO of QatarEnergy, said: “We are pleased to be awarded this exploration block and enthusiastic about the prospects of Libya’s offshore upstream sector and about expanding our upstream footprint in North Africa.“I would like to take this opportunity to thank and congratulate the Libyan authorities on the success of this bid round. We look forward to a collaborative and productive relationship, working alongside the Libyan authorities and Eni to deliver a successful exploration programme.”Located in the offshore Sirte Basin, block O1 covers an area of approximately 29,000km² in water depths of up to 2,000m. 

OilOil prices settled higher on Friday, reversing earlier losses, as traders worried that last week's talks between the US and Iran had failed to reduce the risk of a military conflict between the two countries.Brent crude futures settled at $68.05, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $63.55. For the week, Brent fell 3.7%, while WTI dropped 2.5%.Iran and the US held negotiations via Omani mediation to try to overcome sharp differences over Tehran's nuclear program.Any escalation of tension between the two nations could disrupt oil flows, since about a fifth of the world's total consumption passes through the Strait of Hormuz between Oman and Iran.Saudi Arabia, the United Arab Emirates, Kuwait and Iraq export most of their crude via the strait, as does fellow Opec member Iran. GasAsia spot liquefied natural gas fell last week from a nine-week high as mild weather and healthy storage weighed on demand.**media[413865]**The average LNG price for March delivery into north-east Asia was $10.70 per million British thermal units (mmBtu), down from $11.35 per mmBtu the week before.Prices are expected to trade slightly bearish as the near-term demand outlook remains soft, weighed down by warmer February temperatures in India, weaker-than-expected January inventory draws in China, and LNG stocks in Japan and South Korea sitting above five-year averages, analysts said.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $12.07 per mmBtu, posting a weekly loss of 15.1%, as expectations of milder temperatures curbed demand and as tensions in the Middle East have eased. 

Stocks rallied and precious metals rebounded as some stability returned to markets Tuesday after US-Iran diplomacy, a Fed chief nominee, and a partial shutdown in Washington brought volatility to trading floors.In Tokyo, the Nikkei 225 closed up 3.9% to 54,720.66 points; Hong Kong - Hang Seng Index ended up 0.2% to 26,834.77 points and Shanghai - Composite closed up 1.3% to 4,067.74 points Tuesday.Hopes for the US economy, boosted by forecast-beating manufacturing data, provided investors a much-needed catalyst for a rally on Wall Street.Healthy gains chalked up through January appeared to be in danger at the start of the week as the dollar soared on news that Donald Trump had tapped Kevin Warsh - considered the most hawkish of his candidates - to head the Federal Reserve.Analysts said the choice of Warsh, a former Fed governor and Morgan Stanley investment banker, raised the prospect that central bank policy could be more supportive of the greenback.The US currency had been taking a battering from its peers last week on concerns that the US president was happy to see it weaken, which would support exporters. Trump's choice also eased concerns about the Fed's independence.The dollar's sharp recovery sent precious metals plunging at an eye-watering pace, with gold hitting a low of $4,402 and silver $71 - having enjoyed equally blistering gains in recent weeks to record highs above $5,595 and $121.The rush out of the safe-haven metals was also driven by easing US-Iran tensions after Trump voiced optimism over a deal with Tehran, having warned of possible strikes on the Islamic republic.That, combined with the stronger dollar, also sent oil prices plunging at breakneck speed.However, some calm returned to markets Tuesday following a rally in New York, which came thanks to figures showing US manufacturing activity grew in January at its fastest pace since 2022. It also marked the first expansion in 12 months.A return into all things AI provided a huge boost after trader concerns about a bubble in the tech sector saw them offload big-name firms. However, they remain on edge about the vast sums pumped into the AI arena as questions swirl about when they will see profits.Seoul's Kospi stock index was the best performer, piling on 6.7 percent and wiping out Monday's losses. The tech-rich market has climbed around 25 percent already this year.Tuesday's gains were led by titan Samsung's 11 percent surge and chip maker SK hynix's 9.3% advance.Monday's "decline wasn't about the fundamentals of the AI and semiconductor sectors. It happened because liquidity?sensitive assets such as gold and silver plunged sharply", wrote Chung Hae-chang, analyst at Daishin Securities.Tokyo, which is also home to big-name tech firms, also enjoyed a bounce, adding nearly 4%, while Hong Kong, Shanghai, Sydney, Singapore, Taipei, Bangkok, Wellington and Manila also advanced.Mumbai's Nifty index soared almost five percent as investors welcomed Trump's announcement of a US-India trade deal. He also pledged to cut tariffs on the country's goods after after Prime Minister Narendra Modi promised to stop buying Russian oil over the war in Ukraine.Jakarta rose more than one percent, having been battered since Thursday, when index compiler MSCI raised concerns about ownership issues with Indonesian regulators and said it would hold off adding the nation's stocks to its indexes or increasing their weighting.London extended gains at the open, having ended at a record Monday, while Paris and Frankfurt also rose."It's been a more orderly and calmer affair across markets, with growing signs that traders are ready to re-engage with pro-risk positions and sell equity index volatility," said Pepperstone's Chris Weston.Oil prices edged down but tempered the sharp losses suffered Monday.Traders are keeping tabs on Washington after Trump urged the House of Representatives to swiftly adopt a spending bill and end the three-day government shutdown."I hope all Republicans and Democrats will join me in supporting this Bill, and send it to my desk WITHOUT DELAY," Trump said in a post on Truth Social.The shutdown followed a breakdown in negotiations because of Democratic anger over the killing of two protesters in Minneapolis by federal immigration agents, which derailed talks over new money for the Department of Homeland Security.Mike Johnson, speaker of the Republican-controlled House, has expressed optimism that an agreement is imminent. 

