尼日利亚沿海开发专案是钻探和生产设备制造商Cameron International(代号:CAM)长足发展的契机,该公司最近在该项目上获得了一份供应合同。

Cameron生产用于原油和天然气井方面进行控压和直流的设备和系统。公司的钻探设备用于陆地，离岸，平台，海底领域。分析师表示，该公司是水面井楼和水面采油树的头号供应商，这些设备用于陆地或离岸浅水区。圣诞树由阀，管组成，适用于控制流出的石油和天然气。 Cameron同时是海底采油树的2号供应商，仅次于FMC Technologies(代号:FTI)，海底采油树应用于建在海床上的钻井。

新合同
三月，Cameron获得了一份初始价值在6.5亿美圆的合同，为道达尔(代号:TOT)的Usan油田一期专案---一44口井的海底开发专案，提供海底系统。根据该协定，Cameron将为道达尔在尼日利亚的分部提供海底系统工程和专案管理，还有海底采油树以及相关设备。此协议还包括了每口钻井200万美圆的安装费。初始设备出货和安装将在2009年一季度开始，海底采油树的安装和出货将从2012年开始。 Cameron的高管拒绝对此合同做评论。但是有员工表示这份合同是公司至今所获得的最大的合同之一。

Wachovia Capital Markets的分析师Brad Handler表示，“最重要的一点是尼日利亚储油丰富。他们能够完成整个工程进度将是个利好。”Natixis Bleichroeder的分析师Jeffrey Spittel表示，“公司有一些大单，但是道达尔的合同非常庞大。”

Cameron将在周四发布一季度业绩，Spittel预计业绩良好。 Thomson Reuters的分析师预估收益增长23%，至0.54美圆/股。同时，Cameron已经连续12个季度高于华尔街的预期。

Handler表示，“我们已经公开表示过对公司2008年一季度收益超预期感到乐观。营收将相当强劲，这可以从公司的一些部门看出。”四季度公司收益增长33%，至0.61美圆/股。营收同比增长25%，至13.4亿美圆。该季度登记定单增长超过20%，至14.9亿美圆，由于其最大部门， Drilling & Production Systems的季度定单首次超出10亿美圆。

石油繁荣期
与其他钻探和生产设备制造商相同，Cameron正处于原油和天然气勘探的爆炸时代。

Thomson Reuters的分析师预计Cameron2008全年收益增长20%，至2.56美圆/股，2009年为20%。尽管Cameron的竞争对手多如牛毛，但是海底市场正快速增长，足够原油和天然气开发商分享。

America's fastest-growing small public companies

Shale gas - Wikipedia, the free encyclopedia

提及加拿大的魁北克省，第一个念头绝不是天然气。但是由于本月初宣布的新发现，该省将改变世人对其印象。被发现的天然气埋于尤蒂卡叶岩之下，可能蕴含41亿立方英尺的存量，该叶岩位于蒙特利尔和魁北克市之间的圣罗伦斯河旁。

加 拿大一出版商the Globe and Mail宣称，尤蒂卡叶岩将令魁北克成为“主要的天然气生产地之一”。该报纸还认为该省将成为“北美下一个勘探热点。”在这次大发现的背后是总部位于科罗 拉多州丹佛市的Forest Oil(代号:FST)。这家原油和天然气勘探制造商在4月初的分析师会议上披露发现尤蒂卡叶岩。

与巴涅特叶岩相似
Forest的官员表示，该叶岩的优势在于可使用现存管道，高品质天然气，深度较浅。他们另外表示尤蒂卡的地理位置与德州的巴涅特叶岩(Barnett shale)相似，该叶岩是美国最繁忙的陆上天然气开发地。 Forest的首席运营官JC Ridens在会议上表示，“我们不像其他叶岩开发商一样面临着一些挑战。我想你应该对这次开发抱以乐观态度。”另一个优势是尤蒂卡叶岩靠近美国东北的天 然气市场。

Ridens告知分析师，“我们的定价相比纽约商品交易所有所溢价，由于我们靠近东北市场。”去年公司在尤蒂卡叶岩层钻探了两个垂直测试井，达成了天然气日产量100万立方英尺的目标。考虑到这些矿井和其他资料，预计存量达41亿立方英尺。

