Acordo de comércio de etano e sistema

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5 pensamentos sobre o "sistema de comércio de fluxo" & rdquo;
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Perfil Industrial de Petroquímicos.
Índice.
Introdução.
Os produtos petroquímicos são uma categoria de produtos químicos orgânicos derivados principalmente de duas matérias-primas: os líquidos de gás natural (LGN) obtidos de usinas de processamento de gás natural e as correntes de refinaria de petróleo, como a nafta e o gasóleo leve.
Petroquímicos primários são reagidos para formar petroquímicos secundários, outros produtos químicos ou polimerizados para formar resinas sintéticas. Estes, por sua vez, são incorporados em uma grande variedade de produtos industriais e de consumo. No Canadá, o etileno é o principal produto petroquímico fabricado na maior quantidade a partir de qualquer matéria-prima utilizada. O etileno é produzido em Alberta, Ontário e Quebec e usado em plantas próximas para produzir derivados incluindo óxido de etileno, etilenoglicol, etileno dicloreto e monômero de cloreto de vinila e polimerizado em resinas sintéticas incluindo polietileno, cloreto de polivinila, poliestireno e borracha sintética. Os níveis relativos de produção para os principais petroquímicos são mostrados na Figura 1.
Figura 1: Produção Petroquímica Relativa (em toneladas)
Fonte: Estatísticas do Canadá e estimativas de Inovação, Ciência e Desenvolvimento Econômico do Canadá.
Estrutura e Desempenho da Indústria.
Em comparação com a média geral de fabricação, a Figura 2 mostra que a indústria petroquímica tem um nível muito alto de produção por empregado, refletindo a intensidade de capital dessa indústria.
Figura 2: Remessas por Empregado (milhares de dólares canadenses constantes em 2002)
Fonte: Statistics Canada.
A indústria emprega uma força de trabalho altamente qualificada, como evidenciado pelos altos níveis salariais médios em comparação com toda a fabricação na Figura 3.
Figura 3: Salários médios (milhares de dólares canadenses constantes de 2002)
Fonte: Statistics Canada.
Clusters Regionais.
As plantas petroquímicas do Canadá estão concentradas em Alberta, Ontário e Quebec, como mostra a Figura 4.
Figura 4: Distribuição Regional dos Estabelecimentos (porcentagem do total)
Fonte: Statistics Canada.
Em 2010, as exportações de produtos petroquímicos foram de US $ 2,4 bilhões e as importações de US $ 0,9 bilhões, por um forte superávit comercial de US $ 1,5 bilhão. Tendências na orientação comercial são mostradas na Figura 5. As exportações canadenses representaram 39% dos embarques em 2010, e as importações representaram 19% do mercado interno.
Figura 5: Orientação Comercial (percentagem do total)
Fonte: Statistics Canada.
A proporção de exportações canadenses para os Estados Unidos aumentou de 64% em 1992 para 100% em 2010. A proporção de nossas importações provenientes dos Estados Unidos foi de 95% em 2010. A forte predominância de nosso comércio com os Estados Unidos reflete a a vantagem tarifária resultante do Acordo de Livre Comércio da América do Norte e o impacto que o transporte exerce sobre a competitividade em um dado mercado.
Não há tarifas sobre produtos petroquímicos importados para o Canadá (por exemplo, a tarifa da nação mais favorecida do Canadá é 0%).
Globalmente, muitos dos principais países produtores de petroquímicos participaram da Rodada Uruguai de negociações comerciais multilaterais no âmbito do Acordo Geral sobre Tarifas e Comércio (GATT). As tarifas de exportação do Canadá para outros países são altamente variáveis. Para países como o Canadá que assinaram o Acordo de Harmonização de Tarifas de Produtos Químicos (CTHA), todas as tarifas de produtos petroquímicos cairão para 0% quando o Acordo estiver totalmente implementado.
Relação com Petróleo e Gás Natural.
Matéria-prima e utilidades constituem quase dois terços dos custos de fabricação de produtos petroquímicos. Os preços baixos da matéria-prima são, portanto, críticos para o sucesso das operações canadenses. Não apenas o petróleo e o gás são usados ​​como combustíveis, mas também são a fonte da maioria das matérias-primas usadas para produzir petroquímicos.
Enquanto o petróleo é há muito tempo uma mercadoria comercializada globalmente e os preços tendem a ser mais ou menos iguais em todas as regiões, o gás natural é uma commodity regional, com grandes variações nos preços observados de uma parte do mundo para outra. O gás só foi transportado da fonte para os mercados em situações em que a construção de um gasoduto era econômica. O gás natural lificado (GNL) abre outra opção para mover o gás dos chamados reservatórios encalhados para os mercados e, assim, aproxima o gás natural de se tornar uma commodity global. Actualmente, menos de 10 por cento do gás natural global é movido como GNL e este rácio precisará de ser muito mais elevado antes de começarmos a ver uma equalização significativa dos preços à escala global. Na América do Norte, o gás natural é atualmente abundante e relativamente barato. Como resultado, sempre que possível, os produtores petroquímicos norte-americanos estão utilizando matérias-primas obtidas do gás natural. Na maioria das outras partes do mundo, onde o gás não é tão abundante, o petróleo é a matéria-prima petroquímica dominante.
Tecnologia.
O acesso à tecnologia normalmente não é um problema para esse setor no Canadá. Na maioria das vezes, as tecnologias de processo e produto utilizadas estão atualizadas, seja como resultado de desenvolvimento interno ou por meio de contratos de licenciamento com empresas controladoras ou outros provedores de tecnologia. Algumas dessas tecnologias foram desenvolvidas no Canadá, mas a tendência nessa indústria tem sido centralizar as atividades de P & D próximas à matriz e, com exceção da NOVA Chemicals, todos os principais centros de pesquisa estão fora do Canadá.
Problemas ambientais.
A indústria petroquímica do Canadá, juntamente com outros setores químicos e afins, deve lidar com uma variedade de questões ambientais abordadas pelos órgãos reguladores federais, provinciais e municipais, incluindo:
Canadá & # 8211; EUA Comparação.
As indústrias petroquímicas no Canadá e nos EUA são estruturalmente bastante semelhantes. Nos EUA, a principal região produtora de petroquímicos é ao longo da costa do Golfo no Texas e na Louisiana. A Figura 6 compara as remessas por empregado nos dois países com base em dólares canadenses constantes.
Figura 6: Comparação entre os Estados Unidos e Canadá, Remessas por Empregado (milhares de dólares canadenses constantes em 2002)
Fonte: Statistics Canada e Departamento de Comércio dos EUA.
A Figura 7 compara salários médios nas duas indústrias.
Figura 7: Comparação dos Estados Unidos com os salários médios (milhares de dólares canadenses constantes de 2002)
Fonte: Fonte: Statistics Canada e Departamento de Comércio dos EUA.
A Figura 8 mostra as margens brutas (como proxy de rentabilidade) para as duas indústrias.
Figura 8: Comparação entre os Estados Unidos e Canadá, Margens Brutas (porcentagem do total)
Fonte: Fonte: Statistics Canada e Departamento de Comércio dos EUA.
Perspectivas para o futuro.
