tag

Saudi ‌Aramco is considering the sale of a stake in its sulphur business, ‌three sources with knowledge ⁠of the matter told ‌Reuters, extending a strategy of tapping its ‌infrastructure assets to raise tens of billions of dollars.Aramco, the crown jewel of the world's ⁠largest crude exporter, has been seeking outside capital to fund the kingdom's ambitious diversification agenda amid mounting fiscal pressure. The oil giant has been actively seeking to sell assets, improve efficiency and cut costs, Reuters reported exclusively last year.The total value of assets from its vast infrastructure empire that it may tap for fundraising could reach around $50bn, according to one of the sources and Reuters calculations.Aramco invited banks to pitch last month for the ​sulphur deal, known internally as Project Yellowstone, the sources said, and could raise up to $7bn, one of them added.Aramco, the world's biggest energy firm, declined to comment.Sulphur is a byproduct extracted when raw gas ‌is stripped of hydrogen sulphide to ⁠make it suitable for ​export. Aramco sells sulphur through its trading arm, describing itself on its website ​as one of the largest exporters from the Gulf and Red Sea region.The assets for potential sale centre around sulphur storage and export terminals, the three people said. One added that Aramco is still reviewing which assets would be included and a deal would not be launched before next year.Aramco is over 97% owned by the government, its sovereign wealth fund and related entities, and is the biggest single revenue source for the kingdom through dividends and royalties. The company is aiming to become a major global natural gas player, with the $100bn Jafurah mega project the centerpiece ‌of its ambitions. Last year it ‌signed an $11bn lease and leaseback agreement ⁠involving the Jafurah gas processing facilities with a consortium led by BlackRock's Global Infrastructure Partners.Aramco is ⁠also weighing a deal involving its ⁠oil export terminals, two of the sources said, with one estimating the value of the assets involved to be worth up to $25bn. The company is waiting for regional tensions to ease before launching the process, likely in the second half of the year, the person added.Aramco's real estate portfolio is under consideration too, including its headquarters campus, one of the three people and ​a fourth source said, indicating a valuation of around $10bn.It could raise around $500mn from water infrastructure assets linked to its crude operations, code name Project Hydro, two of the people said. Water and wastewater infrastructure company Miahona and UAE-based Metito Utilities are among interested parties, one of the people and another of the sources said.Metito declined to comment on the Aramco assets but said it regularly evaluates opportunities across its markets. Miahona did not immediately respond to a request for comment.The four sources spoke on condition of anonymity because the talks are private. Reuters previously reported ‌that Aramco was working ​to sell gas-fired power plants worth at least $4bn. 

OilBrent crude prices fell on Friday to their lowest levels since early March as traders grew more confident about an imminent peace agreement between the US and Iran.Brent crude futures settled at $87.33, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $84.88. For the week, Brent fell 6.2%, while WTI fell 6.3%.US President Donald Trump called off threatened air strikes against Iran on Thursday. According to Iran's Mehr news agency, final negotiations on the memorandum will focus on nuclear and economic issues but will exclude discussions on Iran's missile programme.**media[457103]**One caveat, however, is that global and regional oil stocks are still low and could drift lower, even with a deal, as it would take time to ensure uninterrupted oil flows, analysts said. GasAsia's spot liquefied natural gas (LNG) price rose last week to its highest level in 11 weeks as markets monitored developments in the Iran conflict and anticipated stronger demand driven by hot weather.The average LNG price for July delivery into northeast Asia was $19.15 per million British thermal units, up from $18.80 per mmBtu the week before.Japanese and Korean stock levels are below seasonal averages, and northeast Asian buyers have been buying cargoes to bolster stocks.**media[457104]**In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $15.82 per mmBtu, posting a weekly loss of 4.0%. European gas fundamentals remain fragile, with upside risk. Global LNG exports are down year-on-year in June, while Asian LNG imports continue to rise, potentially increasing cross-basin competition for cargoes in Q4 or even earlier if summer risks materialise.This article was supplied by the Abdullah bin Hamad Al-Attiyah International Foundation for Energy and Sustainable Development. 

An oil facility in the Kharg Island. Iran’s crude oil production slumped by 19% last month, according to data from Opec, while the US blockaded the country’s ports during their ongoing conflict, reports Bloomberg. Iranian output fell by 546,000 barrels a day to 2.33mn a day, according to data published by the Organization of the Petroleum Exporting Countries in its monthly report on Thursday. Oil fell to the lowest since the early days of the Iran war on signs that flows through the Strait of Hormuz are rising and on progress toward an interim peace deal. Oil prices are down about 30% since the peak of the conflict. Markets were oversupplied before the war broke out in February, and Brent crude, the global benchmark, had been hovering near $70 per barrel. 

