موجز الدراسات

مركز الملك عبدالله للدراسات والبحوث البترولية

حلقات صوتية باللغة العربية، توجز مختلف الدراسات التي تتناول اقتصاديات الطاقة، وسياساتها، وتقنياتها، والقضايا البيئية المرتبطة بها

Episodes

  1. آفاق تطوير الغاز غير التقليدي في المملكة العربية السعودية

    06/30/2020

    آفاق تطوير الغاز غير التقليدي في المملكة العربية السعودية

    [:en]In 2010, Saudi Aramco launched its Accelerated Transformation Plan, which aims to extend the company's E&P and downstream activities into new frontiers, and promote the production of unconventional natural gas resources in tight sands and shale formations. Currently, Saudi Arabia has over 600 trillion cubic feet of unconventional gas resources, half of which are technically recoverable. It holds the world's sixth-largest estimated proven gas reserves, and the world's ninth-largest marketable gas production.   In February 2020, Saudi Aramco announced the development of the Jafurah Basin as a resource of unconventional natural gas. It is Saudi Arabia's largest unconventional natural gas field to date, and is located east of the giant Ghawar oil field, with 200 trillion cubic feet of wet gas resources. It will be developed in stages, and by 2036, production is expected to reach 2.2 billion cubic feet per day of natural gas.   The development of unconventional gas basins has emerged as a strategy to strengthen Saudi Arabia's energy security and offers many opportunities for the country's energy markets. For example, most of the Kingdom's gas production was historically associated with oil, which means that the natural gas was initially dissolved in oil and was later separated after extraction. However, Saudi Aramco managed to increase the share of non-associated gas to nearly 60% of all gas production as of 2019.   Moreover, providing more quantities of natural gas for domestic consumption means that the Kingdom can use it to reduce the heavy reliance on less efficient and more carbon-intensive liquid fuels. These dynamics led Saudi analysts to predict that domestic natural gas demand will continue to grow at a compound annual growth rate of 3.7% for the next 10 years.   Nevertheless, a project of such magnitude will face many challenges, including drilling and completion costs, technical know-how, and water access. For instance, from the drilling and completion perspective and accounting point of view, Saudi Aramco's approach to developing the Jafurah Basin gas field is similar to that of its other megaprojects, with a significant capital investment of $110 billion, as Saudi Aramco plans to deploy an array of advanced technologies in developing Jafurah, including horizontal multi-stage fracturing, and underbalanced coiled tubing drilling. This is due to the fact that unconventional wells usually have lower rates of productivity and rapid decline rates, thus requiring more wells to be drilled and placed into production simultaneously than conventional wells.   On the other hand, water availability will play a significant role here, as the extraction process for Jafurah will require substantial volumes of water, which contradicts the company's priority of reducing groundwater use during fracturing treatments. Therefore, Saudi Aramco is exploring using seawater for fracturing applications, and is piloting the use of local sand in its gas fracking treatments rather than imported sand.   To manage and overcome all of these challenges, Saudi Aramco has established an unconventional gas department, and hired a large number of unconventional development specialists to bridge the knowledge gap, and outsourced fracking to leading oil service companies.   On the national level, the gas produced from Jafurah will be primarily reserved for domestic use and meet future energy demands for power generation, water desalination, and petrochemical production.   In conclusion, there are many significant benefits to developing domestic natural gas. Unconventional gas developments are major industrial projects that can enable the growth of local small and medium enterprises, foster job creation, and increase technical know-how in the Kingdom. This fits very well with the Saudi Vision 2030 goals of developing local industries and increasing local content, which would provide added value to the Kingdom's economy.   To view the full study   Authors: Majed A. Al Suwailem and Rami Shabaneh[:ar]أطلقت أرامكو السعودية خطتها للتحول الإستراتيجي المتسارع في عام 2010، وتهدف إلى توسيع أنشطة الاستكشاف والإنتاج في الشركة إلى حدود جديدة، بالإضافة إلى تطوير موارد الغاز الطّبيعي غير التقليدي من الغاز الحبيس وتشكيلات الصخرالزيتي. إذ تمتلك المملكة العربية السعودية حاليًا أَكثر من 600 تريليون قدم مكعب من موارد الغاز غير التقليدي، ونصفها قابل للاستخراج تقنيًا، وهي صاحبة سادس أكبر احتياطي من الغاز المؤكد، وتاسع أكبر إنتاج للغاز القابل للتسويق في العالم. وفي فبراير 2020، أعلنت أرامكو السعودية عن نيتها لتطوير حوض الجافورة كمورد للغاز الطبيعي غير التقليدي، وهو أكبر حقل غاز طبيعي غير تقليدي في المملكة العربية السعودية حتى الآن، ويقع شرق حقل الغوار العملاق للنفط، ويحوي موارد غازغير تقليدية تصل إلى مئتي تريليون قدم مكعب. وسيتم تطوير الحوض على عدة مراحل، ومن المتوقع أن يصل إنتاجه إلى مليارين ومئتي مليون قدم مكعب من الغاز الطبيعي يوميًا بحلول عام 2036. إن تطوير أحواض الغاز غير التقليدية يعد إستراتيجية لتعزيز أمن الطاقة في المملكة العربية السعودية؛ إذ يوفر هذا الخيار العديد من الفرص لأسواق الطاقة في البلاد، فعلى سبيل المثال كان معظم إنتاج المملكة من الغاز تاريخيًّا مصاحبًا للنفط، مما يعني أن الغازالطبيعي كان مذابًا أساسًا في النفط وفصل بعد استخراجه. إلا أن أرامكو السعودية تمكنت من زيادة حصة الغاز غير المصاحب إلى ما يقارب 60% من مجمل إنتاج الغاز اعتبارًا من عام 2019. إضافة إِلى ذلك، فإن توفير كميات أكبر من الغاز الطبيعي للاستهلاك المحلي يعني أن بإمكان المملكة استخدامه لتقليل الاعتماد الكبيرعلى الوقود السائل الأقل كفاءة والأكثر كثافة في الكربون. ولقد دفعت هذه الديناميكيات المحللين السعوديين إلى التنبؤ بأن الطلب المحلي على الغاز الطبيعي سيستمر في النمو بمعدل سنوي مركب يصل إلى 3.7% للعشر سنوات القادمة. إن مشروعًا بهذا الحجم سيواجه العديد من التحديات، بما فيها ارتفاع تكاليف الحفر والإِكمال، والدراية التقنية، والوصول إلى المياه. ففيما يخص الحفر والإكمال ومن وجهة نظر محاسبية، يماثل نهج أرامكو السعودية لتطوير حقل غاز الجافورة نهجها في مشاريعها العملاقة الأخرى، وذلك باستثمار رأسمالي كبير يبلغ 110 دولار أمريكي، حيث تخطط أرامكو السعودية لاستخدام مجموعة من التقنيات المتقدمة لتطوير حقل الجافورة، بما في ذلك تقنيات التكسير الأفقي متعدد المراحل، والحفر غير المتوازن بالأنابيب الملتفة. إذ جرت العادة أن تكون معدلات إنتاجية الآبار غير التقليدية أقل ومعدلات انخفاضها أسرع من نظيرتها التقليدية، وهو ما يتطلب حفر المزيد من الآبار ووضعها جميعًا في مرحلة الإِنتاج. ومن جانب آخر، سيلعب توفر الماء دورًا هامًّا أيضًا؛ حيث تتطلب عمليات استخراج الغاز من حوض الجافورة كميات كبيرة من المياه، وهو ما يتعارض مع أولوية الشركة في الحد من استخدام المياه الجوفية أثناء معالجة التكسير. ولهذا تجري أرامكو السعودية بحوثًا لدراسة إمكانية استخدام مياه البحر في عملية التكسير، وتجرب استخدام الرمل المحلي في معالجات تكسير الغاز بدلًا من الرمل المستورد. ولإِدارة هذه التحديات والتغلب عليها، أنشأت أرامكو السعودية قسمًا مُخصصًا للغاز غير التقليدي، ووظفت عددًا كبيرًا من متخصصي تطوير الغاز غير التقليدي لسد فجوة المعرفة، وقامت بتكليف شركات خدمات النفط الرائدة بإدارة عمليات التكسير. أما على المستوى الوطني، سيحفظ الغاز الناتج من الجافورة في المقام الأول للاستخدام المحلي، وتلبية الطلب المستقبلي على توليد الطاقة، وتحلية المياه، وإنتاج المواد البتروكيماوية. وفي النهاية يمكن أن نقول بأن هناك العديد من الفوائد الهامة لتطوير الغاز الطبيعي المحلي، فمشاريع تطوير الغاز غير التقليدي هي مشاريع صناعية كبرى يمكن أن تمكن المنشآت المحلية الصغيرة والمتوسطة، وتعزز من خلق فرص العمل،