As instalações canadenses competem com produtores sediados nos Estados Unidos, principalmente com plantas localizadas ao longo da Costa do Golfo dos EUA. Instalações em Ontário e Quebec estão melhor situadas do que aquelas na Costa do Golfo para abastecer a grande base de clientes no nordeste e centro dos Estados Unidos e Canadá. Commodities fabricadas em Alberta são em grande parte enviadas para os mercados dos EUA central e ocidental ou offshore.
As empresas químicas globais estão realizando a maior parte de seus novos investimentos no Oriente Médio e na Ásia-Pacífico. Nova capacidade tem sido atraída para o Oriente Médio por matérias-primas de baixo custo, e essa produção é destinada a mercados de exportação na Ásia e na Europa. A atração na Ásia-Pacífico é a proximidade de mercados em expansão. Apesar de um grande aumento na capacidade petroquímica, a região Ásia-Pacífico continuará sendo um grande importador líquido no futuro previsível.
A maior parte do crescimento recente da indústria canadense ocorreu em Alberta, baseada quase exclusivamente em matérias-primas de gás natural. Existem dois principais complexos petroquímicos na província. Uma em Fort Saskatchewan, perto de Edmonton, é um cluster petroquímico integrado fortemente baseado em eteno e produtos derivados que oferece extensas interconexões de dutos, grande capacidade de armazenamento de cavernas subterrâneas para hidrocarbonetos (matérias-primas e produtos) e refinarias de petróleo próximas para matéria-prima aquisição e intercâmbio de co-produtos. O outro complexo da Joffre, perto de Red Deer, é um cluster integrado baseado exclusivamente em etileno e derivados. A Joffre está conectada ao Alberta Ethane Gathering System para suprimento de matéria-prima e é conectada por tubulação a Fort Saskatchewan, permitindo a movimentação de correntes de produtos entre os dois centros. Em Alberta, hoje, há volumes insuficientes de matéria-prima para suportar qualquer novo investimento importante. Novos desenvolvimentos são necessários para mudar esse cenário. Possíveis opções são a importação de matérias-primas de províncias ou estados vizinhos, utilizando matérias-primas de areias betuminosas e o desenvolvimento do gás do norte.
Em Ontário, Sarnia tem um complexo petroquímico integrado que fornece aos produtores petroquímicos grandes cavernas subterrâneas de armazenamento de sal, refinarias de petróleo próximas, extensa infraestrutura de oleodutos, um terminal de navios para transporte marítimo e acesso imediato a grandes clientes dos EUA e do Canadá por meio de excelentes redes de transporte. A maior parte do investimento recente em Ontário tem sido tornar as unidades de produção existentes mais eficientes por meio de "gargalos". Esforços estão em andamento para garantir suprimentos líquidos adicionais de gás natural a partir da formação de gás de xisto Marcellus. Se bem sucedido, isso poderia revigorar o cluster petroquímico na área de Sarnia.
Em Quebec, a indústria petroquímica está centrada em torno de Montreal e usa apenas matérias-primas baseadas em petróleo. O petróleo bruto chega a Montreal por navio-tanque ou via oleoduto de Portland, Maine. Embora em escala menor que Sarnia, Montréal também é um complexo petroquímico integrado que oferece refinarias de petróleo, um terminal de navios-tanque para embarques oceânicos e acesso aos mercados do leste e do centro do Canadá e dos Estados Unidos.

Transferência de energia forma uma joint venture para configurar o Ethane Export Facility.
Zacks Equity Research 20 de março de 2018.
A Energy Transfer Partners, L. P. (ETP - Free Report) está em parceria com a Satellite Petrochemical USA Corporation para a construção de uma instalação de exportação de etano na Costa do Golfo dos EUA. A joint venture (JV) será nomeada & quot; Orbit Gulf Coast NGL Exports & rsquo; e ajuda no fornecimento de etano à Satellite Petrochemical para suas instalações de craqueamento na província de Jiangsu. A nova instalação irá construir um tanque de etano refrigerado com capacidade de armazenamento de 800.000 barris e 175.000 barril por dia de instalação de refrigeração de etano.
Parceiros de Transferência de Energia, L. P. Price.
Alguns dos melhores jogadores do setor de energia incluem a Concho Resources Inc. (CXO - Relatório Livre), a Pioneer Natural Resources Company (RXD - Relatório Livre) e a Continental Resources, Inc. (CLR - Relatório Livre), cada uma com uma classificação de Zacks. # 1 (Compra Forte).
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sim: a única possibilidade (eu acho) enviar todas as informações para (alienvault.
Desinformação na ordem DVD.
Eu pedi DVD / Blueray "AL. A confidencial" tudo que eu consegui foi Blue ray & amp; um contato # para obter o DVD que não funcionou. Eu encomendo minha semana com Marilyn ____DVD / blue ray & amp; Eu peguei os dois - tolamente, assumi que o mesmo se aplicaria a L. A. ___ETC não. Eu não tenho uma máquina de raio azul ----- Eu não quero uma máquina de raio azul Eu não quero filmes blueray. Como obtenho minha cópia de DVD de L. A. Confidential?
yahoo, pare de bloquear email.
Passados ​​vários meses agora, o Yahoo tem bloqueado um servidor que pára nosso e-mail.
O Yahoo foi contatado pelo dono do servidor e o Yahoo alegou que ele não bloquearia o servidor, mas ainda está sendo bloqueado. CEASE & amp; DESISTIR.
Não consigo usar os idiomas ingleses no e-mail do Yahoo.
Por favor, me dê a sugestão sobre isso.
Motor de busca no Yahoo Finance.
Um conteúdo que está no Yahoo Finance não aparece nos resultados de pesquisa do Yahoo ao pesquisar por título / título da matéria.
Existe uma razão para isso, ou uma maneira de reindexar?
Procure por "turkey ******" imagens sem ser avisado de conteúdo adulto ou que o mostre.
O Yahoo está tão empenhado em atender os gostos lascivos das pessoas que nem posso procurar imagens de uma marca de "peitos de peru" sem ser avisado sobre conteúdo adulto? Apenas usando a palavra "******" em QUALQUER contexto significa que eu vou pegar seios humanos em toda a página e ter que ser avisado - e passar por etapas para evitá-lo?
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Por que, quando eu faço login no YahooGroups, todos os grupos aparecem em francês ?!
Quando entro no YahooGroups e ligo para um grupo, de repente tudo começa a aparecer em francês? O que diabos está acontecendo lá ?! Por alguma razão, o sistema está automaticamente me transferindo para o fr. groups. yahoo. Alguma ideia?
consertar o que está quebrado.