今 年，Forest计画钻探超过三个水准井，水准井产量更高，同样，价格也更贵。公司在该领域控有269，000净英亩土地。 Forest的官员表示初始资料非常鼓舞人心，但是对尤蒂卡叶岩依旧持谨慎态度。分析师同样警告现在不要高兴太早。一些分析师表示该地域缺少服务工业行业 将延缓工程进度，而其他分析师希望获得更多的资料。

其他业务
Forest的其他业务在阿拉斯加，路易斯安那州，新墨西哥州，奥克拉荷马州，犹他州，怀俄明州和德克萨斯州，包括巴涅特叶岩.在最近一次的研究报告中，美联的分析师表示Forest Oil“在许多行业重要企业”中占有一定地位。

Forest最近以2.85亿美圆收购了阿肯色州，路易斯安那州和德克萨斯州47，000英亩土地。公司去年还完成了有史以来规模最大的收购，以16亿美圆价格购买了原油和天然气公司Houston Exploration。

稳定的管理
除了公司资产，Forest Oil的分析师认为公司的管理层也是一大优势。将公司首席执行官Craig Clark视为行业老手，关注于降低成本。分析师同样表示管理层具有一些缺点。 Carroll认为公司相比其他勘探和制造商过于保守。

Forest连续四个季度每股收益高于华尔街预期，公司每股收益增长103%,至0.79美圆，比预期高出0.02美圆，营收为3.336亿美圆。今年一季度，分析师预计每股收益增长48%,至0.89美圆，营收同比增长94%,至3.549亿美圆。

大功率风力发电机组原材料进口关税将先征後退--财政部

路透北京4月24日电---中国财政部宣布,对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征後退,同时进口部分风力发电机组将不再享受免税政策.
周三刊登在财政部网站的通知称,自2008年1月1日起对进口关税和进口环节增值税实行先征後退;自2008年5月1日起,对新批准的内、外资投资项目进口单机额定功率不大于2.5兆瓦的风力发电机组一律停止执行进口免税政策.
财政部称,所退税款将作为国家投资处理,转为国家资本金,主要用于企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设.
该项政策所针对的大功率风力发电机组是指单机额定功率不小于1.2兆瓦的风力发电机组,提出申请享受进口税收政策的企业应具备风力发电机组年销售量在50台以上,叶片年销售量在150片以上,发电机年销售量在50台以上等标准.
财政部称,此举是为贯彻落实国务院关于加快振兴国内装备制造业有关进口税收政策的精神.去年年初,财政部等四部委发布通知,决定对16个重大技术装备关键领域调整进口关税政策.(完)

风电机设备商中国高速传动计划两年内将产能提高近三倍

路透香港4月23日电---中国风力发电设备生产商--中国高速传动设备集团有限公司(0658.HK: 行情)执行董事兼副总经理廖恩荣周三表示,公司计划未来两年内将产能提高近三倍,以满足全球对于清洁能源的高涨需求.
全球风能协会(Global Wind Energy Council)预期到2020年底,风能将会将会为全球发电提供12%的需求,2007年仅为逾1%,此转变或会有助改善气候.到2009年中国将会成为最大的风力发电机制造市场.
廖恩荣在接受路透专访时表示,中国高速传动目标在数年内成为全球三大风力发电设备制造商之一,且一半营收来自海外.去年公司海外营收占比为16.5%.
中国高速传动是中国领先的机械传动设备生产商之一,并为中国最大的风力发电机机械传动设备供应商.国际上的竞争对手有比利时汉森传动HSNT.L和德国西门子(SIEGn.DE: 行情).
廖恩荣并表示,由于公司主要客户,如美国通用电气(GE.N: 行情)和德国的REpower(RPWGn.DE: 行情)、Nordex(NDXGk.DE: 行情)以及包括国内最大风力发电机制造商金风科技002202.SZ订单量大,公司期望风力发电设备营收占其总收入比例由去年38%升至50%.
他补充称,公司很快将收购一家特钢制造商,以保证原材料供应和降低成本.
为募集资金,公司正发行价值2.5亿美元的三年期人民币计值得可换股债券.