    6 min

  2. 07/21/2020

    تقدير تأثير جائحة كوفيد-19 على الناتج المحلي الإجمالي للمملكة العربية السعودية

    [:en]The COVID-19 pandemic has led many countries to implement strict restrictions that have not been seen since the Second World War. This caused an interruption of economic and social activities at an accelerating pace, as many governments imposed a ban on international and domestic flights, partial or full movement restriction, suspended some services, and closed schools, factories, and shops.   In these dire circumstances, the Kingdom of Saudi Arabia was no exception. This prompted the Saudi government to respond with a wide range of policy initiatives to mitigate economic impacts. The government was very active in communicating with the public through media awareness campaigns, increased the readiness of its healthcare system, enacted social distancing measures, and supported its economy with several measures that include financial, social, health, and labor support, which will undoubtedly have wide-ranging benefits for the economy’s future prospects.   Amidst these circumstances and changes, politicians urgently need real-time data about levels of GDP and demand in order to make sound decisions. However, this type of data usually takes extended periods of time to become available. In order to solve this, researchers at the King Abdullah Center for Petroleum Studies and Research (KAPSARC) studied all of the interfering factors in an effort to fill this gap, and published their findings in recent research entitled “Estimating the Impact of the COVID-19 Pandemic on Saudi Gross Domestic Product (GDP).”   The researchers utilized two different approaches to assess the amount of GDP’s deviation from the baseline scenario. The first estimation was carried out using the Saudi Vision 2030 Input-Output table, which is an analytical tool designed by KAPSARC to study the effects of Vision 2030’s transformation policies on 50 sectors of the Saudi economy, including retail, entertainment, road and air transportation, oil and gas, and others. Meanwhile, the second estimation was conducted by analyzing nighttime light satellite images to infer the changes in the overall domestic economic activity, based on the latest available information. To make the first estimation approach more comprehensive and accurate, the researchers designed three alternative scenarios to calculate the economic effects of the pandemic within the input-output framework, which are medium, moderate, and severe impact. This division depends on the severity of the overall initial shock on demand, its distribution among economic sectors, and the time needed for economic activities to recover.   To reach a more distinguished estimation of these factors, the researchers defined six types of initial shocks to economic sectors, reflecting their severity. For example, a zero-type shock does not affect demand negatively at all, which we have seen in the agriculture, food, and health sectors during the pandemic. While a type-five shock decreases the demand by 80%, which happened in the entertainment and air transport sectors during the complete ban period.   Experts suggested that the medium scenario is the most likely under current conditions, which states that the negative economic impact of the pandemic on GDP is estimated to be -7% in 2020. However, the Fiscal countermeasures and economic support packages launched by the Saudi government, around 70 billion Saudi Riyals, will have a positive effect and will reduce the negative impact by an estimated two point five (2.5) percent. Assuming a hypothetical economic expansion of 2% in a world in which COVID-19 did not occur, the estimated annual decline in overall GDP is about to reach minus two point eight percent in 2020. Looking at the remaining scenarios, the interval of annual GDP decline ranges from ‑0.4% to ‑5.4% this year.   The second estimation approach relies on the intensity of the nighttime lights in 18 photos of Saudi Arabia that were taken by satellites on the fifth and 26th of March. The photos are based on NASA's Black Marble system, and the finding suggested a decrease of 62% in the total illumination between the two mentioned days. That indicated faltering economic activity, and consequently, the decrease of Saudi GDP by 7.9% in 2020, regardless of the government’s countermeasures and recovery in economic activity.   This is very close to the primary findings about the negative impact within the first estimation approach. These early estimates are based on mid-April data and an expected recovery toward end-2020. However, a potential second wave of the infection and an extended economic lockdown will lead to a qualitative change in the assumptions. The uncertainty about future developments is high, while things can move in either direction. In any case, we have a flexible and reliable tool to model such adjustments in the economic landscape.   To view the full study   Authors: David Havrlant, Abdulelah Darandary and Abdelrahman Muhsen [:ar]أدت جائحة كوفيد-19 إلى تطبيق قيود متشددة في العديد من الدول على نطاق لم ير العالم مثله منذ الحرب العالمية الثانية، مما عطل الأنشطة الاقتصادية والاجتماعية بوتيرة متسارعة. ففرضت العديد من الحكومات حظرًا على السفر الداخلي والخارجي، ومنع التجول كليًّا أو جزئيًّا، وأغلقت العديد من المدارس والمصانع والمحلات التجارية، وتوقفت الخدمات. ولم تكن المملكة العربية السعودية مستثناة من هذه الظروف الاستثنائية، ما دفع الحكومة السعودية للاستجابة بمجموعة واسعة من المبادرات السياسية للتخفيف من حدة الآثار الاقتصادية؛ حيث كانت نشطة للغاية في التواصل مع الجمهور من خلال حملات توعوية إعلامية، كما زادت من جاهزية نظامها الصحي، وسنّت العديد من الضوابط للحد من تخالط الناس ببعضهم. ودعّمت اقتصادها باتخاذ عدّة إجراءات تشمل الدعم المالي، والاجتماعي، والصحي، والعمّالي، والتي ستترك بلا شك آثارًا واسعة النطاق على مسار الاقتصاد المستقبلي وفي خضم هذه الظروف والمتغيرات، يحتاج الساسة بشكل عاجل إلى بيانات فورية عن مستويات الناتج المحلي الإجمالي والطلب ليتمكنوا من اتخاذ قرارات سليمة، إلا أنها لا تتوفر عادة إلا بعد مضي الكثير من الوقت. ولحل هذه المشكلة، درس باحثو مركز الملك عبدالله للدراسات والبحوث البترولية (كابسارك) جميع العوامل المتداخلة سعيًا إلى ملء هذه الفجوة، ونشروا نتائجهم في بحث صدر مؤخرًا بعنوان تقدير تأثير جائحة كوفيد-19 على الناتج المحلي الإجمالي للمملكة العربية السعودية. اتبع الباحثون نهجين مختلفين لتقييم مقدار انحراف الناتج المحلي الإجمالي عن سيناريو خط الأساس، إذ أجري التقدير الأول باستخدام جدول المدخلات والمخرجات لرؤية السعودية 2030، وهي أداة تحليلية صممها كابسارك لدراسة تأثير السياسات المختلفة لرؤية 2030 على 50 قطاع سعودي، بما فيها تجارة التجزئة، والترفيه، والنقل الجوي، والنقل البري، والنفط والغاز، وغيرهم. بينما أجرى الباحثون التقدير الثاني عبر تحليل الأضواء الليلية في صور الأقمار الصناعية، والذي يسمح باستنتاج التغيرات في النشاط الاقتصادي العام في المملكة حسب أحدث المعلومات المتوفرة. ولِجعل الطريقة التقديرية الأولى أكثر شمولية ودقة، صمم الباحثون ثلاثة سيناريوهات محتملة لحساب آثار الجائحة الاقتصادية ضمن إطار المدخلات والمخرجات، وهي التأثيرالبسيط، والمتوسط، والحاد. ويعتمد هذا التقسيم على حدة الصدمة الأولية على الطلب، وتوزيعها على القطاعات الاقتصادية، والمدة اللازمة لتعافي النشاط الاقتصادي منها. وللوصول إلى تقدير دقيق لهذه العوامل، حدّد الباحثون ستة مستويات من تأثير الصدمات على القطاعات الاقتصادية بناءً على حدّتها، فمثلًا لا تؤثر صدمة من المستوى صفر على الطلب سلبًا بتاتًا، وهو ما شهدناه في قطاعات الزراعة والمواد الغذائية والصحة خلال فترة الجائحة، بينما تؤدي صدمة من المستوى الخامس إلى انخفاض الطلب بنسبة 80%، وهو ما حدث في قطاعات الترفيه والنقل الجوي خلال فترة الحظر الكامل. يرجح الخبراء أن الشهور القادمة من الاقتصاد السعودي ستتبع توقعات السيناريو المتوسط، الذي ينص على أن التأثير الاقتصادي السلبي للجائحة على الناتج المحلي الإجمالي يُقدر بحوالي -7% في عام 2020م، إلا أن التدابير المالية وحزم الدعم الاقتصادي ال