Eu não deveria ter que concordar com coisas que eu não concordo com a fim de dizer o que eu acho - eu não tive nenhum problema resolvido desde que comecei a usar o Yahoo - fui forçado a jogar meu antigo mensageiro, trocar senhas, obter novas messenger, disse para usar o meu número de telefone para alertar as pessoas que era o meu código de segurança, receber mensagens diárias sobre o bloqueio de yahoo tentativas de uso (por mim) para quem sabe por que como ele não faz e agora eu obter a nova política aparecer em cada turno - as empresas costumam pagar muito caro pela demografia que os usuários fornecem para você, sem custo, pois não sabem o que você está fazendo - está lá, mas não está bem escrito - e ninguém pode responder a menos que concordem com a política. Já é ruim o suficiente você empilhar o baralho, mas depois não fornece nenhuma opção de lidar com ele - o velho era bom o suficiente - todas essas mudanças para o pod de maré comendo mofos não corta - vou relutantemente estar ativamente olhando - estou cansado do mudanças em cada turno e mesmo aqueles que não funcionam direito, eu posso apreciar o seu negócio, mas o Ameri O homem de negócios pode vender-nos ao licitante mais alto por muito tempo - desejo-lhe boa sorte com sua nova safra de guppies - tente fazer algo realmente construtivo para aqueles a quem você serve - a cauda está abanando o cachorro novamente - isso é como um replay de Washington d c
Eu não deveria ter que concordar com coisas que eu não concordo com a fim de dizer o que eu acho - eu não tive nenhum problema resolvido desde que comecei a usar o Yahoo - fui forçado a jogar meu antigo mensageiro, trocar senhas, obter novas messenger, disse para usar o meu número de telefone para alertar as pessoas que era o meu código de segurança, receber mensagens diárias sobre o bloqueio de yahoo tentativas de uso (por mim) para quem sabe por que isso acontece e agora eu recebo a nova política em cada turno - as empresas costumam pagar muito pela demografia que os usuários fornecem para você ... mais.

Benefícios da liberalização do comércio.
Introdução aos Acordos Comerciais Regionais.
Os acordos comerciais regionais (RTAs) cobrem mais da metade do comércio internacional e operam ao lado de acordos multilaterais globais no âmbito da Organização Mundial do Comércio (OMC). Duas grandes lições políticas surgiram do trabalho da OCDE nessa área. A primeira é que os efeitos reais dos ACRs reforçam a necessidade de uma estrutura multilateral reforçada, particularmente quando o regionalismo leva a um efeito de retalhos entre membros e não membros dentro da região em questão e, assim, aumenta os custos de transação para os negócios. Uma segunda lição é que, embora algumas das consequências da atividade de ATR contribuam para o fortalecimento do quadro multilateral, algumas características das abordagens regionais podem complementar as regras multilaterais. O alcance dessa complementaridade decorre da contribuição que as iniciativas regionais podem dar à liberalização multilateral e ao estabelecimento de regras harmoniosas que vão além da OMC. Juntos, esses dois elementos geraram sinergias altamente eficazes entre abordagens nos níveis regional e multilateral.
Domínios de política em RTAs.
Regionalismo multilateral.
Esses documentos exploram a relação entre acordos regionais de comércio e o sistema multilateral de comércio sob a Organização Mundial do Comércio (OMC). Os elementos dos compromissos regionais da OMC podem ser multilaterizados? se sim, qual e como? Estes documentos avaliam as condições sob as quais os compromissos regionais em diferentes áreas políticas podem ser capazes de servir como blocos de construção. para a futura elaboração de políticas multilaterais.
Agricultura.
Este trabalho analisa o tratamento de questões agrícolas nos Acordos Comerciais Regionais e compara-o com o da OMC. Os relatórios abrangem o acesso ao mercado, subsídios, soluções comerciais e requisitos relacionados a sanitários & amp; medidas fitossanitárias (SPS) e barreiras técnicas ao comércio (TBT). Os estudos também avaliam o impacto econômico dos compromissos agrícolas nos ACRs e encontram efeitos na criação de comércio.
Barreiras Técnicas ao Comércio.
Estes estudos examinam as disposições legais relativas a regulamentos técnicos, normas e procedimentos de avaliação de conformidade nos ACR, avaliando o seu grau de semelhança e convergência com o Acordo da OMC sobre Barreiras Técnicas ao Comércio, bem como entre si. Uma análise dos ACR africanos descreve as medidas concretas que os países adotaram para reduzir as barreiras técnicas nos acordos Sul-Sul.
Restrições à Exportação.
As restrições e tarifas de exportação não receberam o mesmo grau de atenção nos acordos multilaterais de comércio e negociações do que a eliminação de tarifas de importação e restrições quantitativas. Este estudo sugere que existem várias maneiras pelas quais as disciplinas da OMC poderiam se beneficiar das abordagens encontradas em alguns ACRs na área de restrições às exportações.
Faciliação Comercial e Regras de Origem.
A relação entre os ACR e o sistema multilateral de comércio: facilitação do comércio (documento da OCDE, abril de 2002) A relação entre os ACR e o sistema multilateral de comércio: regras de origem (documento da OCDE, junho de 2002)
Contratação Pública.
A potencial multilateralização dos compromissos de compras governamentais em acordos comerciais regionais (RTAs) apresenta muitos problemas e desafios. Este estudo examina até que ponto os ACR vão para além do Acordo revisto de 2012 sobre Contratos Públicos (GPA) da Organização Mundial do Comércio. No geral, o estudo conclui que as partes não pertencentes ao GPA alcançaram o nível geral do AGP de compromissos de acesso a mercados nos seus ACRs.
Esses relatórios examinam os compromissos de cronogramas de serviços em uma seleção de ACRs e os compara com os compromissos correspondentes no âmbito do Acordo Geral sobre Comércio de Serviços (GATS). O trabalho avalia se os compromissos de serviços que os países assumiram nesses ACRs são indicativos dos tipos de concessões que os países podem estar dispostos a multilateralizar sob o GATS.
Meio Ambiente.
Esses documentos fazem um balanço dos desenvolvimentos recentes na inclusão de considerações ambientais nos Acordos Comerciais Regionais. Como as disposições ambientais estão sendo incorporadas nos RTAs? Qual é o impacto dos ACRs que contêm compromissos ambientais e como eles podem contribuir para o crescimento verde? Estes relatórios investigam a negociação, implementação e impacto de compromissos ambientais nos ACRs.
Investimento e Concorrência.
Os acordos regionais de comércio incluem cada vez mais uma cobertura abrangente do investimento e da concorrência. Esses estudos pesquisam os tipos de provisão de concorrência que foram negociados, bem como o tratamento do investimento e sua interação com os serviços. O trabalho também conclui que as disposições de investimento incorporadas nos ACRs estão positivamente associadas ao comércio e, em maior medida, aos fluxos de investimento.
Transparência.
Os ACR recentes podem ser creditados pela introdução de novos instrumentos que visam promover maior transparência e previsibilidade na política comercial internacional. Esses estudos revisam as práticas emergentes na transparência regulatória nos ACRs e investigam empiricamente seus determinantes e impacto econômico. A análise conclui que os ARCs com mecanismos mais sofisticados para aumentar a transparência parecem ser mais fortemente promotores de comércio do que aqueles com compromissos mais rasos quanto à transparência.
Para perguntas relativas ao trabalho da OCDE sobre acordos regionais de comércio, entre em contato com a Diretoria de Comércio e Agricultura da OCDE.

Finanças do Yahoo.
Maior Lucro Líquido e Expectativas de EBITDA Ajustado Impulsionadas pelo Crescimento de Volume e Recuperação Aumentada de Etano.