今年玉米种植也许有所减少，但农业公司如CF Industries(代号:CF)根本不必为此担心，化肥需求仍然旺盛。总部位于伊利诺斯州Deerfield的化肥制造和行销商CF四季度业绩创下记录，由于公司产品在秋季广泛使用，而且农民为了春季种植而大肆囤积。

即使正如政府所估计的，玉米种地面积减少，但是其他农作物的种植依旧会增加。 CF表示至尽全国各地的天气状况并不算完美，一些地区过度湿润，其他一些地区则过干，但是总体情况依旧良好。

CF的首席执行官Stephen Wilson在投资者会议上表示，“全球粮食和化肥市场正强劲增长。如果熬过了这段时间，这个春季的大收获将告诉我们总体情况多么良好。”

收益报告
公司将在周四盘后披露一季度财报。官方拒绝在发布前进行评论。 Thomson Reuters的分析师预计每股收益2.13美圆，比去年同期高出1.02美圆。营收相比去年同期增长59%，合7.51亿美圆。四季度---是CF上市以来最好的季度---每股收益2.38美圆，相比去年同期增长0.14美圆。销售增长62%,至8.525亿美圆。公司表示尽管经济不理想，但是农业业务看好。

如今全球粮食存量偏低，由于人口不断增长，需求也在增长。生活水准的提高同样带动了肉类需求增长，而饲养家禽需要粮食和饲料。这样的一种情况导致食物价格上扬，鼓励农民种植更多农产品，带动农药需求增长。通过玉米和其他农作物提炼出燃料无疑是火上浇油。

BMO Capital Markets的化工和化肥分析师Edwin Chee本月在化肥会议上表示，“可耕种面临有限。为了减轻物价高企给全球带来的压力，必须要增加供应，提高收成。”这也就意味着CF所生产的氮肥和磷肥前景越来越广阔。

公司在1946年成立时是一家化肥经纪商。在2005年上市。如今，公司的触角已伸向了海外。去年，公司收购了Keytrade 50%的股份，一家总部位于瑞士苏黎世的国际性化肥交易商。公司化肥产品已遍布65个国家。去年，公司被批准在秘鲁运营化肥。 CF表示公司在北美生产玉米的地带占有氮肥市场26%的份额，磷肥市场19%的份额。

核心业务预期
农业部表示美国将种植大约8600万英亩的玉米地，去年曾达到9360万英亩。政府认为种植玉米的高成本和代替品如大豆的强大诱惑导致了这样的一种情况。但是CF表示这些预期可能并不正确。公司认为，种植玉米的经济前景依旧良好。

如果资料正确，玉米种植面积依旧超过7900万英亩，与1997-2006年种植面积平均值相符。

铀提取可能
公司正试图寻找从磷肥提取铀的方法，如此可以将铀出售给公用事业部门。

Intrepid Potash(代号:IPI)是一家农产品制造公司，IPO价格为32美圆，高于预期的27-29美圆，而最早的价格为24-26美圆。公司是最大的碳酸钾生产商，而美国是碳酸钾全球消耗第二大国。三大主要种植农原料分别是氮，磷酸盐，及钾肥（碳酸钾）；并且没有替代品。与其主要竞争者拥有肥料及化学业务不同，公司是纯正的碳酸钾公司，因此不会受化肥价格波动的影响，碳酸钾价格稳定性比较高。另外碳酸钾的开采及制造成本相对稳定，而其他化肥公司则受到原材料成本上升的影响。例如用于制造氮及磷酸钾的天然气。而碳酸钾市场相对空间狭小，想进入该领域比较困难。自1987年以来就再也没有新的碳酸钾开采区被发现，至今只有20个商业碳酸钾区可以萃取。碳酸钾的存量也较少。公司全球市场占有率为1.5%，美国为8.5%。公司在新墨西哥有两座碳酸钾开采区并拥有五座活动设施，年产量为120万吨，无水钾镁钒产量为250000吨。 2007年公司销售893000吨碳酸钾，上涨22%。公司三大主要市场销售：农业（64%），工业（30%）和饲料。受到经济发展和生物燃料普及的影响，全球各地的粮食需求不断上涨。因此，农民希望通过化肥的使用来提高产量，这导致了作物肥料价格进一步上涨。目前公司已经实现了盈利，2007年营业收入达到了1.924亿美元，营业毛利润率达到19%，摊销前盈利4850万美元。注：最近化肥类个股涨势良好，其中以碳酸钾为主要产品的公司更是其中的佼佼者。 Cramer最近在Mad Money节目中表示强烈看好该公司，因为其产品全部为碳酸钾。 Cramer指出，世界上最大的钾肥制造商Potash (代号:POT)的碳酸钾产量也仅仅为其全部产品的三分之一。发行量：3000万股，发行券商：高盛，美林和摩根士丹利。