Saudi Arabia cut the price of its main crude grade to Asia for a second straight month, though the premium for barrels to the kingdom’s largest market remained near the highest in decades.State producer Saudi Aramco will lower the price for Arab Light crude for buyers in Asia next month by $6 a barrel to a premium of $9.50 more than the regional benchmark, according to a price list seen by Bloomberg. A $5 reduction was expected by refiners and traders in a Bloomberg survey.Saudi Arabia lowered prices for all grades by $10 a barrel to customers in Europe and the Mediterranean, while prices for varieties for North America were shaved by $2 a barrel.As the US and Iran drag out talks aimed at extending a ceasefire in their conflict, global oil markets remain disrupted by the continued closure of the Strait of Hormuz. With tankers stuck inside the Arabian Gulf and empty vessels prevented from entering to pick up new cargoes, the region has drastically scaled back production, shutting in fields and slowing or halting refineries.Aramco has been the mainstay of Gulf crude exports because it has been diverting oil through a cross-country pipeline to the Red Sea port of Yanbu. That allows the company to ship as much as 70% of its pre-war exports while supplying crude to the country’s west coast refineries.Those facilities have been pumping out products like diesel and jet fuel as Aramco seeks to capitalize on margins that have surged for refiners.The profit from turning crude into products remains high, but slipped at the end of May, possibly reflecting declining demand as consumers deal with higher prices. Aramco traditionally prices its crude to shadow refiners’ profits, potentially explaining its decision to cut official prices for July.The Opec+ producers group, led by Saudi Arabia and Russia, decided to raise production targets for July by 188,000 barrels a day at a meeting on Sunday.Seven nations led by Saudi Arabia and Russia will raise their collective target by 188,000 barrels a day next month, continuing the process — if only on paper — of restarting production halted several years ago, the Organization of the Petroleum Exporting Countries said in a statement on Sunday after a video conference.The increase is largely symbolic with Hormuz still mostly shut, though it indicates that the group won’t restrict members from pumping oil onto markets once the Iran conflict is resolved.While Russian shipments aren’t directly affected by the war, its crude production has also been challenged, falling to a 10-month low in May as Ukraine intensified strikes on its oil infrastructure.A surge in US supply and diminished Chinese buying have prevented crude oil prices from spiraling out of control so far, though fuels such as gasoline, diesel and jet fuel have nevertheless surged during the conflict. 

The world’s shipowners have placed orders for a record number of new oil supertankers, surpassing a boom back in 2008 that ultimately led to a glut and a collapse in rates.There are currently 262 supertankers, each capable of hauling 2mn barrels of crude oil, on order at shipyards around the world, according to Clarkson Research Services Ltd, a unit of the world’s largest shipbroker. The number, which would be enough to handle the entirety of the vast US crude oil-export program, exceeds the prior peak, set in October 2008.The current tankers boom, and the potential for it to seed the next downturn, was a constant talking point when players gathered in Athens last week for the industry’s biennial Posidonia gathering.The market has been caught up in — and profited heavily from — the Iran war. Rates have doubled from pre-conflict levels and at times soared to all-time highs of several hundred thousand dollars a day because of the disruption caused.However, the continued blockage of the Strait of Hormuz has also slashed cargo flows, which could in time dent earnings if sustained, especially if the conflict ultimately depresses long-term demand.“It’s temporarily better,” than when the market boomed in 2004-08, George Economou, a Greek shipping billionaire and founder of TMS Group, said in the Greek capital. “But if it continues, it’s going to be bad for the tankers.”The market capitalization of 15 of the largest listed tanker stocks has topped $60bn at times since the war, according to data compiled by Bloomberg. It was barely half that at the start of the year — a sign of the scale of the surge for the vital cog of the world’s oil trade.There’s another reason many owners of supertankers are awash with cash too — an enigmatic Korean shipowner, with backing from MSC Mediterranean Shipping Company SA, has been snapping up tankers at sky-high prices in recent months.That’s left many of the companies that sold to Sinokor with both smaller fleets and more money, some of which they’ve reinvested in new vessels.Second-hand prices have also shot higher. A ship that’s 10 years old currently costs about $115mn, the most since 2008, Clarkson data show.When assessed as a percentage of the existing fleet, the current level of ordering isn’t quite so big.By that marker, the volume on order is equivalent to more than a quarter of the current fleet. Even so, that’s still the most since 2011 when the industry continued working off its ordering binge from three years earlier.Halvor Ellefsen, a director at Fearnleys Shipbrokers UK Ltd and a long-time attendee at Posidonia, said the current boom — and the ebullient mood in Athens last week — reminded him most of the market back in 2008.Some owners point to the vast number of sanctioned ships as meaning the newbuild orders are necessary. The average age of the supertanker fleet is the highest since 1998, increasing the need for renewal, Clarkson data show.Zoom out beyond the tanker fleet and there’s a similar picture. Across the industry as a whole, vessel orders are the biggest in 14 years.“The biggest risk that shipping has right now is rich shipowners,” George Youroukos executive chairman at container firm Global Ship Lease told a panel at the Capital Link Maritime Leaders Summit. 