TULSA, Oklahoma, 22 de janeiro de 2018 / PRNewswire / - A ONEOK, Inc. (OKE) anunciou hoje as orientações financeiras e de volume de 2018. As expectativas de ganhos e crescimento de volume para o ano são impulsionadas principalmente pelos aumentos antecipados de volume de gás natural e gás natural (LGN) nas áreas STACK e SCOOP e nas bacias de Williston e Permian, e aumento da recuperação de etano.
Faixa de Orientação 2018.
( milhões de dólares )
EBITDA Ajustado (a)
Fluxo de caixa distribuível (a)
Gastos de capital de manutenção.
(a) EBITDA ajustado e fluxo de caixa distribuível são medidas não-GAAP. As reconciliações com as medidas relevantes dos GAAP estão incluídas neste comunicado à imprensa.
"Esperamos aumentar os volumes e os lucros em 2018, continuando a fornecer os serviços necessários aos nossos clientes, à medida que aumentam a produção nas bacias onde operamos", disse Terry K. Spencer, presidente e CEO da ONEOK. "Espera-se que a atividade de perfuração produtiva sustentada e o aumento das eficiências de perfuração, combinados com o aumento da demanda por etano de instalações petroquímicas e exportações, impulsionem o crescimento de volume em nossos sistemas em 2018.
"À medida que continuamos a trazer novos volumes para nossos sistemas, também esperamos anunciar investimentos de capital adicionais para atender às necessidades atuais e futuras de nossos clientes, expandindo nossa ampla rede integrada de gasodutos e gasodutos NGL de 38.000 milhas", disse Spencer
Espera-se que o lucro líquido do ano de 2018 da ONEOK esteja na faixa de US $ 955 milhões a US $ 1,155 bilhão. O EBITDA ajustado para 2018 deverá ficar na faixa de US $ 2,215 bilhões, para US $ 2,415 bilhões, um aumento de quase 20% em comparação com o guidance anunciado anteriormente, em 2017, que foi confirmado em 31 de outubro de 2017.
A ONEOK continua a esperar um crescimento anual médio de dividendos de 9 a 11 por cento até 2021 e uma cobertura anual de dividendos superior a 1,2 vezes. A ONEOK espera que cerca de 85% a 95% dos pagamentos de dividendos de 2018 para os investidores sejam um retorno de capital.
Aproximadamente US $ 2 bilhões em projetos potenciais de crescimento de capital estão nos estágios finais de desenvolvimento e espera-se que sejam anunciados quando houver suficientes compromissos de fornecimento garantidos. A ONEOK anunciou anteriormente a conclusão bem-sucedida de aproximadamente US $ 1,6 bilhão do total de ações emitidas em 2017 e no início de 2018, que foi usado para retirar o endividamento e pré-financiar despesas de crescimento de capital. A ONEOK não espera emitir ações adicionais em 2018 e até 2019. Projetos adicionais de crescimento de capital devem ser financiados com caixa gerado por operações e empréstimos de curto e longo prazos.
Segmento de Luids de Gás Natural.
O segmento de luids de gás natural espera um EBITDA ajustado para o ano todo de 2018, entre US $ 1,30 bilhão e US $ 1,43 bilhão, um aumento de aproximadamente 15% em comparação com o guidance de 2017.
Espera-se que os LGNs consigam uma média de 850.000 a 1 milhão de barris por dia (bpd) e os LGNs fracionados devem ter uma média de 650.000 a 725.000 bpd em 2018, representando aumentos de aproximadamente 10% e 15%, respectivamente, em comparação com as orientações de 2017.
Espera-se que o crescimento de volume em 2018 seja impulsionado principalmente pelo aumento da atividade de produção nas áreas STACK e SCOOP e pelo aumento da recuperação de etano no Mid-Continent. A rejeição de etano no sistema da ONEOK deverá cair para aproximadamente 70.000 bpd até o final de 2018, resultando em aproximadamente US $ 100 milhões de aumento do EBITDA ajustado durante o ano em comparação com 2017.
Em 2018, o segmento espera conectar entre seis e nove novas plantas de processamento de gás natural de terceiros ao seu sistema NGL.
A extensão do Oleoduto LPG da Western Texas da ONEOK para a Bacia de Delaware e a expansão de seu Oleoduto Sterling III do Meio-Continente para a Costa do Golfo estão atualmente em construção e devem estar concluídas no terceiro e quarto trimestres de 2018, respectivamente. Além disso, a construção está prevista para o recém-anunciado projeto Elk Creek Pipeline, da Bacia de Williston, no segundo semestre de 2018, e deve ser concluído até o final de 2019.
Espera-se que os ganhos do segmento de luidos de gás natural sejam de aproximadamente 90 por cento de taxa com base em 2018.
Segmento de Coleta e Processamento de Gás Natural.
O segmento de coleta e processamento de gás natural espera um EBITDA ajustado para o ano de 2018, entre US $ 575 milhões e US $ 625 milhões, um aumento de 25% em comparação com as orientações de 2017.
Espera-se que o gás natural processado seja em média de 1.750 a 1.900 milhões de pés cúbicos por dia (MMcf / d), e o gás natural estimado entre 1.840 e 2.050 MMcf / d em 2018, representando um aumento de aproximadamente 20% em comparação com as orientações de 2017.
Espera-se que a taxa de taxa do segmento aumente em média 80 centavos de dólar por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu) em 2018, em comparação com aproximadamente 85 centavos por MMBtu em 2017, devido principalmente ao aumento dos volumes na região.
Espera-se que os maiores volumes de gás natural das paradas STACK e SCOOP em Oklahoma sejam os maiores impulsionadores do crescimento do volume de 2018 do segmento. A ONEOK adicionou mais 200 MMcf / d de capacidade de processamento de gás natural na área no final de 2017 através de um contrato de serviços de processamento de terceiros a longo prazo e espera adicionar um adicional de 200 MMcf / d de capacidade até o final de 2018 a expansão de sua planta de processamento de gás natural de Canadian Valley.
Espera-se que os volumes da Williston Basin aumentem em 2018, a partir dos resultados continuados de produtores fortes no núcleo da bacia, onde a ONEOK tem mais de 1 milhão de acres dedicados. Aproximadamente 350 a 400 poços perfurados, mas incompletos, permanecem nas dedicatórias de área de terra da ONEOK, proporcionando um acúmulo de estoques de conexão de poços de alto retorno.
Espera-se que os ganhos do segmento sejam de aproximadamente 80% de taxa com base em 2018.
Segmento de Gasodutos Naturais.
O segmento de gasodutos prevê um EBITDA ajustado para o ano de 2018, de US $ 335 milhões a US $ 355 milhões.
Espera-se que os ganhos no segmento permaneçam mais de 95% baseados em taxas em 2018, com aproximadamente 95% de sua capacidade de transporte e 65% de sua capacidade de armazenamento de gás natural contratada sob compromissos firmes baseados em taxas (take-or-pay).
A expansão de 100 MMcf / d em direção ao oeste do Oleok Gas Transmission Pipeline fora do jogo STACK em Oklahoma está dentro do cronograma para uma conclusão esperada no segundo trimestre de 2018.