    8 min

  3. 08/31/2020

    توضيح آليات دعم أنظمة التوليد الموزع للطاقة الشمسية الكهروضوئية

    [:en]The adoption of solar energy technologies has recently gained considerable global momentum as an alternative option to generate electricity. It can be centrally generated by utilities in large solar power stations, or generated in a decentralized fashion by small, photovoltaic distributed generation systems that are near the end consumer, and can be installed for residential, commercial, and industrial use. Photovoltaic distributed generation possesses some attractive attributes: it can defer investment in utility power generation, reduce energy transmission losses, reduce carbon emissions, and boost the renewable energy industry and the associated employment that comes with it. Meanwhile, and from the consumers’ point of view, a photovoltaic distributed generation system can be considered an economically feasible choice depending on technological, environmental, and regulatory factors, making it either financially viable and attractive, or unreasonable and costly. In the residential sector, the typical system has a capacity below 20 kilowatts, and households are usually motivated to install them to reduce their monthly electricity bills. If a household installs a PV system, there are likely to be several occasions when the electricity generated by the system is higher than the electricity demand. That excess energy is dealt with in three ways: either it is discarded, stored in a battery, or exported to the grid. The commercial appeal of distributed photovoltaic generation increases if the end-user earns financial gains from electricity exported to the grid. To better understand the PV system’s financial viability, the King Abdullah Petroleum Studies and Research Center published a Commentary titled “Demystifying Policy Support Mechanisms for Distributed Solar Photovoltaic Systems.” In the publication, the researcher noted that several factors influence the PV systems’ attractiveness, such as the system’s installation capital cost, the local solar irradiation conditions, the household’s load profile, the prevailing electricity price, and the regulatory policies that govern PV distributed generation deployment. The researcher discussed how different regulatory policies could incentivize PV distributed generation. There are many types of financial incentivizing policies around the world, such as Investment Credits, Feed-in Tariffs, and Net Metering. The Investment Credit mechanism is the easiest to understand and implement, in which the government provides a direct one-time payment to households to cover all or part of the capital cost required to install the PV system. However, Feed-in Tariffs and Net Metering are more complex. The Feed-in Tariff works by measuring how much electricity the household exports to the grid by smart meters, and paying money to them for every exported unit of energy (kilowatt-hour), which can be different from the electricity selling price. On the other hand, Net Metering follows the same process, but buys back any exported electricity at the same price at which it is sold. The Commentary also included hypothetical examples of household consumption using the distributed generation solar PV system, assuming that the household members would travel during July and August, and purchase electricity for $ 0.10 per kilowatt-hour from the utility. If a distributed photovoltaic system is installed, the household will buy less energy from the grid, because the generation system mainly meets part of the load first. Then, the surplus generation - if any - will be exported to the grid. The researcher assumed that the utility compensates the household for the exported electricity by $0.05 per kilowatt-hour. It pays to the household in cash, or by carrying over the balance for use in the next electricity bill. If the baseline of the total annual electricity bill for the household is $1,010, the bill will decrease substantially if a PV distributed generation system is installed and can go as low as $808 or even $760 in the Feed-in Tariffs and Annual Net Metering scenarios, respectively. Although the most beneficial policy mechanism for the consumer is the annual net measurement, this is the costliest policy mechanism for the government. Hence, when devising policies that support photovoltaic distributed generation, the economic costs of doing so should be weighed against the benefits it would provide. In doing so, policymakers can maximize the photovoltaic distributed generation's gains from a holistic economic perspective. To view full study   Author: Amro Elshurafa[:ar]اكتسبت تقنيات الطاقة الشمسية زخمًا عالميًا كبيرًا كخيار بديل لتوليد الطاقة في الآونة الأخيرة؛ إذ يمكن توليد الكهرباء مركزيًا بواسطة شركات المرافق في محطات الطاقة الشمسية الكبيرة، أو تولد بطريقة لا مركزية بواسطة أنظمة التوليد الكهروضوئية الصغيرة الموزعة بالقرب من المستهلك النهائي، ويمكن تثبيتها للاستخدام في القطاعات السكنية والتجارية والصناعية. تمتلك أنظمة توليد الطاقة الكهروضوئية الموزعة بعض السمات الجذابة؛ إذ يمكنها تأجيل الاستثمار في مرافق توليد الطاقة، وتقليل خسائر نقل الطاقة، وتقليل انبعاثات الكربون، وتعزيز صناعة الطاقة المتجددة والعمالة المرتبطة بها. وفي الوقت نفسه -ومن وجهة نظر المستهلكين- يمكن اعتبار أنظمة توليد الطاقة الكهروضوئية الموزعة خيارًا مجديًا اقتصاديًا، وذلك اعتمادًا على العوامل التقنية والبيئية والتنظيمية، مما يجعله إما مجديًا وجذابًا من الناحية المالية أو غير معقول ومكلف. وتبلغ قدرة النظام النموذجي في القطاع السكني أقل من 20 كيلوواط، وعادةً ما تشجع الأسر لتركيبها لخفض فواتير الكهرباء الشهرية. إذا قامت أسرة ما بتركيب نظام كهروضوئي، فمن المحتمل أن تكون هناك عدة أوقات تزيد فيها الكهرباء المولدة عن الأحمال التي ينبغي تلبيتها، ويتعامل مع هذه الطاقة الزائدة بثلاث طرق: إما التخلص منها، أو تخزينها في بطارية، أو تصديرها إلى الشبكة الكهربائية. وتزداد الجاذبية التجارية لأنظمة توليد الطاقة الكهروضوئية الموزعة إذا حصل المستخدم النهائي على مردود مالي من الكهرباء المصدرة إلى الشبكة الكهربائية. ولفهم الجدوى المالية للنظم الكهروضوئية بشكل أفضل، نشر مركز الملك عبد الله للدراسات والبحوث البترولية تعليقًا بعنوان: "توضيح آليات دعم أنظمة التوليد الموزع للطاقة الشمسية الكهروضوئية". وأشار الباحث في هذا المنشور إلى أن عدة عوامل تؤثر على جاذبية الأنظمة الكهروضوئية، مثل التكلفة الرأسمالية لتركيب النظام، وظروف الإشعاع الشمسي المحلي، وملف أحمال المنزل، وسعر الكهرباء السائد، والسياسات التنظيمية التي تحكم نشر واستخدام نظم توليد الطاقة الكهروضوئية الموزعة. وقد ناقش الباحث الكيفية التي يمكن للسياسات التنظيمية المختلفة أن تحفز بها انتشار أنظمة توليد الطاقة الكهروضوئية الموزعة، فهناك العديد من أنواع سياسات التحفيز المالي حول العالم، مثل المساندة الرأسمالية، وآلية تعريفة التغذية، وصافي القياس. وتتميز آلية المساندة الرأسمالية بسهولة التصور والتطبيق؛ إذ تقدم الحكومة دفعة مالية مباشرة ولمرة واحدة للأسر لتغطية كامل تكلفة رأس المال المطلوب لتثبيت نظام الطاقة الكهروضوئية أو جزء منها. أما بالنسبة لآليتي تعريفة التغذية وصافي القياس فهما أكثر تعقيدًا. تعمل آلية تعريفة التغذية من خلال قياس كمية الكهرباء التي تصدرها الأسرة إلى الشبكة بواسطة العدادات الذكية، ودفع الأموال لهم مقابل كل وحدة مصدرة من الطاقة (أي لكل كيلوواط في الساعة)، ويمكن لهذا المبلغ أن يختلف عن سعر بيع الكهرباء. ومن ناحية أخرى، تتبع سياسة صافي القياس نفس العملية، إلا أنها تشتري أي كهرباء مصدرة من المستهلك بنفس السعر الذي تباع به. تضمن التعليق أيضًا أمثلة افتراضية للاستهلاك المنزلي باستخدام نظام توليد الطاقة الشمسية الكهروضوئية الموزعة، إذ افترض أن هناك أسرة ستسافر خلال شهري يوليو وأغسطس خلال الإجازة الصيفية، وأنها تشتري الكهرباء بسعر 0.10 دولار لكل كيلوواط/ساعة من شركة المرافق. فإذا ركبت هذه الأسرة نظام توليد كهروضوئي موزع، ستشتري الأسرة كه

    7 min

  4. 10/10/2020

    إصلاحات قطاع الكهرباء في المملكة العربية السعودية: الملامح، والتحديات، والفرص لتفعيل أسواق مشتركة – الجزء الأول

    [:en]Saudi Arabia's electric power industry is the largest in the Gulf region. The country's electricity peak demand in 2007 was 35 GW, and almost doubled in size to reach 61.7 GW in 2017. That means an average growth rate of 5.31% annually. By 2030, it is expected to double again to reach a peak demand of 120 GW. This fast-paced growth in energy consumption is driven by many factors, such as population growth, strong economic and industrial development, improvements in living standards, harsh weather conditions, and low energy prices in the past.   To get electricity to the end-consumers, three distinct power businesses collaborate with each other to provide the nation with its power needs. These businesses are generation, transmission, and distribution. In the 1950s, Saudi Arabia had only two generation companies in Al-Ahsa and Jeddah. However, this number steadily grew to include several privately owned companies around the country that served large cities and towns. In the 1970s, the government combined all of these small players into four regional companies that are collectively known as the Saudi Consolidated Electrical Companies (SCECOs).   As demand and systems complexity grew further, the government took steps to restructure the electricity industry in the late 1990s, and merged all of the four regional companies to create a single, joint-stock monopoly that is vertically integrated, and called it the Saudi Electricity Company (SEC). It was tasked with carrying out all of the Kingdom’s generation, transmission, and distribution operations. At the time, the Saudi electric power industry faced several challenges, including the low operational efficiency caused by the vertical integration of the Saudi Electricity Company, the financial unsustainability of the sector due to the high dependency on government financial support, the lack of competitive players in the market, and the difficulty in securing large capital investment due to the low participation of the private sector.   With these clear shortcomings, there was an urgent need and interest in reforms and restructuring of the Saudi electric power industry. Efforts began with the establishment of the Electricity and Cogeneration Regulatory Authority (ECRA) in 2001 as an independent regulatory authority, with the aim of overseeing the electricity and cogeneration industries in the Kingdom. The newly created authority undertook the tasks of assessing tariffs, issuing licenses, monitoring service providers, investigating complaints, establishing the quality of service standards, regulating price control and managing the reforms. Its main objective is to ensure that consumers have access to affordable electricity supplies while providing sufficient income for service providers, and to improve energy efficiency and network reliability through new technologies and innovations.   Soon after, in 2005, the Electricity Law was adopted by Royal Decree, and later, in 2007, the ECRA released the Electricity Industry Restructuring Plan (EIRP) that proposed a gradual transformation of the electricity industry from a vertically integrated utility structure to a more competitive electricity sector in the future. It was revisited later in 2014 and adopted a ‘building block’ approach to the market reforms, and also suggested implementing a national competitive electricity market through five phases. The notable features included: unbundling of competitive and non-competitive business elements, rationalizing the fuel and electricity prices, and introduction of a spot wholesale electricity market. While overall progress has been slower than expected, it partly fulfilled the objectives by creating National Grid SA in 2012 to oversee and manage the transmission as a separate business unit within the SEC, and established Saudi Power Procurement Company in 2017 in the run-up to the competitive wholesale electricity market.   The government's main rationale behind the reforms was that “electricity prices must reflect the economic costs of providing the electricity services, and that the electric power industry must depend for its survival and growth on the income it generates without resorting to government financial support.” The sustainability objectives as set forth in the Saudi Vision 2030 and National Transformation Program aim to transform the electricity industry going forward.   To view full study[:ar]تُعَدُّ صناعة الطاقة الكهربائية في المملكة العربية السعودية الأكبر في منطقة الخليج. إذ بلغت ذروة الطلب على الكهرباء 35 جيجاوات في عام 2007، و تضاعفت تقريبًا لتصل إلى 61.7 جيجاوات في عام 2017، مما يعني أن متوسط ​​معدل النمو كان يبلغ 5.31٪ سنويًّا. ومن المتوقع أيضًا أن تتضاعف ذروة الطلب مرة أخرى لتصل إلى 120 جيجاوات بحلول عام 2030. يأتي هذا النمو المتسارع في استهلاك الطاقة مدفوعًا بالعديد من العوامل، مثل النمو السكاني والتنمية الاقتصادية والصناعية القوية، وتحسّن مستويات المعيشة، والظروف الجوية القاسية وانخفاض أسعار الطاقة في الماضي.   ولإيصال الكهرباء إلى المستهلكين النهائيين، تتعاون ثلاثة قطاعات أعمال مع بعضها لتزويد السكان باحتياجهم من الطاقة، وهي التوليد والنقل والتوزيع. وبالعودة إلى خمسينيات القرن الماضي، كان لدى المملكة العربية السعودية شركتا توليد في كل من الأحساء وجدة، ومن ثم نما عدد الشركات المملوكة للقطاع الخاص لتشمل أنحاء البلاد وتخدم المدن الصغيرة والكبيرة. إلى أن جمعت الحكومة في السبعينيات كل هؤلاء اللاعبين الصغار في أربع شركات إقليمية، لتُعرف مجتمعةً باسم الشركات السعودية الموحدة للكهرباء (سيسكو).   أعقب ذلك ازديادٌ في تعقيد الطلب والأنظمة، فاتخذت الحكومة خطوات لإعادة هيكلة صناعة الكهرباء في أواخر التسعينيات، ودمجت الشركات الإقليمية الأربعة لإنشاء شركة مساهمة احتكارية متكاملة رأسيًّا، أطلق عليها الشركة السعودية للكهرباء، وكُلّفت هذه الشركة بتنفيذ جميع عمليات التوليد والنقل والتوزيع في المملكة. وقد واجهت صناعة الطاقة الكهربائية في المملكة العديد من التحديات، من بينها انخفاض الكفاءة التشغيلية بسبب التكامل الرأسي للشركة السعودية للكهرباء، وعدم الاستدامة المالية للقطاع بسبب الاعتماد الكبير على الدعم المالي الحكومي، وعدم وجود لاعب تنافسي في السوق، وصعوبة تأمين استثمارات رأسمالية كبيرة لانخفاض مشاركة القطاع الخاص.   حينها أصبحت الإصلاحات وإعادة هيكلة صناعة الطاقة الكهربائية السعودية حاجة ملحّة. فبدأت الجهود بإنشاء هيئة تنظيم الكهرباء والإنتاج المزدوج في عام 2001 كهيئة تنظيمية مستقلّة تهدف إلى الإشراف على صناعات الكهرباء والتوليد المزدوج في المملكة. واضطلعت الهيئة التي أنشئت حديثًا بعدد من المهام مثل تقييم التعريفات وإصدار التراخيص، ومراقبة مقدمي الخدمات، والتحقيق في الشكاوى، وتحديد معايير جودة الخدمة وتنظيم ضبط الأسعار، إضافة إلى إدارة الإصلاحات. ويتمثّل هدفها الرئيس في ضمان وصول المستهلكين إلى إمدادات الكهرباء بأسعار معقولة، وتوفير الدخل الكافي لمقدمي الخدمات، وتحسين كفاءة الطاقة وموثوقية الشبكة من خلال التقنيات والابتكارات الجديدة.   وبعد فترة وجيزة من إنشاء هيئة تنظيم الكهرباء، اعتمد قانون الكهرباء بموجب مرسوم ملكي في عام 2005، وأصدرت هيئة تنظيم الكهرباء والإنتاج المزدوج في عام 2007 خطة إعادة هيكلة صناعة الكهرباء التي اقترحت تحوّلًا تدريجيًّا في صناعة الكهرباء وذلك بالانتقال من هيكلة مرفق متكامل رأسيًّا إلى هيكلة أكثر تنافسية لقطاع الكهرباء في المستقبل. وفي عام 2014، أعيد النظر في خطة الإصلاح وطُوّرت خارطة توضيحية جديدة لتصميم إصلاحات السوق، والتي تقترح تنفيذ سوق كهرباء وطني تنافسي عبر خمس مراحل، وشملت المزايا المهمة فصل العناصر التنافسية وغير التنافسية، وترشيد أسعار الوقود والكهرباء، وإدخال سوق فوري للبيع بالجملة. وعلى الرغم من أن التقدم الإجمالي كان أبطأ من المأمول، إلا أنه حقق الأهداف جزئيًّا بإنشاء الشبكة الوطنية في عام 2012 للإشراف على النقل وإدارته كوحدة أعمال منفصلة داخل ال