OilOil prices fell on Friday as traders gained confidence that renewed conflict between the US and Iran was growing less likely.Brent crude futures settled at $93.09, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $90.54. For the week, Brent rose 1.1%, while WTI gained 3.6%.The contracts rose earlier in the week after fighting flared in the Middle East as US-Iran war peace talks dragged on while traffic in the Strait of Hormuz, where a fifth of the world's oil passes, remained limited. Any optimism remains heavily clouded by a tangled web of headlines and counter-headlines, analysts said.**media[454555]**Meanwhile, Iranian oil exports have fallen to their lowest level in six years mainly due to the US naval blockade, according to shipping data, although weak demand in China has depressed prices for the oil. GasAsia spot LNG rose last week on stronger demand from China and India, and amid supply disruption risks linked to industrial action in Australia and reduced output from maintenance activity elsewhere.The average LNG price for July delivery into northeast Asia was $18.80 per million British thermal units, up from $18.20 per mmBtu the week before.**media[454556]**Price strength is supported by restocking in China, where inventories remain below seasonal averages, and rising summer cooling demand in India. However, ample inventories in Japan and strong nuclear and coal generation in South Korea are expected to limit further demand growth.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $16.48 per mmBtu, posting a weekly gain of 1.8%. Stronger demand from Asia has continued to be a key factor driving LNG cargoes away from Europe.This article was supplied by the Abdullah bin Hamad Al-Attiyah International Foundation for Energy and Sustainable Development. 

The emerging-market (EM) carry trade has bounced back from its Iran war losses as surging crude oil prices reinforce expectations that interest rates will stay elevated and bolster the currencies of commodity exporters.An index tracking this trading strategy has jumped more than 3% from its March low, and gained about 1.7% since the conflict began in late February. The gauge approximates the carry trade by measuring returns from borrowing in three low-yielding currencies — namely the yen, Swiss franc and Chinese yuan — and investing in eight higher-yielding emerging market ones, including the Brazilian real and South African rand.The rally in oil due to the Middle East conflict is proving a double-edged sword for emerging markets. While it initially caused a flight to safety away from the sector, the last month has seen investors return to growth-oriented assets. The rise in crude prices has also boosted bets that central banks will tighten monetary policy aggressively to rein in consumer prices, ensuring real rates — nominal rates adjusted for inflation — remain attractive.“The EM carry trade will be buoyed by higher-for-longer real rates to combat incipient inflationary expectations,” said Jason Devito, a senior portfolio manager for emerging market debt at Federated Hermes Inc. in Pittsburgh. “While there are winners and losers within EM from higher oil prices, the losers are better prepared than ever, while the winners, such as Brazil for example, are supported by central bank credibility amid a backdrop of high real rates.”Traders have been increasing their bets that elevated oil prices will keep inflation and policy rates high across developing nations. The average of 12-month interest-rate swaps from 14 emerging-market economies has risen to 5.7% from 5% before the Iran conflict began, according to data compiled by Bloomberg.The rebound in the carry trade has also been helped by relatively subdued currency volatility. A gauge of one-month EM foreign-exchange volatility is currently 6.88%, down from as high as 9.23% in the middle of March, according to a JPMorgan Chase & Co index. Lower volatility supports the carry trade by minimizing the risk that exchange-rate fluctuations will erase profits from interest-rate differentials.Some individual trades have delivered stellar returns. A strategy of borrowing in the Swiss franc and investing in the Brazilian real since the end of February returned 6.6%, while funding in the yen and buying the Turkish lira delivered a gain of 6.9%, based on data compiled by Bloomberg.The current market environment remains favorable to the emerging-market carry trade partly as the Federal Reserve will refrain from turning more hawkish under Kevin Warsh, said Homin Lee, a strategist at Lombard Odier in Singapore.“We are bullish on the Brazilian real first and foremost,” he said. “Brazil is strongly positioned to withstand the ongoing energy market disruption and also benefit from the post-conflict global capex boom.”While there are opportunities to profit from carry, investors must remain vigilant due to rising political risks, including the elections this year in Colombia and Brazil.“EM carry remains attractive but increasingly selective,” said Anthony Kettle, a senior portfolio manager at RBC Bluebay Asset Management in London. “We favour high yielders with credible policy frameworks, strong real yields, and solid external balances, such as the real, as well as frontier names which are benefiting from elevated energy prices, for example Nigeria.”Some previously lucrative carry-trade bets are also coming under strain.Bank of America Corp and Barclays Plc are among the banks that recently abandoned their bullish positions on the Turkish lira, signaling concern about the fallout from the Iran conflict given the country’s position as an oil importer.“While higher-for-longer oil prices will help oil-exporting EMs with strong external balances, it will hurt oil-importing EMs where inflation, current-account deficits and bonds are more vulnerable,” said Charu Chanana, chief investment strategist at Saxo Markets in Singapore.Traders are generally more positive about the South African rand due to the outlook for monetary policy tightening.The market is now anticipating three quarter-point rate increases by the South African central bank this year, as the war in Iran fuels inflation concerns, whereas traders had been pricing in rate cuts before the conflict.“Rate hikes would clearly support the rand’s carry appeal via a wider rate differential,” said Hironori Sannami, a foreign-exchange trader at Mizuho Bank Ltd in London. 