A recente Lei de Cortes de Imposto e Empregos inclui disposições que, a partir de 2018, reduzem a alíquota do imposto de renda de 21% para 35% dos EUA e introduz uma dedução de investimento de capital. A ONEOK considera o agregado dessas mudanças como positivo para seus negócios e continua a esperar que não pague imposto de renda federal em dinheiro até pelo menos 2021. A redução na alíquota federal do imposto corporativo deve resultar em encargos únicos não-caixa para o lucro líquido no quarto trimestre de 2017 para reavaliar os ativos fiscais diferidos da ONEOK, mas espera-se que a despesa futura com imposto de renda seja menor, conforme refletido na orientação de 2018.
2018 SUPOSIÇÕES DE PREÇOS DE COMMODITY:
Os preços médios não cobertos assumidos na orientação de 2018 da ONEOK são de 47 centavos por galão para luidos de gás natural compostos (32 centavos por galão para etano e 64 centavos por galão para propano em Mont Belvieu); US $ 2,90 por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu) para o gás natural NYMEX; e US $ 52 por barril para o petróleo bruto WTI-NYMEX.
LIGAÇÃO ÀS TABELAS FINANCEIRAS:
PRINCÍPIOS FINANCEIROS NÃO-GAAP (PRINCÍPIOS CONTABILÍSTICOS GERALMENTE ACEITOS):
A ONEOK divulgou neste release o EBITDA ajustado, o fluxo de caixa distribuível e o índice de cobertura de dividendos, que são indicadores financeiros não-GAAP, usados ​​para medir o desempenho financeiro da empresa e são definidos da seguinte forma:
O EBITDA Ajustado é definido como lucro líquido ajustado por despesas de juros, depreciação e amortização, despesas com imparidade não monetária, imposto de renda, despesa de remuneração não monetária, provisão para fundos de ações usados ​​durante a construção (AFUDC de patrimônio) e outros itens não caixa;
Fluxo de caixa distribuível é definido como o EBITDA ajustado, calculado conforme descrito acima, menos a despesa de juros, investimentos de capital de manutenção e equivalência patrimonial de investimentos, excluindo despesas com desvalorização que não sejam de caixa, ajustadas pelas distribuições recebidas de afiliadas não consolidadas e alguns outros itens; e.
O índice de cobertura de dividendos é definido como o fluxo de caixa distribuível da ONEOK para os acionistas da ONEOK dividido pelos dividendos pagos no período.
Essas medidas financeiras não-GAAP descritas acima são úteis para os investidores porque elas e medidas similares são usadas por muitas empresas do setor como uma medida de desempenho financeiro e são comumente empregadas por analistas financeiros e outros para avaliar nosso desempenho financeiro e para comparar nosso desempenho financeiro com o desempenho de outras empresas em nosso setor. O EBITDA ajustado, o fluxo de caixa distribuível ONEOK e o índice de cobertura não devem ser considerados isoladamente ou como um substituto para o lucro líquido ou qualquer outra medida de desempenho financeiro apresentada de acordo com o GAAP.
Essas medidas financeiras não-GAAP excluem alguns, mas não todos, os itens que afetam o lucro líquido. Além disso, esses cálculos podem não ser comparáveis ​​com medidas de título semelhante de outras empresas. Reconciliações do lucro líquido ao EBITDA ajustado, fluxo de caixa distribuível e índice de cobertura estão incluídas nas tabelas.
A ONEOK, Inc. (pronuncia-se ONE-OAK) (OKE) é um dos maiores provedores de serviços de midstream de energia nos EUA, conectando bacias de fornecimento prolíficas com importantes centros de mercado. Possui e opera um dos principais sistemas de luidos de gás natural (NGL) do país e é líder na coleta, processamento, armazenamento e transporte de gás natural. As operações da ONEOK incluem uma rede integrada de 38.000 milhas de GLP e gasodutos, plantas de processamento, fracionadores e instalações de armazenamento nas regiões Mid-Continent, Williston, Permian e Rocky Mountain.
A ONEOK é uma empresa da FORTUNE 500 e está incluída no Standard & amp; Índice Pobre (S & amp; P) 500.
Para obter informações sobre a ONEOK, Inc., visite o site: oneok.
Para as últimas notícias sobre a ONEOK, encontre-nos no LinkedIn, Facebook ou Twitter @ONEOKNews.
A discussão anterior sobre o tratamento tributário dos dividendos não se destina a parecer fiscal. Cada acionista é fortemente encorajado a consultar um consultor financeiro e fiscal com relação ao tratamento apropriado de dividendos e as conseqüências fiscais correspondentes.
Este comunicado de imprensa contém certas "declarações prospectivas" dentro do significado das leis federais de valores mobiliários. Palavras como "antecipa", "acredita", "espera", "pretende", "planeja", "projeta", "irá", "deveria", "pode" e expressões semelhantes podem ser usadas para identificar declarações prospectivas. Declarações prospectivas não são declarações de fatos históricos e refletem nossas visões atuais sobre eventos futuros. Tais declarações prospectivas incluem, mas não estão limitadas a, declarações sobre os benefícios da transação que nos envolvem, incluindo resultados financeiros e operacionais futuros, nossos planos, objetivos, expectativas e intenções, e outras declarações que não são fatos históricos, incluindo futuros resultados operacionais, fluxo de caixa e liquidez projetados, estratégia de negócios, sinergias esperadas ou redução de custos e outros planos e objetivos para operações futuras. Nenhuma garantia pode ser dada de que as declarações prospectivas contidas neste comunicado à imprensa ocorrerão conforme os resultados projetados e reais possam diferir materialmente daqueles projetados.
