孟加拉工程承包市场介绍

孟加拉工程承包市场介绍（能源天然气）一、孟加拉天然气生产历史天然气是孟加拉最重要商用能源。1955年在Haripur（Sylhet天然气田）首次发现天然气；1959年发现Chattak天然气田。自此共发现22个天然气田，一个油田。孟加拉天然气生产始于1960年，产自Chattak油气田的天然气当时首次作为商用燃料用于Chattak水泥厂水泥生产孟加拉的石油、天然气勘探开发大体经历了五个阶段：第一阶段是从1908年到1933年英-印统治时期，共钻探井6个，但都没有发现石油或天然气；第二阶段是从1951年到1971年巴基斯坦统治时期，共打探井22口，发现8个天然气田；第三阶段是从1972-1978年，共钻探井9个，发现2个天然气田（一个海上天然气田）；第四阶段是从1979-1992年，共钻探井16个，发现7个天然气田，一个油田；第五阶段是从1993-2000年，共钻探井13个，发现5个天然气田（一个海上天然气田）。二、孟加拉天然气储量孟加拉天然气储量众说纷纭、莫衷一是。很多国际性的咨询公司曾代表孟加拉Petrobangla进行了天然气储量的勘探、分析和研究，一些国际知名的公司、机构有：Welldrill（英国）、HydrocarbonHabitat、IKM、BCIF等。根据这些公司的所提供的数据资料，Petrobangla的天然气存储研究机构最后得出的数据为：GIIP（初始存储总量）24.745TCF（万亿立方英尺）；初始可再生储量15.51TCF。2003年5年，孟加拉政府经过重新修订，认为孟加拉天然气已探明的净储量为18.0TCF。孟加拉工程技术大学（BUET）研究分析所得出的GIIP为28.49TCF。挪威NPD与Petrobangla联合分析研究预测:孟加拉已探明天然气田可能的GIIP为28.79TCF；可再生储量为20.44TCF;潜在储量为41.6TCF。Shell研究数据表明，孟加拉天然气储量为38TCF（该储量包括已发现的天然气田和尚未发现的、根据地质资料评估和孟加拉的勘探历史所潜在的储量总和）。在后来的一份报告里，Shell根据USGS-Petrobangla研究预测，孟加拉天然气总的储量在43-64TCF之间，现存储量为18TCF，储量增长为5-6TCF，潜在储量为20-40TCF。Unocal认为，孟加拉碳氢化合物资源为61TCF，已探明储量为16.1，天然气田增长潜能为12.8TCF，未发现的潜在的储量为32.1TCF。USGS（美国地质勘查U.SGeologicalSurvey）与Petrobangla联合研究认为：孟加拉潜在的天然气储量为32.12TCF。陆上天然气田前景更好，潜在天然气储量为23.34TCF。海上天然气潜在储量8.05TCF。USGS估计孟加拉的天然气储量除了“尚未发现的存量”以外，还有32.1TCF；认为孟加拉除了可以向印度市场供应天然气外，将有可能成为世界上重要的天然气生产国。Petrobangla基于2001年能源矿产资源部、挪威石油理事会2001联合评估，对各天然气田储量情况公布的数据详见附表一。三、孟加拉天然气利用及未来天然气需求预测孟加拉天然气的利用大致可以分为5个方面：电力、肥料（尿素、氨和氢硫化铵）、工业、商业、家庭。电力消耗大约为45%，肥料消耗大约为35%，其它为20%。目前，天然气是孟加拉重要的发电燃料，尿素及氨气生产的原材料和燃料，用于工业及商业设施及城市家庭燃料以替代木材及煤油。未来50年（2000—2050）孟天然气国内需求预测：若GDP增长率为4.5%，需求量为64—69TCF（万亿立方英尺）；若GDP增长率为3%，需求量为40—44TCF；若GDP增长率为6%，需求量为101—110TCF；若GDP增长率为7%，需求量为141—153TCF。肥料生产每年以7-10%的速度增长；电力需求每年增长10-13%；工业用气每年递增超过7%；天然气需求增长将超过GDP增长。《金融快报》2003年10月9日报道：为满足日益增长的天然气需求，孟计划在两年内新增天然气生产能力2亿立方英尺/天；官方调查显示：孟加拉天然气生产增加了1.6亿立方英尺/天，达到12.88亿立方英尺。其中有三分之一由国际石油公司（IOCs）生产，三分之二产自Petrobangla自有天然气田。四、孟加拉天然气开发生产模式及优惠政策PetrobanglaPetrobangla的前身是1972年3月26日根据总统令成立的孟加拉矿产石油天然气公司（BMOGC）。1972年9月27日根据总统第120号令成立了孟加拉矿产开发公司（BMEDC），负责矿产资源的管理、开发。重新组建后的孟加拉石油天然气公司（BOGC）根据1974年8月22日15号令成立，简称Petrobangla。1976年11月13日，根据第88号令，组建了孟加拉石油公司（BPC）负责原油及石油产品的进口、提炼和市场销售。1985年4月11日，根据第21号令BOGC和BMEDC合并组成孟加拉石油天然气矿产公司（BOGMC），1989年2月11日，第21号令作了部分修改，BOGMC简称Petrobangla。Petrobangla享有天然气独家购买权，以国际能源市场价格从IOCs购买天然气，以政府固定价格（政府补贴）提供给用户；为IOCs提供天然气输送及分销服务。Petrobangla2002-03财年上缴利税226.1亿塔卡（约合3.8亿美元）。1974年的石油法（PetroleumAct1974）授权政府促进天然气的钻天、开发、加工、提炼和销售。Petrobangla代表政府同IOCs签订PSC。国际性的石油公司（IOCs）自孟加拉独立以来一直通过合同协议方式一一产品分享合同（ProductionSharingContracts）和天然气购销协议（GasPurchaseandSaleAgreement）在孟加拉进行石油天然气的勘探开发。PSC主要条款包括：合同期限，其中包括：钻探期、评估期、生产期、放弃期；成本回收、政府份额、石油或天然气收购价格、税赋、天然气出口、国内销售、经营管理、转让、仲裁等条款。