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. 

OilBrent crude futures jumped as much as 3% on Friday, a day after the US and Iran traded air strikes, but pared gains as traders hoped for a longer pause in the fighting that has shut shipping in the Strait of Hormuz.**media[443616]**Brent crude futures settled at $101.29, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $95.42. For the week, both contracts declined by 6.4%.US and Iranian forces clashed in the Gulf, and the UAE came under renewed attack as Washington awaited a response from Tehran to its proposal to end the conflict, which began with joint US-Israeli airstrikes across Iran on February 28.US President Donald Trump later on Thursday told reporters the ceasefire was still in effect and sought to play down the exchange. However, on Friday, Trump renewed an ultimatum demanding Iran give up its nuclear ambitions. GasAsia spot liquefied natural gas (LNG) slipped after two weeks of gains, on the prospect of a US-Iran peace agreement and subdued Northeast Asia demand.The average LNG price for June delivery into northeast Asia was $16.90 per million British thermal units (mmBtu), down from $17.80 per mmBtu the week before.**media[443617]**While prompt demand in May and June is not expected to be significantly bullish, forecasted hotter-than-normal temperatures for the summer months are likely to push South Korea and Taiwan back to the spot market.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $15.15 per mmBtu, posting a weekly decline of 2.2%. Spot demand in Europe comes from buyers that are short on delivery obligations and looking to backfill positions, rather than pure regasification holders looking to import and profit from spreads, analysts said.This article was supplied by the Abdullah bin Hamad Al-Attiyah International Foundation for Energy and Sustainable Development. 

The United Arab Emirates (UAE) owes it ​to its investment ‌partners to produce what global oil markets require without restrictions, ‌while co-operating ⁠with other ‌crude producers, its energy minister said ‌on Monday after the Gulf state left Opec.The UAE, one of Opec's ⁠biggest producers, exited the group on May 1."We owe it to partners investing in the UAE to produce what the world requires without restrictions with collaboration with all other producers," Energy ​Minister Suhail al-Mazrouei said at an annual UAE industrial conference in Dubai.Mazrouei and ​state energy group ADNOC's CEO said the UAE left Opec and Opec+ on good terms and the decision was not directed against anyone."I am confident we will be working with so many nations, including members of Opec and Opec+... We left on good terms," Mazrouei said at the "Make It In The Emirates" conference.Asked about Opec and Saudi Arabia's lack of public response to the decision, Mazrouei said: "The group has been relatively calm about ‌the decision. Everyone realises ‌it is a sovereign decision ⁠and everyone realises that the UAE will be a responsible producer."The ⁠UAE move was ⁠widely seen by energy analysts as weakening Opec's clout over oil markets which could initiate a race to boost output leading to a sharp fall in crude prices."We will gauge our engagements based on requirements of the market as well as what we need to produce ​for our local industries," Mazrouei said.ADNOC CEO Sultan al-Jaber said the move to leave Opec served the UAE's long-term strategic objectives, giving it greater ability to accelerate investment, expand and create value, while remaining a trusted and responsible partner in global energy markets."The United Arab Emirates' sovereign decision to reposition itself within the global energy landscape, and to exit Opec and Opec+, is not a decision directed against ‌anyone," he told ​the conference. 