  5. 12/09/2020

    تجربة المملكة العربية السعودية في تدابير التخفيف من إحراق الغازات

    [:en]Podcast script:   Gas is considered as the ideal fuel in the transition toward clean, sustainable, and affordable energy access. Many countries are increasingly integrating it in their energy mix to generate power as an alternative to the dirty and expensive liquid fuels. Also, a growing number of industries are becoming dependent on natural gas feedstock. Despite all of the given facts, many oil-producing companies dispose of the natural gas associated with the production of crude oil by burning it at the wellhead through a process known as "flaring", or by directly releasing it into the air at the gathering stations and processing facilities in a process known as "venting".     Both of these harmful practices cause accumulation of greenhouse gases in the atmosphere, and waste great amounts of valuable natural gas. They have resulted in flaring of 5.1 trillion cubic feet of natural gas globally in 2018 according to the World Bank, and release of more than 310 million tonnes of carbon equivalent. Such behaviors are a consequence of multiple factors, such as infrastructure restrictions and limited capacities, lack of financial incentives to capture and process gas, weak contractual rights, and poor environmental protection regulations.   Saudi Arabia is one of the most prominent examples of combating these harmful practices and turning gas into a valuable commodity. Back in the early twentieth century, gas did not receive much attention from the Standard Oil of California and the Saudi government, and they disposed of it. In 1948, the discovery of the largest oil field in Saudi Arabia, the Ghawar field, led to the flaring of more associated gas. However, the Saudi government demanded that Aramco stop burning associated gas in the 1950s and instructed Aramco to reinject the gas in the oil reservoirs to provide reservoir pressure support.   Later in the 1970s, Aramco attempted to monetize the associated gas by either selling liquefied petroleum gas to the local and international markets or using it to generate electricity. That coincided with gas being increasingly regarded as an important part of a wider attempt to diversify the Saudi economy, whether to support the petrochemical industry or to generate electricity.   Therefore, the government awarded Aramco a 12 billion US dollar contract to establish the Master Gas System (MGS) to capture, process, and use gas. It became operational by 1982, and it expanded over time in conjunction with the high demand for natural gas and prevented the emission of 80 million tonnes of carbon dioxide into the atmosphere annually. The MGS allowed Saudi Arabia to become the world’s ninth-largest producer of gas, with marketable gas production of 11.5 billion cubic feet per day.   Since then, Aramco placed emphasis on two frontiers: aggressively curbing gas flaring, and developing more non-associated gas fields such as the Jafura field. This has been achieved through implementing corporate-wide programs to further mitigate routine gas flaring across its oil and gas value chain, through the use of zero discharge technologies such as ‘smokeless’ flares, and the deployment of flare gas recovery systems.   To understand how much progress Saudi Arabia has made, we can compare it with Iraq as an example, which ranks second in the world in terms of gas flaring after Russia and burns 65% of the gas output associated with oil. The lack of midstream infrastructure and the absence of a large-scale petrochemical industry augmented the issue even further. Moreover,the Iraqi power sector suffers from aging infrastructure, and there are no incentives for international oil companies in Iraq to capture this gas since oil is profitable.     Were it not for the measures taken by Saudi Arabia, it would have had to produce an additional 18 billion cubic feet in 2018 to meet the domestic demand for gas, in addition to burning 65% of the total gas produced. This proves that strategic partnerships between governments and the private sector remain the main catalyst for development and can form part of the circular carbon economy framework.   To view full study   Author: Majed AlSuwailem[:ar]نص الحلقة: يعد الغاز الطبيعي وقودًا مثاليًا لاستخدامه في عملية الانتقال نحو الطاقة النظيفة والمستدامة وذات الأسعار الميسورة، إذ تعمل العديد من الدول على إدخاله بشكل متزايد في مزيجها للطاقة، وتوليد الطاقة بالغاز كبديل للوقود السائل الملوث والمكلف، كما ازداد عدد الصناعات المعتمدة على الغاز الطبيعي كمادة أولية. وعلى الرغم من جميع الحقائق المذكورة، تتخلّص العديد من الشركات المنتجة للنفط حول العالم من الغاز الطبيعي المرتبط بإنتاج النفط الخام عن طريق حرقه عند فوهة البئر من خلال عملية تعرف باسم "الحرق"، أو عن طريق إطلاقه مباشرة في الهواء عند محطات التجميع ومنشآت المعالجة في عملية تعرف باسم "التنفيس".   إن هاتين الممارستين الضارتين تتسببان في تراكم الغازات الدفيئة في الغلاف الجوي، وإهدار كميات كبيرة من الغاز الطبيعي القيّم. حيث أدت إلى حرق خمسة فاصلة واحد تريليون قدم مكعب من الغاز الطبيعي على مستوى العالم في عام ألفين وثمانية عشر وفقًا للبنك الدَّولي، وإطلاق أكثر من ثلاث مئة وعشرة مليون طن من الكربون في الغلاف الجوي. وتأتي هذه السلوكيات نتيجة لعوامل متعددة، مثل القيود التشغيلية التي تفرضها البنية التحتية، والقدرات المحدودة، ونقص الحوافز المالية لالتقاط الغاز ومعالجته، والحقوق التعاقدية الضعيفة، وسوء أنظمة حماية البيئة.   وتعد المملكة من أبرز الأمثلة على مكافحة هذه الممارسات الضارة، وتحويل الغاز إلى سلعة ثمينة. فبالعودة إلى أوائل القرن العشرين، لم يحظ الغاز باهتمام كبير من قبل شركة ستاندرد أويل كاليفورنيا والحكومة السعودية وكانوا يتخلصون منه في العادة. وفي عام ألف وتسع مئة وثمانية وأربعين، أدى اكتشاف حقل الغَوّار الذي يعد أكبر حقل نفطي في المملكة العربية السعودية إلى حرق المزيد من الغاز المصاحب، ولكن الحكومة السعودية طالبت أرامكو بالتوقف عن حرق الغاز المصاحب في الخمسينيات من القرن الماضي، وأمرتها بإعادة ضخ الغاز في مكامن النفط لتوفير الدعم لضغط المكمن.   وفي السبعينيات حاولت أرامكو أن تتاجر بالغاز المصاحب عن طريق بيع غاز البترول المُسال في الأسواق المحلية والدولية، أو استخدامه لتوليد الكهرباء. وتزامن ذلك مع تزايد اعتبار الغاز جزءًا مهما من محاولة واسعة لتنويع الاقتصاد السعودي، سواء لدعم صناعة البتروكيماويات أو لتوليد الكهرباء.   ولهذا منحت الحكومة السعودية أرامكو عقدًا بقيمة اثني عشر مليار دولار أمريكي لإنشاء نظام شبكة الغاز الرئيسة لتفعيل التقاط ومعالجة واستخدام الغاز، فبدأ تشغيل النظام بحلول عام ألف وتسع مئة واثنين وثمانين، وتوسع بمرور الوقت بالتزامن مع ارتفاع الطلب على الغاز الطبيعي، ولقد منع انبعاث 80 مليون طن من ثاني أكسيد الكربون في الغلاف الجوي سنويًا. كما سمح نظام شبكة الغاز الرئيسة للمملكة العربية السعودية بأن تصبح تاسع أكبر منتج للغاز في العالم؛ إذ يبلغ الإنتاج السعودي للغاز القابل للتسويق أحد عشر فاصلة خمسة مليار قدم مكعب يوميًا.   ومنذ ذلك الحين ركزت أرامكو على أمرين مهمين، هما: الحد بشدة من حرق الغاز، وتطوير المزيد من حقول الغاز غير المصاحب مثل حقل الجافورَة. ولقد تحقق ذلك من خلال تنفيذ برامج على مستوى الشركة لخفض عمليات حرق الغاز المعتادة أكثر على امتداد سلاسل القيمة في صناعة النفط والغاز، من خلال استخدام تقنيات التفريغ الصفري مثل المشاعل "عديمة الدخان"، ونشر أنظمة استرداد الغاز المشتعل.   ولفهم مقدار التقدم الذي حققته المملكة العربية السعودية، يمكننا مقارنته بحالة العراق التي تحتل المرتبة الثانية عالميًا في سلم الدول التي تحرق الغاز بعد روسيا؛ إذ تحرق خمسة وستين بالمئة من الغاز المصاحب للنفط. ولقد أدى الافتقار إلى البنية التحتية الوسطية وغياب صناعة البتروكيماويات على نطاق واسع إلى تفاقم المشكلة. علاوة على ذل