中国是全球最大出口国之一，但某些商品必须依赖进口。由此，加拿大的公司通过出口钾肥获取了巨额利润。钾肥是制造化肥的关键矿物，只能在全球一小部分地区开采获得---主要是加拿大的萨斯喀彻尔省。如今，需求已远远超出供应，中国的中化化肥在4月16日同意了一份一年期钾肥购买合同，以576美圆/吨的价格购买1百万吨钾肥，比去年价格增长了227% 。此合同的出售方为Canpotex，由加拿大三家大型钾肥出口商合资而建。其中一家是Agrium(代号:AGU)，受消息面推动该股创下新高。

Agrium的Richard Downey表示，“由于中国是国际上最大的钾肥购买商，直到夏天，交易一直会很旺盛。签下这份合同相当关键。”

北京办公室
Agrium同时表明了对中方的认真态度，于4月11日在北京建立了代表处。至今，该办事处已运做了相当一段时间。开办工地式办公室将是行动的下一步。

Agrium在四月将触须伸向了全球各地。 4月10日，公司收购了西欧行销商Common Market Fertilizers 70%的股份。公司表示并入Common Market Fertilizers是为了在埃及新建立的氮肥工厂---是公司在美国外的第一家工厂。收购是此战略的关键部分。 Agrium在过去十年已经吞并了十家企业。通过购买石油企业的氮资产来扩大其氮肥产量，这些石油企业从天然气中获取氮。氮肥是公司最大的单一生产线，总营收占到40%。

Downey表示，“我们是家成长型企业。全球化是农产品工业中必不可少的。”天然气价格增长将是这些业务的主要挑战。但是至今，“创记录的氮肥价格完全弥补了天然气价格的略微增长。”四季度，氮肥营收增长66%，毛利润增长240%。

Agrium同样购入了一些磷酸盐矿和业务，该部分占到了销售的10%。公司自从20世纪60年代开始销售钾肥，该业务占到公司收入的8.5%.四季度，磷酸盐和钾肥生产线的销售和利润达到了三位数增长。但是Agrium不仅仅涉足化肥。公司的收购同样增加了供应链上的其他部分。

感谢90年代中期的一系列收购，Agrium建立了具有500多家零售店的网路，出售内容包括种子，肥料，虫害防治设备。在美国东部和中西部，这些零售店挂名为Crop Production Services，而在西部，就是Western Farm Service，在阿根廷和智利则为Agroservicios Pampeanos。

Agrium的零售购买战略最近两年尤为猛烈。 2006年公司购买了Royster-Clark，将部门规模扩大了一倍。去年，公司从Archer Daniels Midland(代号:ADM)获得了32家商铺。 12月，公司宣布26.5亿美圆收购UAP Holdings(代号:UAPH)，再次增加了370家零售店，使Agrium一举成为北美最大的化肥零售商。 2月14日，Scotia Capital分析师表示UAP的并入令Agrium成为“美国农业零售沃尔玛(代号:WMT)”的目标更进了一步。

长效肥
除了化肥批发和零售店，Agrium在去年创建了第三个部门，称为Agrium Advanced Technologies。此部门是通过2006年收购Nu-Gro Technologies而建立的，Nu-Gro Technologies生产一系列用于草坪和花园护理所用的长效肥。收购之后，Agrium提升了Advanced Technologies的产量，四季度，令该部门销售增长94%。尽管如此，该部门销售仅占到总营收的0.5%.