OilOil prices dipped a few cents per barrel on Friday, consolidating recent gains and holding near six-month highs on Friday, supported by ongoing tensions between the US and Iran.Brent crude futures settled at $70.69, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $65.21. For the week, Brent rose 7.3%, while WTI gained 6.8%.Sources said US President Donald Trump was weighing actions against Iran that included targeted strikes, raising concerns about supply disruptions.Both the US and Iran have since signalled willingness to engage in dialogue, but Tehran on Friday said its defence capabilities should not be included in any talks.Meanwhile, the US, which has strengthened its military position in the Middle East in recent weeks, issued new sanctions targeting seven Iranian nationals and at least one entity. GasAsia spot LNG rose for a third week on Friday to hold at a nine-week high, as colder temperatures lifted heating demand in the Northern Hemisphere and as US export loadings eased earlier last week.**media[411357]**The average LNG price for February delivery into north-east Asia was $11.60 per million British thermal units (mmBtu), up from $11.35 per mmBtu the week before.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $13.66 per mmBtu, posting a weekly gain of 14.22%. Europe is experiencing higher year-on-year gas demand, and although LNG send-out remains robust, elevated storage withdrawals are increasing pressure on the system, analysts said.In the US, natural gas futures surged 140% over the past seven trading days as an Arctic blast spiked heating demand, freezing oil and gas wells and cutting gas output to a two-year low. 

Aided by firm global oil prices, the Qatar Stock Exchange (QSE) Wednesday gained about 88 points to inch towards 11,400 levels and capitalisation added in excess of QR3bn. The foreign funds were increasingly net buyers as the 20-stock Qatar Index gained 0.78% to 11,373.09 points, recovering from an intraday low of 11,285 points. The telecom, industrials and consumer goods counters witnessed higher than average demand in the main market, whose year-to-date gains improved to 5.67%. More than 62% of the traded constituents extended gains to investors in the main bourse, whose capitalisation added QR3.21bn or 0.47% to QR680.33bn mainly on small and microcap segments. The Gulf funds were increasingly bullish in the main market, whose trade turnover and volumes were on the decrease. However, the local retail investors were seen net sellers in the main market, which saw as many as 0.01mn exchange traded funds (sponsored by AlRayan Bank and Doha Bank) valued at QR0.05mn trade across 11 deals. The domestic funds were increasingly net profit takers in the main bourse, which saw no trading of sovereign bonds. The Arab individuals were seen increasingly bearish in the main market, which saw no trading of treasury bills. The Total Return Index rose 0.78%, the All Share Index by 0.56% and the All Islamic Index by 0.8% in the main bourse. The telecom sector index shot up 1.37%, industrials (0.91%), consumer goods and services (0.81%), real estate (0.69%), banks and financial services (0.39%) and transport (0.22%); while insurance was down 0.02%. As many as 33 gained, while 18 declined and two were unchanged. Major movers in the main market included Beema, Mekdam Holding, Inma Holding, Doha Bank, Nebras Qatar, Commercial Bank, AlRayan Bank, Dukhan Bank, Woqod, Industries Qatar, Mesaieed Petrochemical Holding, United Development Company, Ooredoo and Nakilat. In the junior bourse, Techno Q saw its shares appreciate in value. Nevertheless, Mannai Corporation, Gulf Warehousing, Estithmar Holding, Medicare Group, Milaha, Qamco and Nakilat were among the shakers in the main market. The foreign funds’ net buying increased substantially to QR74.99mn compared to QR51.54mn the previous day. The Gulf institutions’ net buying expanded noticeably to QR19.81mn against QR13.73mn on January 27. However, the Qatari retail investors’ net selling strengthened considerably to QR59.12mn compared to QR43.33mn on Tuesday. The domestic funds’ net profit booking grew perceptibly to QR24.8mn against QR22.22mn the previous day. The Arab individual investors’ net selling increased notably to QR9.61mn compared to QR4.1mn on January 27. The Gulf retail investors’ net profit booking rose marginally to QR0.92mn against QR0.19mn on Tuesday. The foreign individuals turned net sellers to the tune of QR0.34mn compared with net buyers of QR4.56mn the previous day. The Arab funds had no major net exposure for the fifth straight session. The main market saw 13% contraction in trade volumes to 142.16mn shares, 15% in value to QR462.89mn and 12% in deals to 36,376. In the venture market, a total of 0.02mn equities valued at QR0.04mn changed hands across nine transactions. 