As declarações prospectivas são baseadas em expectativas, estimativas e premissas atuais que envolvem vários riscos e incertezas, muitos dos quais estão além do nosso controle e não são garantias de resultados futuros. Assim, existem ou serão fatores importantes que podem fazer com que os resultados reais sejam materialmente diferentes dos indicados em tais declarações e, portanto, você não deve depositar confiança indevida em tais declarações e deve-se ter cautela ao confiar nas declarações prospectivas. Esses riscos e incertezas incluem, sem limitação, o seguinte:
the risk that cost savings, tax benefits and any other synergies from the ONEOK and ONEOK Partners merger transaction (Merger Transaction) may not be fully realized or may take longer to realize than expected;
the impact and outcome of pending and future litigation, including litigation relating to the Merger Transaction;
the effects of weather and other natural phenomena, including climate change, on our operations, demand for our services and energy prices;
competition from other United States and foreign energy suppliers and transporters, as well as alternative forms of energy, including, but not limited to, solar power, wind power, geothermal energy and biofuels such as ethanol and biodiesel;
the capital intensive nature of our businesses;
the profitability of assets or businesses acquired or constructed by us;
our ability to make cost-saving changes in operations;
risks of marketing, trading and hedging activities, including the risks of changes in energy prices or the financial condition of our counterparties;
the uncertainty of estimates, including accruals and costs of environmental remediation;
the timing and extent of changes in energy commodity prices;
the effects of changes in governmental policies and regulatory actions, including changes with respect to income and other taxes, pipeline safety, environmental compliance, climate change initiatives and authorized rates of recovery of natural gas and natural gas transportation costs;
the impact on drilling and production by factors beyond our control, including the demand for natural gas and crude oil; producers' desire and ability to obtain necessary permits; reserve performance; and capacity constraints on the pipelines that transport crude oil, natural gas and NGLs from producing areas and our facilities;
difficulties or delays experienced by trucks, railroads or pipelines in delivering products to or from our terminals or pipelines;
changes in demand for the use of natural gas, NGLs and crude oil because of market conditions caused by concerns about climate change;
the impact of unforeseen changes in interest rates, debt and equity markets, inflation rates, economic recession and other external factors over which we have no control, including the effect on pension and postretirement expense and funding resulting from changes in equity and bond market returns;
our indebtedness and guarantee obligations could make us vulnerable to general adverse economic and industry conditions, limit our ability to borrow additional funds and/or place us at competitive disadvantages compared with our competitors that have less debt, or have other adverse consequences;
actions by rating agencies concerning our credit ratings;
the results of administrative proceedings and litigation, regulatory actions, rule changes and receipt of expected clearances involving any local, state or federal regulatory body, including the Federal Energy Regulatory Commission (FERC), the National Transportation Safety Board, the Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA), the U. S. Environmental Protection Agency (EPA) and the U. S. Commodity Futures Trading Commission (CFTC);
our ability to access capital at competitive rates or on terms acceptable to us;
risks associated with adequate supply to our gathering, processing, fractionation and pipeline facilities, including production declines that outpace new drilling or extended periods of ethane rejection;
the risk that material weaknesses or significant deficiencies in our internal controls over financial reporting could emerge or that minor problems could become significant;
the impact and outcome of pending and future litigation;
the ability to market pipeline capacity on favorable terms, including the effects of:
future demand for and prices of natural gas, NGLs and crude oil;
competitive conditions in the overall energy market;
availability of supplies of Canadian and United States natural gas and crude oil; e.
availability of additional storage capacity;
performance of contractual obligations by our customers, service providers, contractors and shippers;
the timely receipt of approval by applicable governmental entities for construction and operation of our pipeline and other projects and required regulatory clearances;
our ability to acquire all necessary permits, consents or other approvals in a timely manner, to promptly obtain all necessary materials and supplies required for construction, and to construct gathering, processing, storage, fractionation and transportation facilities without labor or contractor problems;
the mechanical integrity of facilities operated;
demand for our services in the proximity of our facilities;
our ability to control operating costs;
acts of nature, sabotage, terrorism or other similar acts that cause damage to our facilities or our suppliers' or shippers' facilities;
economic climate and growth in the geographic areas in which we do business;
the risk of a prolonged slowdown in growth or decline in the United States or international economies, including luidity risks in United States or foreign credit markets;
the impact of recently issued and future accounting updates and other changes in accounting policies;
the possibility of future terrorist attacks or the possibility or occurrence of an outbreak of, or changes in, hostilities or changes in the political conditions in the Middle East and elsewhere;
the risk of increased costs for insurance premiums, security or other items as a consequence of terrorist attacks;
risks associated with pending or possible acquisitions and dispositions, including our ability to finance or integrate any such acquisitions and any regulatory delay or conditions imposed by regulatory bodies in connection with any such acquisitions and dispositions;
the impact of uncontracted capacity in our assets being greater or less than expected;
the ability to recover operating costs and amounts equivalent to income taxes, costs of property, plant and equipment and regulatory assets in our state and FERC-regulated rates;
the composition and quality of the natural gas and NGLs we gather and process in our plants and transport on our pipelines;
the efficiency of our plants in processing natural gas and extracting and fractionating NGLs;
the impact of potential impairment charges;
the risk inherent in the use of information systems in our respective businesses, implementation of new software and hardware, and the impact on the timeliness of information for financial reporting;
our ability to control construction costs and completion schedules of our pipelines and other projects; e.
the risk factors listed in the reports we have filed and may file with the Securities and Exchange Commission (the "SEC"), which are incorporated by reference.
These reports are also available from the sources described below. Forward-looking statements are based on the estimates and opinions of management at the time the statements are made. ONEOK undertakes no obligation to publicly update any forward-looking statement, whether as a result of new information, future events or changes in circumstances, expectations or otherwise.

Ethane plus system trading agreement

RBAC’s Energy Industry Glossary.
Backhaul : The delivery by a pipeline of gas upstream from its point of receipt. While all of the gas traditionally physically flows downstream, the effect of the transaction is to bring the downstream producer’s gas back upstream.
Base Case : A Base Case is a periodically updated base forecast produced by RBAC’s experienced staff of expert researchers and energy industry veterans. See GPCM Base Case for more information.
Butane : A natural gas luid, the chemical formula of which is C4H10, used primarily in crude oil and gasoline blending or in the production of iso-octane, an octane enhancer.
Chromatograph : An analytical instrument which separates mixtures of substances into identifiable components.
Coal Bed Methane : Coalbed methane, coalbed gas, coal seam gas (CSG), or coal-mine methane (CMM) is a form of natural gas extracted from coal beds.
Condensate : A hydrocarbon luid separated from natural gas consisting mostly of pentanes plus.
Conway, KS : A major natural gas luids trading and operating center in the US Midwest.
Cryogenic Plant : A gas processing plant that is capable of producing natural gas luid products including ethane, at a very low operating temperature.
Debutanizer : A fractionating column in a gas plant in which butane and lighter components are removed.
Deethanizer : A unit of equipment for separating ethane, with or without lighter components.
Dehydrator : A unit which dries the incoming gas stream by removing any entrained water.
Demethanizer : A unit of equipment for separating methane and more volatile components, as demethanizer overhead from a mixture of hydrocarbons, and leaving a bottoms product which is essentially methane free.
Dense Phase Gas : Natural gas delivered on a pipeline that is in a dense phase, which means that the natural gas mixture is somewhere between a luid and a vapor. Some pipeline systems compress luids rich natural gas at high-pressure. The unue ability to increase compression of the rich gas creates a “dense gas”, allowing producers to ship more of the energy they produce per unit cost.
Depropanizer : A unit of equipment for separating propane and lighter components.
Displacement : 1. In pipeline transportation, the substitution of a source of natural gas at one point for another source of natural gas at another point. Through displacement, natural gas can be transported by backhaul or exchange. 2. In natural gas marketing, the substitution of natural gas from one supplier of a customer with natural gas from another competing supplier.
Distillation : The process of separating two or more components by vaporization and condensation.
Edmonton-Trading Hub : A major natural gas luids trading and operating center in Alberta, Canada.
EP-Mix (Ethane-Propane Mix) : A product consisting of a mixture of essentially ethane and propane.
Ethane : Ethane is a natural gas luid with chemical formula C2H6. Ethane is isolated on an industrial scale from natural gas, and as a byproduct of petroleum refining. Its chief use is as a petrochemical feedstock for ethylene production.
Ethane Plus : A mixture of hydrocarbons that contain ethane, propane, butanes and pentanes plus. (C2+)
Ethylene : An olefinic hydrocarbon recovered from refinery processes or petrochemical processes with chemical formula C2H4. Ethylene is used as a petrochemical feedstock for numerous chemical applications and the production of consumer goods.