业绩状况
总体而言，四季度利润相比去年增长396%,至1.24美圆/股，同时销售增长59%,至14.3亿美圆。全年利润在3.25美圆/股。 Thomson Reuters的分析师预计Agrium2008年收益增长82%至5.90美圆/股。

如何长成800磅的大猩猩？美国国民油井(代号:NOV)员工可以回答你这个问题。国民油井是全球最大的钻探设备提供商。只要是建造钻台的设备公司全都可以提供，从抽泥泵到铁架塔应有尽有。

不 久之后，国民油井就将扩大阵容。公司在12月同意收购钻探产品供应商Gant Prideco(代号:GRP)。预计这次交易在周一或者周二结束。国民油井将通过股票和现金的形式购买，总价值大约在71美元。交易完成后，国民油井的 股东将持有Grant Prideco 86%的股份，而Grant Prideco的股东持有剩余的14%。

钻杆
Grant Prideco是全球钻杆供应市场的No.1，这种重型杆用于旋转钻头。同时，在使用钻头钻井时也需要钻杆。钻杆和钻头是国民油井无法制造的两种关键产 品。在12月的讲话中，国民油井首席执行官Pete Miller表示他认为Grant Prideco的产品范围将把国民油井带入新兴市场，满足消费者需求。

评论员表示两家公司的合并堪称完美。 Capital One Southcoast的分析师Joseph Gibney表示，战略上，合并很对胃口。合并拓宽了公司业务。 Gibney表示，一旦交易完成，国民油井几乎可以提供进行钻井的所有设备，包括钻头和钻杆这些之前无法提供的产品。他表示，“现在他们已不再是800磅 的大猩猩，而是900磅的。”

Gibney形容这笔收购将令国民油井的市场份额从46-50%膨胀至50%以上。 Tudor Pickering Holt Co.的研究总管Dan Pickering表示，将全球最大的钻探设备供应商和全球第一的钻杆供应商合并，想想就让人期待。 Pickering表示，“这是很好的合并收购。”

一旦收购完成，根据市值，国民油井将成为全球最大的原油服务和设备企业，将为公司2008年营收增加20亿美元，他预计为110亿美元。

他 表示，收购将对2008年收益略有所影响，两家公司今年合并后的收益在4.70-4.75美元/股，Pickering的预计是仅国民油井就有4.67美 元。预计这笔交易将对2009年收益产生重要影响。四季度，每股收益飞涨54%,至1.05美元/股。营收增长28%,至27亿美元。

截至12月31日，公司的资本设备订单增加至90亿美元，截至2007年9月31日为80亿美元。

未交货订单
本季度新订单为破纪录的22亿美元。
Thomson Reuters的分析师预计2008年每股收益增长23%，至4.62美元/股，2009年为17%。

http://www.celfin.com/

高油价时代的到来为煤化工项目创造了前所未有的发展机遇，其中，煤气化是近来颇受关注的一个领域。此前，国内已大量上马煤气化项目，另有更多资本在旁伺机而入。业内人士指出，煤气化符合国家能源战略目标，未来前景广阔。但是，遍地开花后也存在一定的产业风险。　　

　　在国际油价进入百元时代后，煤化工俨然已成为各路资本汇集的焦点，而煤制天然气则是继煤制油之后一个新的煤化工“亮点”。本周一，大唐发电公告称，公 司已于近日与北京市燃气集团等签署投资协议，计划在内蒙古建设年产量40亿方的煤制天然气工程。去年底，四川化工控股集团在泸州投资的“重磅级”新项目 ——煤气化中心已正式开工。一时间，国内煤气化项目纷纷涌出。
　　
　　“目前我国正处于消费升级和工业化后期，对化工产品的需求很大。煤气化项目可以满足这方面的需求。”国都证券化工分析师贺伟告诉本报记者，目前煤化工 项目的应用范围主要有煤气化和煤液化两种，通过对煤气化技术的不断积累，从现有的煤制气出发，将来的发展目标还可能是煤制烯烃——作为化工之母，烯烃的应 用领域将更加广泛。
　　
　　“我们预计，今年油价将有望攀升到150美元，因此长远看来，煤化工成为能源替代项目的确是解决能源供应问题的重要途径。”贺伟说。
　　
　　另一位业内人士则指出，煤气化技术向来被认为是煤化工的核心。如果想搞好煤化工，煤气化技术至关重要。根据长江证券一份关于煤化工的研究报告，目前， 世界上煤气化技术多种多样，每种煤气化方法适用的煤种不一样。而国内的煤气化以Lurgi、Texaco和壳牌等的技术最常用。其中壳牌采用的是国际上比 较先进的技术，也是国内使用较多的技术。但这类技术并非适合所有地方，由于该技术投资规模非常大，且装置比较大，关键设备不适合长途运输，只适合在沿海地 区使用。
　　
　　此前曾有报道称，目前在全球拥有最大煤制天然气装置的公司之一美国大平原煤气化厂经过多年发展后一直无法盈利，但近年来，随着石油与其他附加产品的价 格不断上涨，该公司的盈利状况也逐渐好转。据悉，该公司第一期工程的设计能力为日产代用天然气389万立方米(相当于日产原油2万桶)。
　　
　　而在石油和化学规划院最近召开的一次大唐公司煤制天然气项目专家技术研讨会上，与会专家也大多认为煤气化项目可行且意义重大。
　　
　　专家认为，首先，该项目以丰富廉价的褐煤为原料生产天然气，生产成本低，具有较大的利润空间和抗价格风险能力；其次，利用褐煤资源，采用先进、成熟的 工艺技术，生产煤制天然气，项目建设符合国家能源发展战略，对于实现煤炭资源的清洁利用有着非常重要的作用；其三，内蒙古锡林浩特煤炭资源丰富，完全可以 满足项目每年1826万吨的用煤需要；其四，该项目技术安全可靠，工艺设备方案合理，绝大部分设备和材料立足于国内，有利于节省投资，加快建设进度。