    7 min

  6. 12/17/2020

    إصلاحات قطاع الكهرباء في المملكة العربية السعودية: الملامح، والتحديات، والفرص لتفعيل أسواق مشتركة – الجزء الثاني

    [:en]Podcast script:   Reforming the structure of the power industry proved to be the most challenging aspect of the roadmap to reach a competitive electricity market. The industry comprises three distinct power sectors that work together to get electricity to the end-user, which are: power generation, transmission, and distribution. All of these sectors were monopolized by the Saudi Electricity Company, which was a vertically integrated company that suffered from efficiency and systematic challenges. The Saudi restructuring plan envisioned separating competitive and non-competitive activities of the company, by unbundling generation and distribution activities, while maintaining a monopoly of the transmission.   The generation sector’s reforms included energy source diversification initiatives by integrating renewables in the Saudi energy mix, allowing other privately-owned power plants to enter the market, and allowing direct electricity trading by big generators and consumers. Currently, 35% of the Saudi power generation’s capacity is owned by non-Saudi Electricity Company generators.   On the other hand, the transmission sector’s reforms are more complex in nature, as they will determine the dynamics of the future Saudi electricity market. As a part of the reforms, the Saudi Electricity Company established a separate independent company called the National Electricity Transmission Company in 2012. It is currently the system operator and the owner of the Kingdom's transmission network, which has increased by over 50% since 2000, interconnecting more than 99% of the grid with 83,682 circuit-kilometers of transmission lines (overhead and underground lines) and with 1070 sub-station­­­­­s in 2018. The National Electricity Transmission Company acts as an independent transmission operator that maintains an open and unbiased access policy to eligible participants' transmission capacity.   However, Saudi Arabia's roadmap to a competitive electricity market requires creating an independent system operator, which should generate its own resources and play a critical role in establishing and operating the wholesale competitive spot electricity market, by ensuring the independence of operations and investment decisions of the business, and guaranteeing non-discriminatory access to the network. Furthermore, the Saudi Electricity Company established the Saudi Power Procurement Company in 2017 to be the main and single buyer of electricity from all generators in Saudi. Its prominent role is to buy and sell electricity, fuel, and services, and develop year-ahead generation plans, with an exclusive mandate to manage the import and export of electricity across regional interconnections. This company will serve only a transitional role until the market reaches full liberalization.   The distribution sector’s reforms include allowing multiple retailers of electricity to operate in the competitive parts of the country, while maintaining a monopoly in the less attractive areas. This competition will lead to improved services to the end consumer, lower electricity prices, and more innovative business models. Moreover, the authority developed its "Smart Metering and Smart Grids Strategy,” which aims to allow for the integration of PV distributed generation by consumers into the grid, and significantly reduce the grid's power waste. This strategy is expected to deploy 10 million smart meters over the next 15 years, with a cost reaching up to 7.5 billion Saudi Riyals. However, the direct benefits from a massive rollout of smart meters were assessed to be 9.16 billion Saudi riyals. The Smart Metering Project is one of the single most significant digital transformation projects in the Kingdom, and nearly one-third of the components used to build smart meters will be sourced locally.   It is worth mentioning that Saudi Arabia is not the first country to go through this reformation process, and it can learn from previous international experiences. Countries with different economic structures and capabilities take different steps and micro-objectives in their way of reforming the electricity sectors. However, they all agree on the overall goals of establishing financially stable industries, making conditions conducive for private sector participation, and improving the industries' efficiency, competitiveness, and sustainability.   To view the full study   Authors: Shahid Hasan, Turki Alaqeel and Nawaz Peerbocus[:ar]نص الحلقة: أثبتت التجارب السابقة أن إصلاح هيكلة صناعة الطاقة الكهربائية هو الجانب الأكثر صعوبة في عملية التحول إلى سوق كهرباء تنافسية؛ إذ تعمل ثلاثة قطاعات أعمال مستقلة معًا لتوصيل الكهرباء إلى المستخدم النهائي، وهي: قطاع توليد الكهرباء، وقطاع نقلها، وقطاع توزيعها. وتحتكر الشركة السعودية للكهرباء جميع هذه الوظائف في المملكة العربية السعودية، فهي شركة متكاملة رأسيًا وتعاني نتيجة لذلك من عدة تحديات في الأنظمة والكفاءة. ولهذا نصت خريطة الطريق لإعادة الهيكلة الصادرة عن هيئة تنظيم الكهرباء والإنتاج المزدوج على فصل الأنشطة التنافسية وغير التنافسية للشركة، عن طريق فصل أنشطة التوليد والتوزيع، مع الحفاظ على احتكار نشاط النقل. بداية، تشمل إصلاحات قطاع التوليد مبادرات تنويع مصادر الطاقة؛ إذ ترمي إلى دمج مصادر الطاقة المتجددة في مزيج الطاقة السعودي، والسماح لمحطات الطاقة الأخرى المملوكة للقطاع الخاص بدخول السوق، والسماح بالتداول المباشر للكهرباء بين المولدين الأساسيين وكبار المستهلكين. وحاليًا تصل نسبة قدرة توليد الكهرباء المملوكة لجهات غير تابعة للشركة السعودية للكهرباء إلى 35٪ من مجمل سعة التوليد في المملكة. أما إصلاحات قطاع النقل فهي أكثر تعقيدًا في طبيعتها؛ إذ ستحدد ديناميكيات سوق الكهرباء السعودية في المستقبل، فلقد أنشأت الشركة السعودية للكهرباء شركة مستقلة منفصلة تسمى الشركة الوطنية لنقل الكهرباء في عام 2012م كجزء من الإصلاحات، وهي شركة مسؤولة عن تشغيل النظام حاليًا وتملك شبكة نقل الكهرباء في المملكة التي توسعت بدورها بنسبة تزيد عن 50٪ منذ عام 2000م؛ إذ تربط أكثر من 99٪ من شبكة الكهرباء بـ 83,682 كيلومترًا من الخطوط الهوائية أو الأسلاك تحت الأرض، سواءً كانت خطوط الضغط العالي أو الخطوط تحت الأرض، وتملك 1070 محطة فرعية في عام 2018م. كما تعمل الشركة الوطنية لنقل الكهرباء كمشغل نقل مستقل يحافظ على سياسة وصول مفتوحة وغير متحيزة لقدرة النقل الممنوحة للمشاركين المؤهلين. ولكن خارطة الطريق السعودية للوصول إلى سوق كهرباء تنافسية تتطلب إنشاء مشغل نظام مستقل بدل أن يكون مملوكًا لأحد الشركات، ويجب أن يولد موارده المالية ذاتيًا ليتمكن من أن يمثل دورًا حاسمًا في إنشاء وتشغيل سوق الكهرباء الفورية التنافسية بالجملة، وهذا سيضمن استقلالية العمليات وقرارات الاستثمار في الأعمال التجارية والوصول غير التمييزي إلى الشبكة. وعلاوة على ذلك، أنشأت الشركة السعودية للكهرباء الشركة السعودية لشراء الطاقة في عام 2017م لتكون المشتري الرئيس والوحيد للكهرباء من جميع المولدين في السعودية، وإن أهم دور لها هو شراء وبيع الكهرباء والوقود والخدمات، وتطوير خطط توليد الكهرباء للعام المقبل، وهي مفوضة حصريًا لإدارة استيراد وتصدير الكهرباء عبر خطوط الربط الإقليمية. وستمثل هذه الشركة دورًا انتقاليًا فقط حتى تصل السوق إلى مرحلة التحرير الكامل. وأخيرًا، تشمل إصلاحات قطاع التوزيع السماح للعديد من تجار تجزئة الكهرباء بالعمل في الأجزاء التنافسية من البلاد، مع الإبقاء على الممارسة الاحتكارية في المناطق الأقل جاذبية. ويتوقع أن تؤدي هذه المنافسة إلى تحسين الخدمات للمستهلك النهائي، وانخفاض أسعار الكهرباء، وظهور المزيد من نماذج الأعمال المبتكرة. علاوة على ذلك، طورت هيئة تنظيم الكهرباء والإنتاج المزدوج "استراتيجية العدادات الذكية والشبكات الذكية" التي تهدف إلى السماح بدمج التوليد الموزع للطاقة الكهروضوئية من قبل المستهلكين في الشبكة، والحد بشكل كبير من هدر الطاقة في الشبكة. ومن المتوقع أن تنشر هذه الاستراتيجية 10 ملايين ع