按照1993年的石油政策，政府在接到钻探申请6个月内，最迟不超过9个月做出决定；PSC样本可随时进行修改；外国石油公司的利润可汇回国内；免收项目管理费；钻探、开发及生产阶段进口机械设备及零配件免征进口税；免征全部所得税及其他相关税赋；海上开发项目另有特殊优惠，政府收费及所占份额也较小。五、孟加拉天然气田及天然气生产、经营公司Petrobangla在全国范围内有22个油气田，其中有12个在运营，共54口生产井。其中51口气井生产情况详见附表二。有五大公司从事天然气生产：孟加拉天然气田有限公司（BGFCL）孟加拉Sylhet天然气田有限公司（SGFL）孟加拉石油勘探生产公司（BAPEX）壳牌孟加拉勘探开发公司（Shell）美国Unocal孟加拉有限公司（Unocal）BGFCL、SGFL、BAPEX隶属Petrobangla，是Petrobangla的子公司。BGFCL是孟加拉最大的天然气生产公司，共拥有8个天然气田：Titas、Habigonj、Bakhrabad、Narshingdi、Meghna、Begumgonj、Feni和Kamta。2003-03财年生产天然气249.79BCF（十亿立方英尺），每天平均生产684MMCF（百万立方英尺）。SGFL从事天然气的生产及加工提炼，它拥有5个天然气田：Sylhet、Kailashtila、Rashidpur、Beanibazar和Chhatak；拥有一个油田，也就是Haripur油田。目前Chhatak天然气田已停产，Haripur油田也已停产。2002-03财年生产天然气77.68BCF，平均每天生产213MMCF。BAPEX从事石油、天然气的钻探、开发，拥有Saldanadi、Fenchugonj和Shahbazpur天然气田。Saldanadi天然气田目前正在生产；Shahbazpur和Fenchugonj正在开发。经Petrobangla特许加盟从事天然气输送及销售的公司有：孟加拉天然气输送公司（GTCL）:负责天然气管线建设和天然气输送；Titas天然气输送分销公司（TGTDCL）:是孟加拉历史最悠久的天然气销售公司；Jalalabad天然气输送分销公司（JGTDSL）；Bakhrabad天然气系统公司（BGSL）。Shell目前从Sangu（海上天然气田）天然气田生产天然气。Shell同时拥有另外两个天然气田Semutang和Kutubdia。Unocal拥有3个天然气田：Jalalabad、Maulavibazar和Bibiyana。目前从Jalalabad生产天然气。六、IOCs参与孟天然气勘探开发得标情况国际性的石油公司在孟家拉通过与Petrobangla签订一系列的生产共享合同，对孟加拉天然气田的勘探和开发做出了重大贡献。在孟从事或曾经从事石油天然气勘探开发的国际石油公司（IOCs）有：Arco、Ina-Naftaplin、NipponOil、Ashland、CanadianSuperiorOil、UnionOil、Shell、Schimittar、Occidental、Cairn、Rexwood、Umic和Unocal。孟加拉全国共划分为23个气块（详见附表三）。早在20世纪70年代初，在生产共享合同（PSCs）项下，孟政府授予6个IOCs7个气块的开发权。在20世纪90年代的两轮招标中，孟政府授予了IOCS12个气块的开发权。具体得标情况如下：第一轮招标（1993年）Occidental获得12、13、14号气块；CairnEnergy获得15、16号气块；Okland/Rexwood获得17、18号气块；UnitedMeridien---22号气块第二轮招标（1997年）9号气块授予Tullow、Chevron-Texaco、Bapex；5、10号气块授予Shell/Cairn；7号气块授予Unocal变更情况：1997年初，Unocal获得了Occidentall2、13、14气块50%的开发权；1997年Occidental在Sylhet地区的一口天然气井发生爆炸并引发大火，1999年5月，Unocal接管了Occidental在孟加拉所有的资产及经营业务。1999年15、16号气块的大部分开发、经营权由Shell接手；17、18号气块由Tullow接手。2001年11月Unocal提交了一份正式建议，建议铺设一条1360公里的输油管线至印度西部的Gujarat省，向印度出口天然气，该输油管线将把Bibiyana油气田同印度的天然气主干线---HBJ输油管线相连接，但被孟加拉政府拒绝2003年3月，Unocal宣布将开始开发14号气块的MoulaviBazar油气田，到2004年将开始每天生产1亿立方英尺天然气用于国内市场供应。Unocal称，希望MoulaviBazar天然气田的投产能有助于从Bibiyana油气田向印度的天然气出口。七、国际石油巨头撤出孟加拉风波与孟加拉出口天然气之争法新社2003年8月5日报道：石油巨头Shell以7500万美元的价格将其在孟资产出售给英国Cairn能源，Shell孟加拉发言人RubaRahman称，一旦政府同意,Cairn能源将接收其在孟资产。Shell孟加拉同Cairn签署了一项不具法律约束力的意向书，转让生效日是7月1日，两家公司业已向孟加拉政府提出书面申请以获取批准。Carin财务总监KevinHart称，公司力争在年底完成Shell在孟上游资产的兼并，并对在年底前得到孟政府批准充满信心。Shell在巴基斯坦统治时期于1950年开始在孟加拉开始经营，1999年购买了Cairn的部分经营权。此次转让包括Shell在孟加拉湾的Sangu天然气田（Sangu天然气田是Cairn于1996年发现，两年后开始生产，2003年上半年生产天然气1.56亿标准立方英尺）。2、孟2003年9月18日《金融快报》载：美国Chevron及Texaco两大石油公司9月17日（星期三）通知孟政府决定中止在孟业务，两公司官员致信孟加拉国石油天然气公司寻求政府同意将其上游资产及业务移交给加拿大Niko天然气公司。