Firm Transportation (FT) : Transportation service that is not subject to a prior claim.
by another customer or class of service. It is offered to customers (shippers) under tariff.
authority and associated contracts. Primary firm transportation has a higher priority than.
secondary firm or interruptible transportation. This level of service requires payment of both a commodity charge (based on the volume/quantity actually transported) and a reservation charge to reserve pipeline capacity.
Force Majeure : Acts of God, strikes, lockouts, or other industrial disturbances, acts of a public enemy, wars, blockades, insurrections, riots, epidemics, landslides, lighting, earthquakes, fires, storms, storm warnings, floods, washouts, arrests, and restraints of governments and people, present or future, valid orders, decisions or rulings of any governmental authority having jurisdiction, civil disturbances, explosions, breakage or accident to machinery or lines of pipe, freezing of wells or lines of pipe, and any other cause, whether of the kind herein enumerated or otherwise, not within the control of the Company which, by the exercise of due diligence, Company is unable to prevent or overcome. The settlement of strikes or lockouts shall be entirely within the discretion of the Company and the above requirement that any inability to carry out obligations hereunder due to force majeure shall be remedied with all reasonable dispatch shall not require the settlement of strikes or lockouts by conceding to the demand of the opposing party when such course is inadvisable in the discretion of the Company.
Frac Spread : Difference in value of NGLs (ethane, propane, butanes and pentanes plus) as pure luid and as a fuel in natural gas.
Fractionation : The recovered NGL stream is processes through a fractionation train consisting of three distillation towers in a series: a deethanizer, a depropanizer and a debutanizer. The overhead product from the deethanizer is ethane and the bottoms are fed to the depropanizer. The overhead product from the depropanizer is propane and the bottoms are fed to the debutanizer. The overhead product from the debutanizer is a mixture of normal and iso-butane, and the bottoms product is a C5+ mixture.
Gathering Systems : A series of pipelines that aggregate and deliver various types of products from the production area to a storage terminal or a processing facility.
GPCM® : GPCM stands for “Gas Pipeline Competition Model”. It was initially designed to forecast market shares among pipelines. Since then, GPCM has been expanded to include all sectors in the natural gas market. Hence, it is now called the GPCM Natural Gas Market Forecasting System. GPCM is designed to give analysts and managers a tool for forecasting natural gas production, pipeline and storage utilization, delivery and price at points throughout the North American gas market in support of better analyses and better decisions for their firms.
GPCM® Base Case : The GPCM Base Case is a quarterly updated forecast produced by RBAC’s experienced staff of expert researchers and energy industry veterans using the industry standard GPCM natural gas modeling system. Each update incorporates explicit assumptions for future weather, economic growth, world oil price, and energy industry developments including new pipelines and storage projects and new demand centers such as natural gas vehicles, petrochemical facilities and gas-to-luids plants.
GPCM Daily™ : The GPCM Daily model is used to evaluate the capability of the North American natural gas delivery system to meet peak day loads under a variety of conditions, primarily very hot or very cold weather, and scheduled events such as discrete LNG tanker arrivals or departures and new pipeline or pipeline expansion startups. GPCM Daily predicts the directionality and approximate magnitude of price impacts of such conditions and events.
GPCM-PMI™ : RBAC’s GPCM Power Model Interface (GPCM-PMI™) has been specifically designed to minimize the effort and maximize the flexibility for interfacing GPCM to the leading North American power market models. GPCM-PMI provides a smooth and simple way for gas price forecasts using GPCM to be fed directly into a power market model and its forecasted gas burns to be fed back to GPCM in an iterative process which leads to a consistent forecast for both the integrated gas and power market.
GPCM Viewpoints® on Natural Gas : Also known as GPCM Viewpoints®, is a “light” version of the GPCM model, which gives analysts and managers access to RBAC’s quarterly updated “base case” forecast of natural gas production, pipeline and storage utilization, delivery and price at points throughout the North American gas market in support of better analyses and better decisions for their firms.
G2M2™ : RBAC’s Global Gas Market Model (G2M2™) is designed to develop forecasts and scenarios for the converging global market for natural gas. It is a complete system of interrelated models for forecasting natural gas and LNG production, transportation, storage and deliveries across the global gas market in support of high quality analyses and improved decision making.
Henry Hub : The pricing point for natural gas futures contracts traded on the New York Mercantile Exchange (NYMEX). It is a point on the natural gas pipeline system in Erath, Louisiana and is owned by Sabine Pipe Line LLC.
Hydrocarbon : A molecule that contains both carbon and hydrogen atoms.
Interruptible Transportation (IT) : Gas sold to customers with a provision that permits curtailment or cessation of service at the discretion of the supplier under certain circumstances, as specified in the service contract.
Isobutane (C4H10 or IC4) : Isobutane is used as a feedstock in the petrochemical industry, for example in the synthesis of isooctane.
Isomerization : A process which alters the fundamental arrangement of atoms in the molecule without adding or removing anything from the original material. For example: At the Channahon facility it is used to convert normal butane into isobutane.
Isomerization Unit : A unit in the plant that converts normal butane to isobutane.
Lean Gas : A stream of natural gas that contains very few natural gas luids (NGLs). The residue gas remaining after the recovery of natural gas luids in a gas processing plant.
Local Distribution Company (LDC) : A company that obtains the major portion of its revenues from the operations of a retail distribution system for the delivery of electricity or gas for ultimate consumption. LDCs can deliver to Residential, Commercial, Industrial, and/or Gas-Fired Generation end-users.
Looping : Looping is a pipeline section laid parallel to the main gas pipeline. It is connected to the line pipe constructively and technologically. It is tied-in for increasing flow efficiency of the line pipe or for reducing (decreasing) the pipeline pressure loss, as well as for spacing extension – the distance between the neighboring compressor stations and their reduction in number. The gas pipeline section with a looping has a lower flow rate of the product being conveyed via the main gas pipeline, which leads to the reduction of the total gas pressure loss for flow resistance overcoming. That is why, with original gas pressure remaining constant, an increase in the flow efficiency of a gas pipeline in general is directly related to the looping length.
Methane : Methane is a chemical compound with the molecular formula CH4. It is the simplest alkane, and the principal component of natural gas. Burning methane in the presence of oxygen produces carbon dioxide and water. The relative abundance of methane and its clean burning process makes it a very attractive fuel. However, because it is a gas at normal temperature and pressure, methane is difficult to transport from its source. In its natural gas form, it is generally transported in bulk by pipeline or LNG carriers; few countries still transport it by truck.
MMBTU : Is equal to one million BTU (British Thermal Unit). Natural gas is measured in MMBtu’s. 1 MMBtu = 28.263682 m3 of natural gas at defined temperature and pressure. 1 standard cubic foot of natural gas yields ≈ 1030 BTU (between 1010 BTU and 1070 BTU, depending on quality, when burned).
MMCF : One million cubic feet of natural gas.
Mt. Belvieu, TX : A major natural gas luids trading and operating center in the US Gulf Coast.
Natural Gas Luids (NGLs) : Short chain, low molecular weight hydrocarbons including: ethane (C2H6), propane (C3H8), normal butane (C4H10), isobutane (C4H10), pentanes (C5H12) and higher molecule weight hydrocarbons. Often found in raw natural gas.