    7 min

  7. 01/18/2021

    أمن الطاقة وتنويع المحفظة: من منظور المصدرين

    [:en]Podcast script:   The dominant views of energy security usually revolve around the security of physical supply and its price affordability, which is an importer-centric view and ignores the perspective of the energy exporters in the energy security domain. Energy exporters face some specific challenges, such as global and regional macroeconomic concerns, global market instability, increasing competition from emerging producers and substitutes, protectionist policies, and sanctions among others. While the market participants, international organizations and academia should adopt a more holistic approach to energy security to correct this imbalance, energy-exporting countries must address these risks by developing and articulating comprehensive energy security policies and strategies, which would help identify challenges and threats, in addition to the need for applicable political tools.   To better assess and manage energy security from an exporter’s perspective, KAPSARC researchers utilized one of the most widely used and respected economic tools in the financial industry, the Modern Portfolio Theory. This theory allows for the creation of models that can find the balance between maximizing returns on investments and minimizing the associated risks depending on the investor's priorities. In a discussion paper titled, “Energy Security and Portfolio Diversification: The Exporter’s Perspective,” the researchers used the historical oil export “mirror” data from 2018 of five GCC countries to construct two portfolios for each. Using these two portfolios allowed the researchers to assess the balance between risks and the two core priorities of exporters’ energy security separately; these priorities are increasing export volumes and prices optimization.   Of these, the first portfolio examined Oil Export Volume Growth, which represents the trade-off between focusing on a lower number of buyers who can provide higher export growth on one hand, and having lower risks through a more diverse base of buyers on the other. The second portfolio investigated the Oil Export Price, which represents the trade-off between a riskier portfolio that is concentrated on fewer buyers offering the best price terms, and a safer, more diversified one with a lower expected return.   Among the countries in focus, the analysis demonstrated that Saudi Arabia has composed the most efficient oil export portfolio with an emphasis on securing export volume growth, closely followed by Kuwait and the UAE. Qatar and Oman have less optimal portfolio structures and risk profiles.   Later, to better understand how global events might impact GCC countries’ energy security, KAPSARC researchers developed three scenarios to test the resilience of the GCC countries’ portfolios in the face of external demand and logistical shocks, which are the increase of Chinese oil demand, exports redistribution, and Malacca Strait blockade. In the first scenario, increasing oil demand from China by 20% over Baseline 2018 levels may improve the performance of Saudi Arabia and the United Arab Emirates, but it will increase volatility of export portfolios of Kuwait and Oman in particular. In the second scenario, the reduction in oil exports to the USA by 20% compared with Baseline 2018 levels, while also proportionally distributing these exports to other buyers, will mildly increase Kuwait and Saudi Arabia’s export portfolio risk levels only. However, it will also improve export prices slightly for both countries. In the third scenario, the closure of the Malacca strait leads to a 20% reduction in export volumes to East Asia, which will have an impact on all oil exporters in the GCC, both in terms of reducing export volumes and the portfolios’ risks. Kuwait and Oman would be the worst affected by the disruption.   This analysis shows that portfolio theory can be used to assess and manage energy security from the exporter’s perspective. Understanding the compositions, characteristics, and risks of the GCC countries’ portfolios will allow decision-makers to mitigate risks via policy measures that target either the domestic market or foreign trade, such as fiscal incentives, public-private investments, diversification of buyers and shipping routes, and vertical integration across global energy value chains.   To view the full study   Authors: Philipp Galkin and Carlo Andrea Bollino[:ar]نص الحلقة: تتمحور وجهات النظر السائدة عن أمن الطاقة حول أمن الإمدادات المادي والقدرة على تحمل التكاليف، وهي وجهة نظر مرتكزة على مصالح مستوردي الطاقة وتتجاهل منظور مصدريها في مجال أمن الطاقة. إذ يواجه مصدرو الطاقة تحديات معينة، مثل المخاوف العالمية والإقليمية المتعلقة بالاقتصاد الكلي، وعدم استقرار الأسواق العالمية، وزيادة المنافسة من المنتجين والبدائل الناشئة، والسياسات الحمائية، والعقوبات، وغيرها. ولهذا يجب على المشاركين في السوق والمنظمات الدولية والأوساط الأكاديمية اعتماد نهج أكثر شمولية لأمن الطاقة لتصحيح هذا التفاوت، ويجب على البلدان المصدرة للطاقة أيضًا معالجة هذه المخاطر من خلال تطوير وصياغة سياسات وإستراتيجيات شاملة لأمن الطاقة، التي من شأنها أن تساعد في تحديد التحديات والتهديدات، بالإضافة إلى الحاجة إلى أدوات سياسية قابلة للتطبيق. ولتقييم وإدارة أمن الطاقة من منظور المصدرين، استفاد باحثو كابسارك من أحد أكثر الأدوات الاقتصادية استخدامًا ورصانة في الصناعة المالية، وهي نظرية المحفظة الحديثة، إذ تسمح هذه النظرية بإنشاء نماذج يمكنها إيجاد التوازن بين تعظيم عوائد الاستثمارات وتقليل المخاطر المصاحبة اعتمادًا على أولويات المستثمر. ففي ورقة نقاش بعنوان "أمن الطاقة وتنويع المحفظة: من منظور المصدرين"، أنشأ الباحثون محفظتين لخمس دول خليجية باستخدام البيانات الفعلية لصادرات النفط في عام 2018م (ألفين وثمانية عشر)، ما سمح للباحثين بتقييم التوازن بشكل منفصل بين المخاطر والركيزتين الأساسيتين لأمن الطاقة لدى المصدرين، وهما زيادة حجم الصادرات وتحسين الأسعار. ومن بين هاتين المحفظتين، فحصت المحفظة الأولى نمو حجم الصادرات النفطية، وتمثل المفاضلة بين التركيز على عدد أقل من المشترين الذين يمكنهم توفير نمو أعلى للصادرات من ناحية، ووجود مخاطر أقل من خلال توفير قاعدة أكثر تنوعًا من المشترين من ناحية أخرى. بينما قامت المحفظة الثانية بدراسة أسعار الصادرات النفطية، وتمثل المفاضلة بين المحفظة ذات المخاطر العالية التي تركز على عدد أقل من المشترين الذين يقدمون أفضل شروط للأسعار، ومحفظة أكثر أمانًا وتنوعًا مع عائد متوقع أقل. ومن بين الدول محل الدراسة، أظهر التحليل أن المملكة العربية السعودية كونت أكثر المحافظ فعالية للصادرات النفطية مع التركيز على ضمان نمو حجم الصادرات، تليها الكويت والإمارات العربية المتحدة. بينما تمتلك كل من قطر وعمان هياكل محافظ ونماذج مخاطر دون المستوى الأمثل. بعد ذلك حاول باحثو كابسارك فهم تأثير الأحداث العالمية على أمن الطاقة في مجلس التعاون لدول الخليج العربية بشكل أفضل، فطوروا ثلاثة سيناريوهات لاختبار مرونة محافظ دول مجلس التعاون الخليجي في مواجهة الطلب الخارجي والصدمات اللوجستية، وهي زيادة الطلب الصيني على النفط، وإعادة توزيع الصادرات، وإغلاق مضيق ملقا. في السيناريو الأول، قد تؤدي زيادة الطلب على النفط من الصين بنسبة 20٪ عن مستويات خط الأساس لعام 2018م إلى تحسين أداء المملكة العربية السعودية والإمارات العربية المتحدة، لكنها ستزيد من تقلب محافظ الصادرات في الكويت وسلطنة عمان على وجه الخصوص. في السيناريو الثاني، سيؤدي تخفيض الصادرات النفطية إلى الولايات المتحدة الأمريكية بنسبة 20٪ مقارنة بمستويات خط الأساس لعام 2018م إلى زيادة بسيطة في مستويات مخاطر محفظة الصادرات في الكويت والمملكة العربية السعودية فقط، بشرط توزيع هذه الصادرات بشكل متناسب على مشترين آخرين، إلا أن ذلك سيؤدي أيضًا إلى تحسين أسعار التصدير بشكل طفيف لكلا البلدين. في السيناريو الثالث، سيؤدي إغلاق مضيق ملقا إلى انخ

    7 min

  8. 02/03/2021

    انتقال المملكة العربية السعودية إلى اقتصاد الهيدروجين: نقلة نوعية

    [:en]Podcast script:   Saudi Arabia is committed to transitioning to a cleaner and more sustainable energy system, which is an essential input into most industrial sectors' production processes, and is required for export diversification and import substitution strategies. Saudi Arabia has already made significant strides under Vision 2030 in terms of diversifying energy sources and increasing local content, by developing new industrial sectors and taking advantage of existing supply chains. At the moment, blue and green hydrogen are increasingly gaining international prominence as some of the most promising clean energy sources and exports.   Green hydrogen can be produced by utilizing renewable energy to break down water into hydrogen and oxygen molecules through electrolysis. Saudi Arabia is specially equipped to adopt green hydrogen because of its land abundance and its optimal location with a high capacity factor for renewable energy. Moreover, the Saudi industrial sector is showing a great appetite for developing blue hydrogen production capacity and technologies, which are based on creating blue hydrogen from natural gas through steam methane reformation, while simultaneously capturing any resultant carbon for later usage or storage. Later, green and blue hydrogen can be used for domestic energy usage or exported in the form of ammonia for global buyers as a source of income.   Hydrogen is a clean energy carrier; it could deliver or store enormous amounts of energy and then be used in the industry, transport, and electricity sectors. However, the adoption of hydrogen remains constrained by its costs. Recently, the last and noticeable decline in the costs of renewable energy sources has highlighted the potential of hydrogen and makes green hydrogen production more feasible than before. Moreover, the escalation of global environmental protection policies and climate change mitigation measures are leading to increasing the costs of conventional energy sources, hence, improving the outlook for hydrogen. For all these reasons taken together, Saudi Arabia can rely less on domestic oil thanks to green hydrogen production, especially with the ongoing trend of decreasing costs of solar photovoltaic generation globally. Bloomberg New Energy Finance data indicates that the levelized cost of green hydrogen will drop to an average of $1.2 per kilogram by 2050, while the average cost was equivalent to $3.5 per kilogram in 2019. Saudi policymakers are currently assessing the current and possible progress for the future deployment of hydrogen production projects, and are aiming to achieve positive returns on investments in hydrogen technologies, as well as helping Saudi Arabia to gain the first-mover advantage in its transition from a petrostate to an electrostate.   In August of 2020, NEOM announced a $5 billion Saudi green hydrogen plant powered by 4 gigawatts of renewable energy. It aims to produce 650 tonnes of hydrogen by 2025 and export it to the global market to be the world's biggest hydrogen project announced so far. In addition, Saudi Aramco announced its first shipment of hydrogen from Saudi Arabia to Japan in September 2020. The 40 tonnes of high-grade blue ammonia in the shipment, which is meant for use in zero-carbon power generation, marks the first of its kind worldwide. In this regard, Saudi Arabia is going through a paradigm shift by adopting hydrogen and activating the Circular Carbon Economy. During its G20 presidency, Saudi Arabia promoted clean energy transition through the Circular Carbon Economy, comprising 4(Rs) strategies. First, Reduce the amount of carbon entering the atmosphere through energy efficacy and using zero-carbon energy supplies. Second, Reuse carbon by capturing and converting it to another useful feedstock. Third, Recycle carbon by transforming it into fertilizer, cement, or synthetic fuels. Fourth, Remove carbon from the system and store it geologically or chemically.   To view the full study   Authors: Hatem Al Atawi and Abdulelah Darandary[:ar]نص الحلقة: إن المملكة العربية السعودية ملتزمة بالانتقال إلى نظام طاقة أنظف وأكثر استدامة. إذ تُعد الطاقة مدخلًا أساسيًا في معظم عمليات الإنتاج في القطاع الصناعي، وعنصرًا لا غنى عنه في تنويع الصادرات وإستراتيجات استبدال الواردات. وقد قطعت المملكة العربية السعودية شوطًا كبيرًا في إطار رؤية 2030 من حيث تنويع مصادر الطاقة وزيادة المحتوى المحلي، وذلك من خلال تطوير قطاعات صناعية جديدة والاستفادة من سلاسل الإمداد الحالية. أما في الوقت الحاضر، فشهرة الهيدروجين الأخضر والأزرق تزايدت على مستوى دولي باعتبارهما صادرات قيمة ومصادر واعدة للطاقة النظيفة. وللحصول على الهيروجين الأخضر، تغذي مصادر الطاقة المتجددة عمليات التحليل الكهربائي للماء وتفككه إلى جزيئات الهيدروجين والأكسجين. وتتطلب هذه العملية عددًا من العوامل التي نجدها متكاملة في المملكة العربية السعودية، ما يجعلها مثالية وجاهزة لاعتماده، ومنها وفرة أراضيها، وموقعها الأمثل ذو المعامل عال السعة لمصادر الطاقة المتجددة. كما يبدي القطاع الصناعي السعودي إقبالًا كبيرًا على تطوير إمكانات وتقنيات الهيدروجين الأزرق، الذي ينتج باستخدام الغاز الطبيعي عبر إصلاح بخار الميثان والتقاط النواتج الكربونية بالتزامن مع إعادة استخدامها أو تخزينها للاستخدام في وقت لاحق. ويمكن فيما بعد توظيف الهيدروجين الأخضر والأزرق للاستخدام المحلي للطاقة أو اعتبارهما مصدر دخل عير تصديرهما في شكل أمونيا للمشترين العالميين. الهيدروجين هو ناقل للطاقة النظيفة ويمكنه توفير وتخزين كميات هائلة من الطاقة، ومن ثم استخدامها في قطاعات الصناعة والنقل والكهرباء. إلا أن اعتماد الهيدروجين ظل مقيدًا بتكاليفه المرتفعة إلى وقت قريب، حتى سُلط عليه الضوء مؤخرًا بعد الانخفاض الأخير الملحوظ في تكاليف مصادر الطاقة المتجددة، مما يجعل إنتاج الهيدروجين الأخضر أكثر جدوى من ذي قبل، لا سيما مع تصاعد سياسات حماية البيئة العالمية وتدابير التخفيف من تغير المناخ التي تزيد من تكاليف مصادر الطاقة التقليدية، ما ينعكس إيجابًا ويحسن النظرة المستقبلية للهيدروجين. لهذه الأسباب مجتمعة تستطيع المملكة العربية السعودية أن تصبح أقل اعتمادًا على النفط المحلي بفضل إنتاج الهيدروجين الأخضر، لا سيما مع التوجه العالمي المستمر لخفض تكاليف توليد الطاقة الشمسية الكهروضوئية، إذ تشير بيانات بلومبيرغ نيو إنرجي فايننس إلى انخفاض التكلفة الموحدة للهيدروجين الأخضر إلى متوسط دولار وعشري دولار أمريكي للكيلوغرام في عام 2050، بينما كان متوسط التكلفة يعادل ثلاثة دولارات ونصف دولار أمريكي (3.5) للكيوغرام في عام 2019. يقوم صانعو السياسات السعوديون بتقييم التقدم الحالي للاستخدام الراهن أو المستقبلي لمشاريع الطاقة المتجددة في المملكة، وذلك بهدف تحقيق عوائد إيجابية على الاستثمار في تقنيات الهيدروجين ومنح المملكة العربية السعودية ميزة الريادة، ما يعينها في انتقالها من دولة تعتمد كثيرًا على النفط إلى دولة تعتمد على الكهرباء. وفي هذا الشأن، أعلنت نيوم في شهر أغسطس من عام 2020 عن إنشاء مصنع سعودي للهيدروجين الأخضر بقيمة خمسة مليارات دولار أمريكي يعمل بسعة أربعة جيجاواط من الطاقة المتجددة، ويهدف إلى إنتاج 650 طنًا من الهيدروجين بحلول عام 2025 وتصديره للأسواق العالمية، ليكون أكبر مشروع هيدروجين في العالم. كما أعقب ذلك إعلان أرامكو السعودية في سبتمبر من عام 2020 عن تصديرها لليابان أربعين طنًا من الأمونيا الزرقاء عالية الجودة والمخصصة لاستخدامها في توليد الطاقة منعدمة الانبعاثات الكربونية، وهي الشحنة الأولى من نوعها في جميع أنحاء العالم. تمر المملكة حاليًا بنقلة نوعية من خلال اعتمادها الهيدروجين وتفعيل الاقتصاد الدائري للكربون، فقد أيدت المملكة العربية السعودية خلال رئاستها لمجموعة العشرين تحولات الطاقة النظيفة من خلال الاقتصاد الدائري للكربون الذي