OilOil prices settled at their highest in over a week on Friday after US President Donald Trump ratcheted up pressure against Iran through more sanctions on vessels that transport its oil. He also announced an armada was heading towards the nation.Brent crude futures settled at $65.88, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $61.07. For the week, both benchmarks rose 2.7%.Trump renewed warnings to Tehran against killing protesters or restarting its nuclear programme. Warships, including an aircraft carrier and destroyers, will arrive in the Middle East in the coming days, a US official said.The US on Friday also imposed sanctions on nine vessels and eight related firms involved in transporting Iranian oil and petroleum products. The escalating pressure has caused concerns of oil supply disruptions in the Middle East. Gas**media[408536]**Asia spot liquefied natural gas rose for a second week to hit a nine-week high, as lower winter temperatures across the northern hemisphere lifted heating demand.The average LNG price for February delivery into north-east Asia was $11.35 per million British thermal units (mmBtu), up from $10.10 per mmBtu the week before.However, Asian prices are still below European ones, where cold conditions also increased heating demand across the continent. The premium on LNG remained in Europe and caused several vessels to change course to Europe.The Dutch TTF gas price settled at $13.66 per mmBtu, posting a weekly gain of 7.3%. The market is also bracing for a potential downturn in US LNG exports this weekend because of an exceptionally cold weather pattern sweeping over most of the southern US, where most LNG export infrastructure is located. 

On paper, Venezuela has enough oil reserves to maintain production at current levels for more than 800 years, an enticing prospect for the White House as it pushes Big Oil to get the petrostate gushing again.But the South American nation’s claim that it sits atop more than 300bn barrels, 17% of the world’s total and surpassing even Saudi Arabia, has long been questioned by some industry experts — including the very firm hired to help evaluate the resource under the late socialist icon Hugo Chávez. More realistic estimates peg Venezuela’s reserves at around a third or less than the marquee label.Proven reserves refer to the estimated amount of crude that with reasonable certainty can be commercially recovered under current economic, technological and regulatory conditions, a threshold that Venezuela’s veteran oil engineers and other experts have long maintained the country’s claim doesn’t meet.When Venezuela’s national oil company contracted a resource certification consultancy to evaluate the vast Orinoco Oil Belt in the late-2000s, experts say the Chávez government seized on — and embellished — the results to project political influence at home and abroad at a time of spiraling oil prices and resource nationalist fervor. The claim stuck and later helped the country to access more financing.“Some of the numbers that were accredited to our firm were not necessarily exactly what we were calculating,” said Herman Acuna, president of Houston-based Ryder Scott that assessed the full belt in stages from 2008 to 2011, using logs from Petroleos de Venezuela SA. Ryder Scott issued public clarifications at the time to highlight the contingent nature of the resources, he said.National oil companies like PDVSA sometimes “take liberties” with the data to showcase their countries’ potential, said Acuna, who headed up the project at the time.To be sure, even accounting for some fuzziness in the data and the sludgy nature of most Venezuelan oil, conservative estimates still suggest a colossal volume of oil lies in the ground, keeping the Opec nation firmly in the big leagues. But the questions surrounding Venezuela’s reserves highlight how such widely touted data can be politicized and distorted, rendering it unreliable at best and highly misleading at worst.Venezuela’s proven reserves would be far less than the country’s official claim, said Rice University energy expert Francisco Monaldi. He said a conservative estimate would be “about 110bn barrels.”The volume of Venezuelan oil that’s economically viable to produce today is smaller still. In a new calculation reflecting the post-Maduro landscape, Oslo-based research firm Rystad Energy estimates that number at 60bn barrels.PDVSA and the oil and information ministries didn’t immediately reply to requests for comment.For investors, the reserves issue is ultimately a “red herring,” said Luis Pacheco, a former senior PDVSA executive. “Even if the reserves were 50bn barrels, rather than 300bn barrels, Venezuela could produce 3mn barrels for 45 years.”Such lofty numbers help explain why Venezuela remains attractive to big oil companies like Chevron Corp and ConocoPhillips, in a world with dwindling opportunities to substantially bulk up their balance-sheet reserves. In Venezuela, they can recover old debts and meet demand from US Gulf Coast refineries.Chevron