这是近几个月来孟加拉第二起石油巨头欲将经营业务及股份转让给一些实力相对较弱的石油公司的事件目前，两公司在Comilla的9号气块,Noakhali及达卡市的部分地区从事天然气开发。在1997年的第二轮招标中，孟将9号气块授予Chevron、Texaco、Tullow三家公司，各占30%的股份，剩余的10%由Petrobangla持有。9号气块面积为6880平方公里，靠近达卡市。9号气块的陆上勘探活动一般限制在旱季进行（从11月到来年5月），从2001年到2003年旱季，合资伙伴联合进行了2D和3D地震性勘测，2D地震勘测由Tullow合资伙伴孟加拉BAPEX进TULLOW拥有17、18号气块1.3724万平方公里80%的股权（17、18号气块主要分布在孟加拉湾海上区域，Sangu天然气田南侧）。Chevron、Texaco现在欲将各自30%的股份转让给Niko；爱尔兰Tullow公司30%的股份保持不变。Petrobangla反对Chevron-Texaco向Niko转让股权的请求，Petrobangla致信Chevron要其就与Niko交易一事做出合理解释。在信中Petrobangla称，此前Texco将股权转让Chevron的申请当时并未得到政府同意（也就是2001年10月9日，美国两大石油巨头Chevron与Texaco合并，Texaco将9号气块的股权转让于Chevron），认为PSC项下9号气块的任何变更必须提出书面申请事先征得孟加拉政府的许可。Chevron称，Chevron与Texaco的合并当时应被视为接受，理由是根据PSC第31.2款之规定，在Petrobangla收到通知后60天内，如未表示反对或未要求予以澄清，则被视为接受。Tullow也对Chevron-Texaco向Niko转让一事提出抗议，理由是未征得其同意。IOCs—直在向孟政府施压一一要么同意向其邻国印度出口天然气，要么偿付拖欠的天然气款项。根据孟加拉贸易杂志（Tradejournal）报道，孟加拉政府截至2003年5月拖欠Shell、Cairn和美国石油巨头Halliburton的天然气销售款已超过7400万美元。孟加拉潜在的天然气危机，换言之，也就是对天然气的潜在需求可见一斑，既然如此为什么Shell和Chevron还要声言退出孟加拉市场？回头来看，一些实力较强、影响力较大的IOC之所以要淡出孟加拉市场，主要是因为孟政府迟迟不对天然气出口问题表态，或者说对天然气出口的可能性表示悲观或失望。天然气能否出口，直接影响到这些石油巨头的切身利益，照目前情况，这些石油巨头在孟加拉仅靠一两口气井供应当地市场显然很难形成规模效益，难以满足他们想在孟加拉天然气开发上赚钱、赚大钱、在短期内赚大钱的胃口，再加上受到与Petrobangla所签订的PSC天然气销售及价格的限制、资金回笼迟滞、政府官员腐败等困扰，见风使舵、见好就收也未必不是明智之举。Shell和Chevron-Texacol的撤资举动无疑是对BNP政府执政两年多来在吸引FDI方面的一个否定，对孟加拉政府也无疑是一个震动，但尚不至于动其筋骨；Petrobangla反对Chevron出让股权的举动，更重要的是顾及自己的颜面，不愿承认吸引FDI的失败，但孟加拉近年来的投资环境早已为世人所知，政府腐败连续三年被透明国际列为榜首所造成的影响同两大石油巨头撤资风波相比只不过是小巫见大巫。另一方面，不同公司由于实力不同、经营战略不同，看待同一市场自然会有不同的考虑和选择，有进有出亦算正常。Cairn首席执行官BillGammell称，Cairn对孟加拉天然气市场增长潜力表示乐观；包括Shell资产在内，到2003年底Cairn平均生产能力将超过3万桶/天。2003年上半年，截至6月份，Cairn集团生产创历史新高，达到每天3.0623万桶，增长44%，净利润增长69%达2630万英镑。现在看来，不管是对是错，向印度出口天然气搁浅已成定局。8-9月份，向印度出口天然问题在孟加拉国内闹得沸沸扬扬，真可谓仁者见仁、智者见智。2001年孟政府成立了两个委员会，一个是国家储备委员会，一个是国家利用委员会。国家储备委员会称，孟天然气储量可能在12.04万亿到15.55万亿立方英尺之间，不足以满足2015年以后的国内需求；而国家利用委员会则认为，仅从储量来看，天然气出口是不可能的，但鉴于探明有新的油气田，可以考虑从国际石油公司所占份额中有限制地出口一部分；能源及矿业部长穆沙拉夫对向印出口天然气也怀报支持态度，认为在20年的时间内，出口3.5—3.7TCF（每天5亿立方英尺），不会给国家造成大的伤害。但8月份《金融快报》、《独立报》的两则报道，令老百姓忧心忡忡。《金融快报》称，孟加拉天然气需求每天已超过天然气生产能力约2000万立方英尺，包括Savar、joydevpur和Gazipur地区在内的达卡市北部地区的工业区天然气供应压力不足，为恢复正常压力，天然气输送有限公司GTCL）动用储备向输气管线输气增压。GTCL官员称，储备用气不足以应对无限期的输气管线压力不足问题，这种情况去年冬天也曾发生过，如果不增加天然气供应量，对输气管线进行拓展、改造，这种情况随时可能再现。《独立报》载“天然气危机就在前面---气井产量下降”：由于缺乏适当的计划和管理，孟加拉很可能在不远的将来就会面临严重天然气危机。Petrobangla专家组紧急会议上，专家们对未能采取计划生产深表痛心，这种局面继续下去，将出现失控。一些气井的过度开采已经导致产量下降，Kaylashtila,Bianibazar,Sangu和Bakhrabad四个天然气井都有减产的征兆。近四个月，这些气井每天的天然气生产减少了25MMCF（标准百万立方英尺）。Sangu本可以生产出172MMCF却只生产出160MMCF,Kaylashtila减产10MMCF,Bianibazar和Bakharabad少生产了10MMCF。专家们对全国现有的54口天然气井的资料数据及生产趋势作了分析后认为，如果这种局面持续下去，孟加拉整个天然气分销网络基础设施随时可能崩溃。