    7 min

  9. 02/16/2021

    التخزين على نطاق المرافق: عملاق نائم أم مجرد سراب؟

    [:en]Podcast script:   The world is witnessing a growing demand for electricity. This has fueled a move toward renewable and cleaner energy sources, as many experts anticipate that over 70% of the needed global system capacity will come from solar and wind energy by 2050. The rapid growth of renewables is driven by the increasing numbers of micro-grids, continued renewable energy penetration in the global power sector, and progress in electromobility.   However, renewable energy projects are confronted with a very significant obstacle that hinders their large-scale deployment. By their innate characteristics, wind and solar power are intermittent. Solar generation operations cease at night, and wind turbines stop rotating when air currents are not strong enough to generate momentum. This cyclical trait conflicts with the electrical grid operators’ duty of maintaining a continuous balance between supplied electricity and its demand. If that fine balance is disturbed, the grid will collapse causing power outages and blackouts. One of the possible solutions to overcome this issue is to utilize large-scale energy storage technologies.   The current technological advancements and downward cost trajectories of the energy storage sector could help to mitigate large fluctuations in grid supply. However, several technological and regulatory challenges facing energy storage remain, making this issue relevant for a number of key energy stakeholders, including the market’s participants, regulators, and consumers.   In their workshop brief, titled: “Utility-Scale Storage: Sleeping Giant or Mirage?” KAPSARC’s researchers discussed key opportunities and challenges related to energy storage technologies’ deployment, and sought to formulate a better understanding of how energy storage might evolve. The researchers noted that energy storage technologies are an enabler of increased integration of renewable generation in the power sector, as they can be deployed at the generation, transmission, and distribution segments of the energy supply chain, making storage technologies especially attractive for vertically integrated utilities. They can also compete in energy, capacity, and ancillary markets. In short, storage can act both as an energy provider and as a load.   From a technological standpoint, there are four types of energy storage technologies that are available in the market at this moment, which are electrochemical, electrical storage, mechanical storage, and thermal. Out of these four types, electrochemical storage is expected to become the most prevalent, with a market cap that is expected to reach $4 billion by 2025. The cost of battery technology is expected to decrease substantially due to increased efficiency gains within the battery supply chain and upscaling of manufacturing.   At the same time, the multiple functions of energy storage make it difficult to regulate, and stand in the way of wider and speedier storage deployment. Currently, there is no market sophisticated enough to accommodate storage technologies and all of their capabilities, which is mainly due to the insufficient clarity on long-term revenues that would result from deploying energy storage. Moreover, there are currently no markets for possible offered services, like avoiding thermal generation starts, increasing system efficiency, ramping/following, and black starts.   In terms of finance, most storage projects have been financed through equity and government grants; however, they have inherited regulations that don’t cover all of the services they offer as mentioned earlier, which limits their revenue streams that reward performance. Hence, investors are very reluctant to enter this nascent field. Yet, several countries and utilities have taken progressive steps to enable further energy storage deployments, such as is the case in the United States, Australia, Germany, and Italy.   Among the steps that these countries took are allowing energy storage to compete in all markets, revising interconnection processes to include storage, encouraging hybridization, setting procurement targets for renewable and storage projects, offering subsidies and rebates through green energy financing programs, and rewarding performance (such as faster response times and ramping). If correctly employed, there is reasonable evidence to be optimistic that energy storage will deliver on its potential and be an important part of the future of global energy.   To view the full study   Author: Amro Elshurafa[:ar]نص الحلقة: يشهد عالمنا طلباً متزايداً على الكهرباء، مما نشّطَ الحراك نحو مصادر الطاقة المتجددة والنظيفة، إذ يتوقع العديد من الخبراء أن أكثر من 70% من قدرة النظام العالمي المطلوبة ستأتي من الطاقة الشمسية وطاقة الرياح بحلول عام (2050م). ويعزى النمو السريع لمصادر الطاقة المتجددة إلى زيادة أعداد الشبكات الكهربائية الصغيرة، واستمرار تغلغل الطاقة المتجددة في قطاع الطاقة العالمي، والتقدم التقني في المركبات الكهربائية. إلا أن مشاريع الطاقة المتجددة تواجه عقبة كبيرةً للغاية تعيق من انتشارها على نطاقٍ واسعٍ، فطاقة الرياح والطاقة الشمسية متقطعتان بطبيعتهما، إذ تتوقف عمليات توليد الطاقة الشمسية ليلاً، وتتوقف توربينات الرياح عن الدوران عندما لا تكون التيارات الهوائية قويةً بما يكفي لتوليد الزخم، وتتعارض هذه السمة الدورية مع واجب مشغلي الشبكة الكهربائية في الحفاظ على توازنٍ مستمرٍ بين الكهرباء المُوردة والطلب عليها، إذ ستنهار الشبكة الكهربائية إذا ما اضطرب هذا التوازن الدقيق، مما يتسبب في انقطاع التيار الكهربائي عن المستهلكين. وإن أحد الحلول الممكنة للتغلب على هذه المشكلة هو استخدام تقنيات تخزين الطاقة على نطاقٍ واسعٍ. إن التقدم التقني الحالي في قطاع تخزين الطاقة والمسار التنازلي المتوقع لتكلفته يمكن أن يساعدان في التخفيف من التقلبات الكبيرة في إمدادات الشبكة، ولكن ما تزال هناك العديد من التحديات التقنية والتنظيمية التي تواجه تقنيات تخزين الطاقة، مما يجعل هذه القضية وثيقة الصلة بعدد من أصحاب المصلحة الرئيسين في مجال الطاقة، بما في ذلك الجهات التنظيمية، والمشاركين في السوق، والمستهلكين. وفي موجز ورشة العمل بعنوان: "التخزين على نطاق المرافق: عملاق نائم أم مجرد سراب؟"، ناقش باحثو كابسارك الفرص والتحديات الرئيسة المتعلقة بنشر تقنيات تخزين الطاقة، وسعوا إلى صياغة فهم أفضل لكيفية تطور هذا القطاع. ولقد أشار الباحثون إلى أن تقنيات تخزين الطاقة هي عامل تمكين لزيادة تكامل تقنيات توليد الطاقة المتجددة مع قطاع الطاقة، إذ يمكن نشرها في قطاعات التوليد والنقل والتوزيع لسلسلة إمداد الطاقة، مما يجعل تقنيات التخزين جذابة بشكل خاص للمرافق المتكاملة رأسياً، ويمكنها أيضاً التنافس في أسواق الطاقة والقدرة والأسواق المساعدة، وذلك لأن تقنيات التخزين يمكن أن تعمل كمُزودٍ للطاقة أو كحِملٍ. ومن وجهة نظر تقنيةٍ، توجد أربعة أنواع من تقنيات تخزين الطاقة المتوفرة في السوق حالياً، وهي التخزين الكهروكيميائي، والكهربائي، والميكانيكي، والحراري. ويُعتقد أن التخزين الكهروكيميائي سيصبح الأكثر انتشاراً من بين هذه الأنواع الأربعة، إذ يُتوقع أن تصل القيمة السوقية له إلى أربعة مليارات دولارٍ بحلول سنة (2025م). ومن المتوقع أيضًا أن تنخفض تكلفة تقنية البطاريات بشكلٍ كبيرٍ بسبب زيادة مكاسب الكفاءة داخل سلسلة توريد البطاريات ورفع كميات التصنيع. إن الوظائف المتعددة لتقنيات تخزين الطاقة تجعلها -في الوقت نفسه- صعبة التنظيم، مما يقف في طريق نشر تقنيات التخزين على نطاق أوسع وأسرع. فحاليًا لا توجد سوق متطورة بما يكفي لاستيعاب تقنيات التخزين وجميع إمكانياتها، ويرجع ذلك أساساً إلى عدم الوضوح الكافي بشأن الإيرادات طويلة الأجل التي قد تنتج عن نشر تقنيات تخزين الطاقة. وعلاوةً على ذلك، لا توجد حالياً أسواق لجميع الخدمات المعروضة الممكنة، مثل تجنب تشغيل المولدات الحرارية، وزيادة كفاءة النظام، وإعادة تشغيل وحدة الطاقة ذاتياً. ومن حيث التمويل، تمُوّل معظم مشاريع التخزين عبر المنح الح

    7 min

  10. 03/02/2021

    تطوير وتنقيح الاتجاهات السائدة لتحسين سلاسل القيمة في الولايات المتحدة الأمريكية : عامل النفط الصخري

    [:en]Podcast script:   Shale oil is another name for the more technical term: light tight oil (LTO). It is characterized by being sweet due to its low sulfur content of 0.2%, and light for being less viscous with average API gravity between 35o and 55o API. It exists in many geological formations around the world, but the vast reserves of LTO in the United States are located in the Permian, Eagle Ford, and Bakken basins. In these regions, LTO became more economically viable to produce during the last couple of decades, thanks to technological innovation, easy access to low-cost financing, high crude oil price environments, and efficient, repeatable upstream development workflows by small independent producers.     In addition to the aforementioned factors, the United States congress repealed a 40-year-old, self-imposed ban on oil exports back in 2015, which allowed the American oil producers to compete in the international markets. These conditions drove the production of LTO to its peak, which exceeded 8 million barrels per day in early 2020, thereby transforming the United States of America from a net importer to a net exporter of petroleum. The LTO crude production boom transformed the landscape of the whole U.S. oil and gas sector across the entire oil value chain, which posed several unique challenges, such as oil refineries reconfiguration and optimization, midstream bottlenecks and investments, and shifting trade flows.     As for the first challenge, the introduction of large quantities of LTO to the current installations of oil refineries faced some serious obstacles. There are several types of refineries; each is a uniquely designed processing plant that is tailored to accommodate a certain type of input crudes, and works to reform crude to produce different outputs of oil derivatives. The problem is that the U.S.’s LTO contains a high content of naphtha and very low heavy residue yields, which is very different from some of the imported light oils that the U.S. refineries are used to processing historically.     The U.S.’s oil industry has foreseen this issue since the early 2000s, and has gradually increased its processing capacity of LTO crudes. In July 2020, about 37% of the U.S. refineries’ diet consisted of LTO crude, while 23% of it was based on conventional oil, and the remaining 40% was imported heavy oil. Likewise, many U.S. refineries in the past two decades have intensified their investments in crude oil resilience projects to process broader slates of crude oil, such as the much cheaper heavy sour and Canadian heavy oil.     Additionally, the refineries’ processing capacity was optimized by blending the LTO with heavier crude oils, based on quality, yield, and cost differentials. Blending tight oils with heavy waxy crude makes sense, as the blend can result in a desirable processing profile for many refiners. However, this can also lead to compatibility issues if blending was not optimized. This lack of compatibility required large-scale reconfiguration and optimization initiatives of the existing oil refineries.     Hence, the American refineries were able to mitigate several processing challenges of the new LTO, such as equipment fouling, high system pressure issues, and underutilized units. This move significantly improved the profit margins due to the utilization of cheaper crude feedstock. However, although most of the refineries on the U.S. Gulf Coast were gradually increasing the LTO in their refineries’ crude diet, it was impossible for all refineries to keep pace due to several reasons, the most important of which is the second challenge: midstream bottlenecks.     One of the main constraints that prevent the full utilization of LTO is the lack of a pipeline system linking producing fields and refineries. To make up for the shortage, railways and trucks are currently used to transport oil, which in turn affects the price and the demand for it. Similarly, future projects that integrate the U.S. refining and petrochemical complexes can overcome the downstream challenges of LTO, by using compatible processing unit designs such as metallurgy and capacity. It will also contribute to increased efficiency, decreased cost, increased stream integration, processing synergies, and operational flexibility.     New initiatives, such as crude-to-chemicals facilities, could provide greater yields from final products by using optimized conversion processes. In a matter of few years, the U.S. may have the highest petrochemical industry growth globally, mainly due to the rise in its production of tight oil and shale gas.     To view the full study     Author: Malik Selemankhel[:ar]نص الحلقة: النفط الصخري هو اسم آخر للمصطلح التقني "النفط المحكم" الذي يصنف بكونه حلوًا نظرًا لانخفاض محتواه من الكبريت عند نسبة (0.2٪) ، كما أنه خفيف لكونه قليل اللزوجة بمتوسط قياس للكثافة النوعية يتراوح بين (35) درجة مئوية و (55) درجة مئوية. ويوجد النفط المحكم الخفيف في العديد من التكوينات الجيولوجية حول العالم، ولكن الاحتياطيات الهائلة منه في الولايات المتحدة تقع في أحواض بيرميان وإيجل فورد وباكن. ولقد أصبح النفط المحكم الخفيف في هذه المناطق أكثر جدوى من الناحية الاقتصادية للإنتاج خلال العقدين الماضيين، بفضل الابتكار التقني، وسهولة الوصول إلى التمويل منخفض التكلفة، وأسعار النفط الخام المرتفعة، وتحسن قدرة المنتجين المستقلين الصغار على تطوير تدفقات العمل التنموية الفعالة القابلة للتكرار. وبالإضافة إلى العوامل المذكورة أعلاه، ألغى الكونجرس الأمريكي  في عام (2015م) حظرًا فرضه بنفسه منذ (40) عاماً على تصدير النفط الأمريكي، ما سمح لمنتجي النفط الأمريكيين بالمنافسة في الأسواق الدولية. ولقد دفعت هذه الظروف مجتمعة إنتاج النفط المحكم الخفيف إلى ذروته التي تجاوزت ثمانية ملايين برميل يوميًا في أوائل عام (2020م)، فتحولت الولايات المتحدة الأمريكية من مستورد صافٍ إلى مُصدّر صافٍ للنفط. وأدى ازدهار إنتاج النفط المحكم الخفيف إلى تغير المشهد في قطاع النفط والغاز الأمريكي على امتداد كامل سلسلة قيمة النفط، مما فرض العديد من التحديات الفريدة، مثل إعادة تشكيل مصافي النفط وتحسينها، وعقبات المرحلة الوسيطة والاستثمار فيها، وتحولات التدفقات التجارية. بالنسبة للتحدي الأول، واجه إدخال كميات كبيرة من النفط الخفيف في عمليات التقطير الحالية لمصافي النفط بعض العقبات الخطيرة، فهناك عدة أنواع من المصافي وكل منها عبارة عن مصنع معالجة مصمم بشكل فريد لاستيعاب نوع معين من المدخلات الخام، وتعمل المصفاة على إعادة تشكيل الخام لتنتج مخرجات مختلفة من المشتقات النفطية. وتكمن المشكلة في أن النفط المحكم الخفيف في الولايات المتحدة يحتوي على نسبة عالية من النافتا وكمية منخفضة للغاية من الرواسب الثقيلة التي تختلف تمامًا عن بعض أنواع النفط الخفيفة المستوردة التي عالجتها سابقًا مصافي التكرير الأمريكية. توقعت صناعة النفط في الولايات المتحدة حدوث هذه المشكلة منذ بداية الألفية الثانية، فزادت تدريجيًا من قدرتها على معالجة خامات النفط المحكم الخفيف، إذ تشير البيانات المتوفرة في يوليو من عام (2020م) إلى أن قرابة (37٪) من المدخلات لمصافي التكرير الأمريكية تألفت من خام النفط المحكم الخفيف، في حين أن (23٪) منها اعتمدت على النفط التقليدي، بينما كانت الـ (40٪) المتبقية مؤلفة من النفط المستورد الثقيل. وبالمثل، كثفت العديد من مصافي التكرير الأمريكية في العقدين الماضيين استثماراتها في مشاريع مرونة النفط الخام لمعالجة قوائم أوسع من النفط الخام، مثل النفط الحامض الثقيل والنفط الثقيل الكندي الأرخص ثمنًا. وبالإضافة إلى ذلك حُسِّنت قدرة المصافي للمعالجة من خلال مزج النفط المحكم الخفيف بالنفط الخام الثقيل، بناءً على الجودة والإنتاجية وفرق التكلفة. ويعتبر مزج النفط المحكم مع الخام الشمعي الثقيل أمرًا منطقيًا، إذ يمكن أن يؤدي المزيج إلى تكوين ملف معالجة مرغوب لدى العديد من المصافي. إلا أن ذلك يمكن أن يؤدي في نفس الوقت إلى مشكلات التوافق إذا لم يُحسن المزج، ويتطلب عدم التوافق هذا إعادة تشكيلٍ واسعة النطاق ومبادرات تحسين

    8 min
  • 10 Episodes

About

حلقات صوتية باللغة العربية، توجز مختلف الدراسات التي تتناول اقتصاديات الطاقة، وسياساتها، وتقنياتها، والقضايا البيئية المرتبطة بها

Information

  • Creator
    مركز الملك عبدالله للدراسات والبحوث البترولية
  • Episodes
    10
  • Rating
    Explicit
  • Copyright
    © 2019 KAPSARC
  • Show Website
    موجز الدراسات