NGL-NA™ : RBAC’s North American Natural Gas Luids Model (NGL-NA) is designed to give analysts and managers a tool for forecasting potential impacts of various conditions and events on NGL Production, Processing, Transportation, Pricing and Demand throughout the North American gas market in support of better analyses and better decisions for their firms.
NGL-NA™ Base Case : The NGL-NA Base Case is a semi-annually updated forecast produced by RBAC’s experienced staff of expert researchers and energy industry veterans. Each update incorporates explicit assumptions for future weather, economic growth, world oil price, and energy industry developments including new pipelines and storage projects and new demand centers such as natural gas vehicles, petrochemical facilities and gas-to-luids plants.
Natural Gas Processing Plant : Facilities designed to recover natural gas luids from a stream of natural gas that may or may not have passed through lease separators and/or field separation facilities. These facilities control the quality of the natural gas to be marketed.
Odorant : A highly odiferous fluid or gas, usually a light mercaptan, added to a gas or LP-gas to impart to it a distinctive odor for safety precautions and to facilitate detection of leaks.
Operational Balancing Agreement (OBA) : To facilitate deliveries of natural gas and provide for operational flexibility, operational balancing agreements can be put in place with other interconnecting pipelines. These agreements ensure that the volume of gas a shipper schedules for transportation between two interconnecting pipelines equals the volume actually delivered. If natural gas moves between pipelines in volumes that are more or less than the volumes the shipper previously scheduled, a gas imbalance is created. The imbalances are settled through periodic cash payments or repaid in-kind through the receipt or delivery of natural gas in the future.
Operational Flow Order (OFO) : An Operational Flow Order (OFO) notice requires shippers to balance their gas supply with their customers’ usage on a daily basis, within a specified tolerance band. Shippers may deliver additional supply or limit their supply in order to match customers’ usage. If the supply isn’t balanced, shippers may incur noncompliance charges.
Pentanes Plus : A mixture of hydrocarbons, mostly pentanes and heavier, extracted from natural gas. Includes isopentane, natural gasoline, and plant condensate.
Propane : A normal gaseous straight-chain hydrocarbon with a chemical formula of C3H8. It is a colorless paraffinic gas that boils at a temperature of -43.67 degrees Fahrenheit. It is extracted from natural gas or refinery gas streams. It is commonly used as a fuel for engines, oxy gas torches, barbeques, portable stoves and residential central heating. When used as vehicle fuel, it is commonly known as luefied petroleum gas (LPG or LP-gas), which can be a mixture of propane along with small amounts of propylene, butane and butylene.
Propane Plus C3+ : A mixture of propane, isobutane, normal butane and natural gasoline.
Reference Case : A Reference Case is an internally maintained GPCM database used by the GPCM licensee to produce their own forecasts for natural gas production, pipeline and storage utilization, delivery and price at points throughout the North American gas market. The reference case is based on RBAC’s Base Case, but also includes the GPCM licensee’s own assumptions, which are maintained internally.
Rich Gas : Refers to a gas stream which has a high content of natural gas luids.
Sarnia-R Trading Hub : A major natural gas luids trading and operating center in Ontario, Canada.
Straddle Plant : A natural gas processing plant within the pipeline transmission system, at which gas is further processed (subsequent to field processing) to remove additional natural gas luids. The term refers to the fact that the plant “straddles” the main pipeline. In Canada, most ethane is produced at straddle plants, also known as a processing plant.
Tight Sands : Unconventional natural gas that’s trapped in hard rock, sandstone or limestone formations that is impermeable and non-porous.
Turbo Expander : Also referred to as an expansion turbine, is a centrifugal or axial flow turbine through which a high pressure gas is expanded to produce work that is often used to drive a compressor.
West Texas Intermediate (“WTI”) : This is a light sweet type of crude oil used as a benchmark in oil pricing and the underlying commodity of New York Mercantile Exchange’s oil futures contracts. This oil type is often referenced in North American news reports about oil prices.
Western Canadian Sedimentary Basin (“WCSB”) : WCSB is one of the major gas-producing areas of North America. It supplies approximately 25% of all gas used by the US and Canada, and 98% of Canadian production.
Y-Grade : An NGL mixture of ethane, propane, butane, and condensate that has not been fractionated into saleable products.
© 2018 RBAC, Inc. All rights reserved. GPCM, GPCM Daily, GPCM Viewpoints, GPCM-PMI, G2M2 and NGL-NA are trademarks of RT7K, LLC and are used with its permission.

Zydeco Pipeline to add capacity.
Zydeco announced today new agreements with Motiva Enterprises LLC and Sunoco Pipeline, L. P. to enhance Zydeco connections and capacity.
Zydeco Pipeline Company LLC (Zydeco) announced today new agreements with Motiva Enterprises LLC and Sunoco Pipeline, L. P. to enhance Zydeco connections and capacity in Nederland and Port Neches, Texas. Zydeco is also seeking to add additional pipeline capacity on existing segments to Lake Charles and St. James, Louisiana. The Zydeco pipeline system, jointly owned by Shell Pipeline Company LP (SPLC) and Shell Midstream Partners (NYSE: SHLX), is a batched crude oil system from Houston, Texas to St. James and Clovelly, Louisiana.
The expansion plan includes connecting the Zydeco pipeline, (formerly known as “Ho-Ho”), in Port Neches, Texas to Sunoco Pipeline L. P.’s 30” crude oil pipeline originating in Nederland, Texas. Zydeco also secured additional operational storage that will be available at Motiva’s terminal in Port Neches, Texas. After the completion of these expansion projects, Zydeco’s mainline capacity east of Port Neches will be 375 thousand barrels per day. The additional capacity on the pipeline is expected to be available in the first quarter of 2016.
“The completion of these projects will allow us to optimize our resources, better meet customer needs, and create space in a high demand area for future opportunities. Zydeco is also focused on further enhancing capacity in areas of constraint”, said Michele Joy, Vice President of Zydeco Pipeline Company LLC. “Our efforts are continuously focused on looking for alternatives to increase connectivity and capacity for our customers and the marketplace we serve.”
The Sunoco agreement will provide Zydeco’s shippers and customers with additional shipping capacity and options out of Nederland for the same rate as movements out of Port Neches. The new operational storage in Port Neches will help supplement the extra capacity on the pipeline.
Zydeco is also reviewing additional opportunities to enhance pipeline capacity and improve flow on the Port Neches to Lake Charles 22” segment and the Houma to St. James 18” segment of the pipeline system.
About Zydeco Pipeline Company LLC: Zydeco Pipeline Company is jointly owned by Shell Pipeline Company LP (SPLC) and Shell Midstream Partners (NYSE: SHLX). Zydeco owns the Houston to Houma (“Ho-Ho”) crude oil pipeline system that runs from Houston, Texas, to market hubs in St. James and Clovelly, Louisiana. It provides US Gulf Coast refineries and terminals with pipeline access to additional sources of growing light crude oil production arriving in the Houston market from the Eagle Ford shale, Permian Basin, and Bakken shale.
About Shell Pipeline Company LP: For more than 95 years, Shell Pipeline Company LP has helped meet America’s energy needs. We transport more than 1.5 billion barrels of crude oil and refined products annually through thousands of miles of pipelines located in five states.