在Petrobangla工作的专家注意到孟加拉四大天然气分销公司未能将足够的天然气输送给用户。引用近几个月的情况，专家们称，目前全国每天天然气产量为1270MMCF,需求量为1284MMCF,这意味着平均每天有10T4MMCF的缺口。路透社消息：天然气供应短缺迫使孟政府向肥料生产厂及达卡市以外的出口加工区企业减少15%的供气量。能源部长称，近两年的天然气需求增长超过50%。天然气发电用量超过600MMCF，全国的天然气发电厂从2001年的21个增加至26个，同时天然气新增用户超过20万，天然气供应短缺引发国内抗议示威，要求政府立即采取措施解决。孟加拉议会反对党也趁机发难，曾警告：如果政府同意天然气出口将采取强烈行动。当然，在出口天然气问题上威胁采取政治运动在孟加拉并不算什么新鲜事，只不过是政党之间的换位而已，因为目前执政的BNP在反对党人民联盟掌权期间也曾发出过反对天然气出口类似的警告，就这样本来很简单的一个经济或者叫战略决策问题，但由于孟加拉在野党和执政党的矛盾和斗争而变得错综复杂。8月31号由财政部长、卫生部长、工业部长、外交部长等参加的孟内阁高官会本来将就是否向印出口天然气做出最终定夺，但最后的会议议题根本没有谈及天然气出口问题；会后，孟外交部长称，有关天然气出口问题，政府要自主决定，必须考虑到国家、民族利益，天然气出口问题就这样不了了之。八、Petrobangla面临的问题及天然气勘探开发计划自1974年以来，孟加拉的5个5年计划和一个两年计划共六个计划阶段计划打40多口探井，而实际上只打了16个，在不同的计划时期，资金是一个主要的问题。20世纪90年代，尽管有IOCs参与，孟加拉的钻探计划并没有取得预期的发展势头，90年代末，IOCs也放慢了钻探步伐。而目前困扰Petrobangla的依然是资金问题，Petrobangla主要靠政府预算资金投入，开发能力有限；再则，国内天然气用户拖欠天然气款，数额竟高达270-300亿塔卡（约合5亿美元）；其三是天然气输送管线系统的高损耗：孟加拉的天然气系统损耗远远高于国际标准达7%，刨去正常2%的损耗，孟系统损耗估计每年仍有24亿塔卡。毋庸置疑，天然气的勘探、开发需要大量的资金投入，是高风险投资。打一口探井大概需要5亿塔卡（约800万美元），也许几口探井钻下来一无所获。政府很明白，投资就是为了赚钱，没有丰厚的回报，谁也不愿意投资，更何况是高风险的巨额投资，但涉及到天然气出口这一敏感的问题，谁又奈何？！2003年10月孟能源及矿产资源部长MosharrafHossain承认，目前投资者只热衷于天然气输送管线系统建设，而没有人愿意投资于天然气的勘探、开发。既然吸引FDI已不大可能，那么，孟政府所能做的也只有向世行、亚行等国际金融机构申请援助贷款，同时在国内加大追缴天然气用户欠款的力度。退一步讲，即使得不到国际金融机构的援贷，若能收回欠款，再加上政府财政预算的资金投入，形成新的生产能力还是大有希望的。为解决潜在的天然气危机，孟政府现计划由Petrobangla及其所属公司实施一系列的天然气勘探开发项目，到2007年天然气产量将从现在的每天12.8亿立方英尺提高到15.85亿立方英尺；铺设730公里输气管线，主要服务于达卡市及周边地区的天然气发电、工业、商业及家庭用气。政府原则上同意拨付252.1亿塔卡。作为支持孟加拉天然气能源领域的一个组成部分，亚洲开发银行提供的资金增长了22.5亿塔卡，过去为83亿塔卡。据Petrobangla方面消息，目前已知每天最大需求量为12.77亿立方英尺，生产量为每天12.8亿立方英尺。到2007年每天的需求量将达到15.6亿立方英尺。2004至2007年间增加的天然气生产将注入输气管网。约56亿塔卡其中包括44亿塔卡外汇将用于扩大天然气生产。Sylhet天然气田公司、孟加拉天然气田公司和BAPEX将负责扩产工作。孟加拉天然气田公司拟投入7.7亿塔卡自有资金扩大天然气生产；Sylhet天然气田公司将安排1.3亿塔卡；其余部分由政府拨付。天然气输送管线建设计划：从Ashuganj至Monohordi长37公里，管道直径为30英寸，预计投资13.6亿塔卡，该项目前期准备工作已经启动，预计冬季全面开工。从Monohordi到Jamuna大桥东岸，长103公里，管径30英寸，预计投资35亿塔卡；从Ashuganj至Narshingdi至Haripur至MeghnaGhat,长105公里，管径30英寸，预计投资46.5亿塔卡；从Bibiana至Rashidpur长25公里，管径30英寸，预计投资11亿塔卡；从Nolka至Bonopara至Ishurdi之Bheramara长125公里，管径30英寸，预计投资50亿塔卡，该管线将向坐落于Bheramara的一座新建的450MW电厂输气，将来该管线将延伸至Khulna。从2001年10月至2003年5月新增天然气输送管线263公里，总长度达到1786公里。BAPEX已于10月24日开始，在11号气块长度为1200-1500公里的区域开始2D地震性探测。11号气块覆盖Mymensingh及毗邻地区，是唯一一个属于孟加拉国油公司的气块，此前，该气块曾授标于爱尔兰Tullow和马来西亚Petronas的合资公司，但这两家公司未能按计划进行勘探开发，后来移交给BAPEX。九、孟政府与世行的天然气价格改革世行认为孟加拉天然气价格扭曲，建议提高天然气价格，引入新的价格机制与国际市场石油天然气价格接轨，同时也减少政府补贴，是孟加拉能源领域改革的重要方面。1990年7月至2002年9月孟加拉天然气价格调整情况详见附表四。新的价格政策将分三个阶段实施，天然气价格平均提高5.77的百分点，每个阶段提高1.92个百分点。第一阶段提价原定于2003年9月1日；第二阶段定于2004年3月1日；第三阶段为2004年9月1日。原定于9月1日的承诺并没有得以实现，孟政府保证第一阶段提价从2003年10月1日起执行，但孟《金融快报》2003年10月14日报道：总理要求能源部推迟天然气提价计划。