OilAn Iranian proposal for talks with the US sent crude futures sharply lower on Friday, though prices were still on track for weekly gains. Tehran continues to block the Strait of Hormuz, while the US Navy restricts Iranian crude exports. Oil markets remain volatile on hopes of a resolution.Brent crude futures settled at $108.17, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $101.94. For the week, Brent rose 2.7%, while WTI rose by 8.0%.**media[441421]**A senior official of Iran's Revolutionary Guards threatened on Thursday "long and painful strikes" on US positions if Washington renewed attacks on Iran, pushing oil prices to intraday peaks before retreating.Meanwhile, UAE presidential adviser Anwar Gargash said Tehran could not be trusted over any unilateral arrangements it makes for the Strait of Hormuz, in a sign of deep mistrust on all sides. GasAsia spot liquefied natural gas (LNG) prices rose last week as efforts to end the Iran war remained at an impasse, while an extended force majeure on Qatari volumes supported prompt markets.The average LNG price for June delivery into northeast Asia was $17.80 per million British thermal units, up from $16.70 per mmBtu the week before.**media[441422]**With the Strait of Hormuz is still largely closed, QatarEnergy has issued more force majeure notices for deliveries in June-July, which may boost Asian demand for summer cargoes, trading sources said.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $15.49 per mmBtu, posting a weekly gain of 2.0%. Strengthening demand from Asia, supported by expectations of robust summer cooling demand and tighter regional supply, has reinforced competition between the Atlantic and Pacific basins. This article was supplied by the Abdullah bin Hamad Al-Attiyah International Foundation for Energy and Sustainable Development. 

British energy giant BP on Tuesday reported a sharp increase in profits in the first quarter as crude oil prices soared amid the Middle East war.Oil prices have risen since the start of the US-Iran conflict on February 28, often swinging violently in response to the war's ever-changing headlines.BP's profit after tax jumped to $3.8bn for the January-March period from $687mn in the same quarter a year earlier, London-listed BP said in an earnings statement.The closely followed underlying profit figure more than doubled to $3.2bn from $1.4bn the previous year, a figure that "reflects exceptional oil trading contribution", the statement said."Overall, our business continues to run well. This was another quarter of strong operational and financial delivery, and we made further progress towards our 2027 targets," said CEO Meg O'Neill, who was appointed at the end of last year to replace Murray Auchincloss.The group had announced in mid-April that it expected to benefit from rising oil prices, noting that the price of Brent North Sea crude, the international benchmark, averaged $81.13 a barrel in the first quarter, up from $63.73 in the fourth quarter of last year.Oil prices have been volatile due to the war, coming close to $120 a barrel in March, which BP traders were able to profit from."Traders do best in periods of volatility as sharp swings in the price create gaps between buyers and sellers ... and greater hedging demand from industries like the airline sector," said AJ Bell head of markets, Dan Coatsworth."The highest quarterly profit in the best part of three years is not a bad way for new BP CEO Meg O'Neill to begin her tenure."BP shares were up 3% on Tuesday on the London Stock Exchange.The company said in mid-April that each one dollar variation in the price of a barrel has a $340mn impact on its annual operating profit before tax.BP "has been working relentlessly to keep our assets producing safely, reliably and efficiently," while working "in an environment of conflict and complexity," O'Neill said.The American CEO took up her post in early April with a mission of implementing a recovery plan for the struggling group, whose profit after tax in 2025 plunged 86% year-on-year to $55mn.BP's performance has generally fallen behind that of its rivals in recent years, and last year the company mounted a boardroom shakeup after slashing clean energy investment and pivoting back to its more profitable oil and gas business.O'Neill plans to reorganise the company, clearly separating its upstream and downstream activities.Her aim is to make BP "a simpler, stronger, more valuable company," she said Tuesday."Now, we have to capitalise on the opportunity that exists across our portfolio, simplifying how we work, unlocking growth and driving improved returns," she added.The new CEO faced a stinging rebuke from shareholders last week at the annual general meeting where they largely rejected two board proposals as a step backwards on transparency, particularly concerning climate strategy.One proposal aimed to revoke two resolutions adopted at previous general meetings, which required BP to publish certain climate-related information.The other was intended to authorise holding shareholder meetings exclusively online.BP chairman Albert Manifold, who took office on October 1, faced a personal rebuke, with around 18% of shareholders voting against his election.