is the only major oil company that currently has US authorization to pump Venezuelan oil, but others are expected to get a green light soon now that the US has captured strongman Nicolas Maduro and vowed to reopen the country’s economy to foreign investment.The campaign to recalculate Venezuela’s oil wealth, dubbed Proyecto Magna Reserva Petrolera, came at a politically charged moment in the 2000s.The Chavez administration, including his long-serving Oil Minister Rafael Ramirez, had sacked thousands of PDVSA’s experienced engineers and managers who had gone on strike to protest state meddling. Then, the government took over Exxon’s and ConocoPhillips’s assets in 2007, putting a diminished PDVSA back in control.To get to the dizzying 300bn barrel figure, the government inflated the assumption around how much of the Orinoco oil could realistically be produced, Monaldi and other oil experts said. The official 20% threshold of oil in place — or the total volume of the resource — that the politicians deemed to be recoverable was more than double what had been achieved by PDVSA and its partners.“In reality, Venezuela has only achieved about a 7% to 8% recovery,” Monaldi said.The politicians had also expediently set aside the poor quality and questionable economic and technical viability of most of the resources, said Venezuelan oil engineer Gustavo Coronel, who was among PDVSA’s first board directors in the 1970s.Still, “Venezuela boasted that it had the largest oil reserves on the planet, and people repeated it like parrots,” said Coronel.The Chavez government invited ideologically aligned state-owned oil companies from Uruguay to Belarus to plant a flag in the Oil Belt, even though none had the expertise or access to capital to invest there. Big refineries and pipelines that Chávez promised never materialized.Oil prices collapsed not long after Chavez’s death in 2013, and under his hand-picked successor Maduro, Venezuela’s production tumbled in a haze of mismanagement, underinvestment and corruption. Sanctions accelerated the decline.“Venezuela could be producing perhaps 10 times as much if those same resources were, say, in Texas with the institutions and taxes of Texas,” said Monaldi. Canada, which has heavy oil similar to Venezuela’s, produces more than four times as much, he added.The country is estimated to need upwards of $100bn in investment over a decade to get back to its last sustained peak of more than 3mn barrels a day reached in the 1990s.To arrive at its 60bn barrel calculation, Rystad factored in better access to technology, the lifting of US oil sanctions, a favorable investment climate and political stability — all assumptions that have yet to be fulfilled. Its previous 2024 calculation of 27bn barrels was based on a full-sanctions scenario.With a realistic oil price and investment commitments, Rystad’s latest estimate is enough to return Venezuela to its peak over the next 20 years “and maintain this level for a very long time,” according to Rystad’s Deputy Head of Research Artem Abramov. Venezuela is currently producing less than 1mn barrels a day.Despite the questionable foundations for Venezuela’s reserves claim, the national number is published by Opec and other sources, mainly because there is no audited alternative. Chevron only calculates its own reserves in the country.Compared to Saudi Arabia, whose lighter oil is cheaper and easier to produce, Venezuela’s extra-heavy Orinoco grade requires blending with lighter crude oil or naphtha, a form of diluent, or sophisticated plants to upgrade it. International oil companies built four such plants in Venezuela in the 1990s, but today only one them, run by Chevron, is operating.As the Trump administration moves to control more of the country’s oil supply under new interim President Delcy Rodriguez — who has run the industry as oil minister since 2024 — international prices for the commodity will be critical.Rystad Partner and Head of Emerging Markets Schreiner Parker said Venezuela could boost current daily production by around a third, or roughly 300,000 barrels, at a break-even cost well below current price levels. Beyond that production threshold, the costs start to go up, requiring higher oil prices to justify investment.If oil companies decide to invest, they would seek to certify their share of reserves, as Chevron has, in the context of their own production projects.For now, Exxon Mobil Corp’s top executive Darren Woods said in a White House meeting this month that Venezuela is “uninvestable” without structural above-ground changes, including legal and tax reforms.The bigger question of how much total oil lies beneath Venezuela will likely remain opaque. Verifiable economic data remains scarce, and it’s too early to tell if US involvement will bring greater transparency.“On the question of oil reserves, there is no such thing as objective truth,” Parker said. “Think about Russia, Venezuela or Saudi Arabia, where are you gonna get an empirical benchmark there that can be trusted?”