原因不难理解：天然气提价涉及千家万户、触及各方利益，反对之人自然不在少数，更重要的是，政治斗争愈演愈烈，BNP不愿意由于天然气价格上涨而引发新的矛盾乃至冲突给反对党以可乘之机。孟政府将组建能源管理委员会，计划组建中的能源管理委员会（ERC），由一名主席、四名成员组成。根据议会通过的一项议案，ERC本应于2003年9月成立，但到目前并没有结果；据《金融快报》报道，有可能来年1月份组建。届时，两部新的法令将在议会通过，一个是《天然气法》，一个是《压缩天然气法》，ERC将根据两部新的法令行使自己的职权。孟加拉天然气需求随着经济的不断发展，环保意识的不断增强，潜在需求市场可见一斑，但孟加拉国内政治斗争势必左右着经济领域各行各业的发展，尤其是能源领域的开发更是人们关注的焦点。天然气资源是孟加拉国民经济发展的命脉，涉及千家万户，孟加拉天然气开发与其说是经济政策的取舍，倒不如说是政治斗争的决策；与其说是一个经济成本考量，到不如说是一个政治风险规避。孟BNP政府执政两年来，至少到目前为止还看不出有什么建树，有关人士对从IOC购买天然气也提出各种指责，称政府从IOC以较高的价格购买天然气，通过政府补贴再提供给用户，Petrobanlga同IOC签订的PSC及购销协议是为个人或掌权者谋利益等等。政治斗争日趋激烈，反对党借法律、秩序恶化，执政党对经济发展无所作为，政府管理低效、腐败等问题在全国及主要商业城市频频发起联合大罢工，使本已脆弱的孟加拉经济更蒙上一层阴影；尽管有来自像Shell、Chevron-Texaco、Unocal等国际石油巨头的威胁、利诱，有世行、国际货币基金组织的劝戒，BNP政府在这样的形势下，都会首先权衡自己的利益得失，一方面政府要借助IOC的力量来满足国内用户需求，一方面又要提防被IOC所掌控，一方面同WB和IMF周旋，一方面要考虑应对来自反对党的发难，因此，孟加拉能源领域的改革注定是瞻前顾后、左顾右盼。截至目前，中国公司在孟加拉尚未独立从事天然气的勘探、开发，更多的是涉足于与天然气相关的承包工程。中石油、中石化、寰球化学、五环化学等在97-98年曾先后参与了“孟加拉第15号气块石油天然气钻井分包（总包为英国凯恩公司）”、吉大港东方炼油厂四个储油罐、西莱特天然气调压站、芬尼气田60MMCFD（标准百万立方英尺/天）天然气硅胶脱水厂搬迁与安装工程、拉希德普天然气硅胶脱水项目（承建两个45MMCFD天然气硅胶脱水处理厂和18公里的天然气输送管线）、LPG灌瓶站、西莱特液化气装瓶厂等项目。日前（2003年10月），中国寰球化学工程公司又获得“孟加拉BAPEX60MMCFD天然气处理厂（硅胶脱水）”项目，即将进入合同执行阶段，合同额680万美元，为孟政府自筹资金。目前仍有几家中资公司对天然气输送管道铺设项目进行跟踪；今年8-9月份，国内两家从事石油勘探开发的公司也曾到我孟加拉经商处了解孟加拉石油、天然气勘探开发及投资环境等相关情况，与孟加拉有关方面及一些IOC也进行了接触，但到目前为止尚无具体行动。NaturalGas:Exploration,ProductionandConsumptionBangladeshissituatedattheconfluenceofthreemajorrivers—thePadma,theJamuna,andtheMeghna—thatformoneofthelargestdeltasintheworld.TheongoingpressureoftheIndiansubcontinenttectonicplateagainsttheAsianlandmassoverthemillenniahascreatedanorth-southsedimentaryfold-beltrunningthelengthoftheeasternhalfofthecountry.Thisisaprimelocationforhydrocarbonresources.Hydrocarbonexplorationactivityinthisareahasbeenongoingsincethebeginningofthetwentiethcentury.NaturalgaswasfirstdiscoveredinBangladeshin1955atHaripur.Sincethen,explorationofoilandgasresourceshasledtothedrillingofsixty-fourwellsanddiscoveryoftwenty-twogasfieldsandoneoilfield.Petrobangla,afullystateownedcorporationanditssubsidiarycompanies,suchasBAPEX,BGFCLandTitasGas,areresponsiblefortheexploration,production,transmission,distribution,anddevelopmentofoil,gas,andothermineralresourcesofthecountry.BangladeshPetroleumCorporation(BPC),anotherstate-ownedcorporation,isresponsiblefortheimportofcrudeoilandotherpetroleumproducts,refining,andmarketingofliquidpetroleumproducts,includingLiquefiedPetroleumGas(LPG).Recently,someprivatecompanieshavebeenallowedtoimportbottlesandmarketLPGfordomesticconsumptioninareaswherepipelinegasisnotavailable.BAPEX,asubsidiaryorganizationofPetrobangla,isinvolvedwithgasexploration,althoughitsfinancialresourcesarelimited.Privatesectorinterestandforeigndirectinvestmentinthegassectorbecamedramaticallyvisibleinthe1990s.Atthattime,thegovernmentofBangladeshdividedthecountryintotwenty-threeexplorationblocksandofferedthemforprivateinvestmentbyinternationaloilcompanies(IOCs)underProductSharingContracts(PSCs).Thefollowingfivecompaniesareproducinggas:BangladeshGasFieldsCompanyLtd.(BGFCL)SylhetGasFieldsLtd.(SGFL)BangladeshPetroleumExplorationandProductionCompanyLtd.(BAPEX)ShellBangladeshExplorationandDevelopmentB.V.(SHELL)UNOCALBangladeshLtd.(UNOCAL)Ofthesecompanies,thefirstthreearestateownedcompaniesandthelasttwoareIOCsinvolvedinexplorationandproductionofnaturalgasthroughPSCswithPetrobangla.Inthethirty-plusyearssince1972,Bangladesh'snationalgasindustryhasreceivedgovernmentfundingofapproximatelyTk.60billion.Thebulkoffundinghasbeenallocatedtotransmissionanddistribution,withonly16percent,oraroundTk.9billion(equivalenttoaboutUS$300million),expendeduponexplorationanddevelopment.Thebulkoffundinghasbeenallocatedtotransmissionanddistribution,whilethedevelopmentandexplorationactivityaregreatlyunderfundedforcompaniessuchasPetrobangla/BAPEXdespitethediscoverybyPetrobanglaoftengasfieldsandoneoilfield.ButthereservesofthesefieldsaremuchsmallerthanthosediscoveredbytheIOCs.Nodiscoveriestookplaceafter1996byPetrobangla.ItisworthmentioningthatthecessationofdiscoveriesbyPetrobanglacoincideswithcessationofexplorationfundingbythegovernmenttoPetrobangla,whichtosomeextentshowsthatavailablelocalexpertiseisnotbeingused.ProductSharingContractsTheInternationalOilCompaniesengageintheexplorationandproductionofthecountry'snaturalgasbysigningProductSharingContractswithPetrobangla.AnunderstandingoftherelevantprovisionsofthePSCswouldcontributesubstantivelytoacomprehensionoftheobligationsofPetrobangla.PSCsarestructuredsothatanIOCmakesaninitialbidand,ifsuccessful,entersintonegotiationswithPetrobanglawithrespecttothecontract'skeyelements.TheinitialbidproposesthecriticalfeaturessuchasmaximumcostrecoverybytheIOC,theshareofproductionbetweentheIOCandPetrobangla,andthepriceatwhichtheIOCshareofgasproductionwouldbesoldtoPetrobangla.Therearetwoelementsofproductsharing;oneistermedas"costrecovery"andtheotheras"profitgas."UnderthePSCs,theIOCissimilartoacontractorwhogetspaidforcostsandrisksfromitsshareoftheoutputfromsuccessfuldrilling.TheIOCsareresponsibleforalllossesrelatedtounsuccessfuldrilling.Inasuccessfulfield,theoutputisshared.First,uptosomepredefinedmaximum,theIOCreceivesashareofoutputcharacterizedas"costrecovery"tocompensateforthecostofexplorationandproductionspecifictothatfield.Theresidualquantum,knownasthe"profitgas,"issharedbetweentheIOCandPetrobangla,basedontheinitialbidandsubsequentnegotiations.Productioncostsareindependentlyauditedineachcaseofsuccessfuldrilling,butinanycase,theshareholdersoftheIOChaveanincentivetokeepcostsdown;costoverrunsdirectlyreducethereturnstoshareholders.ButitisworthmentioningherethattheproductioncostsoftheinternationaloilcompaniessofarhavebeenfourtoseventimeshigherthanthatofPetrobangla.ThePSCsalsostipulatethatthepriceforoffshoregaswillbe25percenthigherthanthepriceforonshoregas.UnderthePSCterms,PetrobanglaisboundtopurchasetheIOCshareofgasoutput.CurrentlyPetrobanglaispayingtheIOCsatarateof$2.80

per1,000cubicfeet,butsellingthesameatasubsidizedrateof$1.40inthedomesticmarket,resultinginasizableburdenforPetrobangla.Byhavingtopurchase168Bcf(billioncubicfeet)ofgasfrommid-1998uptoApril2002,thecorporationregressedfromaninitialpositionofprofittothepointwhereitwasshowingatotallossof$1.5million.Thefollowingtablesdemonstratetheresultsofproductsharinginthecaseoftwofieldsoperatedbyinternationalcompanies.Table2.1:OffshoreandOnshoreProfitGasVolumeSplits(SanguGasField)(note:CR=CostRecovery;IOC=InternationalOilCompany;PB=Petrobangla)Block(field)TypeCR%(Max)SharingofProfitGas(ForproductionlevelinMMcfd)Upto150151to250251to350351to450451andaboveIOC%PB%IOC%PB%IOC%PB%IOC%PB%IOC%PB%16(Sangu)Onshore55455535652575158512.587.5Offshore60Upto10(135652575158512.587.55050101to1504555Source:ArticleNo.13.6(b)oftheProductSharingContractTable2.2:OffshoreandOnshoreProfitGasVolumeSplits(JalalabadGasField)(note:CR=CostRecovery;IOC=InternationalOilCompany;PB=Petrobangla)FieldTypeCR%(Max)SharingofProfitGas(ForproductionlevelinMMcfd)Upto150151to300301andaboveIOC%PB%IOC%PB%IOC%PB%JalalabadOnshore5522.577.5208017.582.5Source:ArticleNo.13.6(b)oftheProductSharingContractTable2.2clearlyshowsthatasizableportionofprofitsisawardedtotheoilcompaniesoperatinginthefields.TheSanguPSC(Table2.1)containsbothonshoreandoffshoreproductionsplitsduringthemajorcostrecoveryperiodandafterwards.Becauseofrelativelyhigherinvestmentandagenerallyhigherriskfactor,theoffshoreprovisionsarecomparativelymorefavorabletothecontractor.TheJalalabadfield,whichwasdiscoveredbyPetrobangla,wasleasedtoanIOCforproduction.Forthatreason,andduetoitsbeingsituatedonshore,thecontractprovisionsarerelativelyfavorabletothePetrobanglacorporation.AHistoryofNaturalGasConsumptioninBangladeshTheproductionofnaturalgasbeganin1960,afteritsinitialdiscoveryin1957.Atthattime,theannualconsumptionofnaturalgasinthecountrywasonly1Bcf,butthisfigurehasrisensothatnaturalgasisnowthemajorfuelforpowergenerationinthecountry.Fromonly67Bcfinthefirstdecade,theconsumptionofnaturalgasroseto279Bcfinthefollowingdecade,andthereafterto1,067Bcfduring1981-90.Duringthelastdecade(1991-2000),Bangladesh'snaturalgasconsumptionreached2,490Bcf.Table2.3:GasProductionandConsumptioninBangladeshYearGasProduction/Consumption(inbillioncubicfeet)1961-1970671971-19802791981-19901,0671991-20002,490Until1970,Bangladeshreliedpredominantlyonoilforitsenergyneeds.Beginninginthemid-1970sthecountryincreasinglyadaptedtotheuseofgas.Theincreasinglyhighdemandfornaturalgasduringthe1980sreflectedinTable2.3isclearlyfromfuelswitching.Therearecurrentlynoexportsorimportsofnaturalgas,sothegrowthofdomesticconsumptiontracksthegrowthofdomesticproduction,demonstratinganoverallgrowthrateof7percentperyearoverthelastseveraldecades.Theinitiallevelofconsumptionwassolowthatevenwiththerapidgrowthofdemand,thetotalcumulativeconsumptionofnaturalgashasonlybeen3.9Tcf(trillioncubicfeet).InBangladesh,naturalgashasplayedavitalroleinthedevelopmentofboththepowerandfertilizersectors,whichconsumealmost80percentoftotalgasproduction.Inthelastdecade(1991-2000),gasconsumptionforpowerwas1,103Bcf,whiletheconsumptionforfertilizerproductionwas756Bcf,outofatotalconsumptionof2,490Bcf.Thus,thecountry'sannualfertilizerproductionofmorethantwomilliontons,andannualpowergenerationof3,500MW(megawatts)wouldhavebeenverydifficultandexpensivewithoutnaturalgas.Otherconsumersfornaturalgashavebeenindustry,commercialconcerns,andhouseholds(mainlyforcooking).CurrentConsumptionofNaturalGasDuring2001-02,theaveragegasconsumptionofBangladeshwas1,054millioncubicfeetperday(MMcfd).Table2.4showsthesectoraldistributionofdailyaveragegasconsumptionofthecountryfortheyear2001-02.Table2.4:SectoralBreakdownofAverageGasConsumptionof2001-02SectorsGasconsumptioninMMcfd(millioncubicfeetperday)Power475Fertilizer250DomesticandCommercial130Industry129OthersPlusLoss70TotalDailyAverage1054Source:CommitteeReportonUtilizationofNaturalGasinBangladesh,preparedfortheMinistryofEnergyandMineralResources,GovernmentofBangladesh,August2002.AvailablefromGovernmentofBangladesh,EnergyandMineralResourcesDivision,/.NaturalGasReservesandFutureConsumptionProjectioninBangladeshQuantificationofanenergysourcesuchasnaturalgasreservesisvitalforboththeshort-andlong-termenergysectorplanningandinvestmentforBangladesh.Reserveestimationisadynamicprocess,sinceestimatedreservesneedtobeupdatedwithadditionalpressure/productiondataandwithnewappraisalanddevelopmentrelatedinformation.Allestimatedreservefiguresa