http://www.basinelectric.com/EnergyResources/Coal/
http://ge-energy.com/gasification
http://www.clean-energy.us/facts/gasification.htm

Success Stories
	Eastman - Kingsport, Tennessee, USA
	Polk - Mulberry, Florida, USA
	Wabash River - Terre Haute, Indiana, USA
	Willem Alexander - Buggenum, Netherlands
	Elcogas - Puertollano, Spain
	Great Plains - Beulah, North Dakota, USA
	Sarlux - Sarroch, Sardinia, Italy
	Negishi - Yokohama, Japan

化 学品公司Nalco holding(代号:NLC)在过去12个月内股价累计下跌18%，市场表现明显弱于同行平均水准与大盘指数。惨跌主要源自于业绩的惨澹、管理层动荡以 及宏观经济气候不景气。如今新组建的管理层团队致力于使公司脱离窘境，该股在目前腥风血雨的市场中可能转型为防御型品种。自从公司任命新的董事会主席与首 席执行官以来，股价多少显现出一些反弹势头，新任首席执行官将着眼于公司基本面成长以及基础业绩的发展，同时降低营运开支。基于价值投资理念的对冲基金 Glenhill Overseas Mgmt的首席资讯官Glenn Krevlin将NLC称为“全球范围内首屈一指的特许经营商”，拥有稳定充沛的自由现金流量，将从全球长期发展中获益匪浅。 NLC产品与服务的市场需求稳中有升，新的管理层团队正在按部就班地提高产能，同时削减费用支出。可以预见今年下半年公司的盈利就将出现大幅增长。 NLC计画依靠良好的自由现金流量来降低负债并执行股票回购计画。公司预期的2008年动态市盈率为16.3倍，帐面价值比率为2.7倍，这是自三年前上 市以来的最低水准。被严重低估的事实以及运营效率日益改进的现状使股票在未来12个月中有增长20%甚至更多的潜力。今年2-3月间，NLC在进行历史上 最大规模收购的过程中股价由19美元上涨至22美元。这些收购总价值超过100万美元，从绝对金额来讲并不是很大，不过对该公司而言在如此短的时期内发起 收购却是史无前例的。尽管费用开支渐涨、执行程式面临考验、经济风向无法确定，诸多因素将对NLC的日常营运施加巨大压力，不过公司盈利能力屡创新高的潜 力将会为有耐心的投资者带来丰厚的回报。

http://www.nalco-ftg.cn/index.htm
Water Industry Spending Still Up - But Clouds Loom
It's a Wet World

6 Ways to Profit from 'Peak Oil LukOil, PBR, SU, CNQ, ECA, NXY
2 Peak Oil Plays CNQ, DNR
Home-Grown Oil Stock Picks DNR, WLL, CNQ, DVN, HES

新上市公司名称：Intrepid Potash Inc
代号：IPI
承销商：摩根士丹利，高盛，美林
IPO价格：24-26美圆
预计上市日期：4月21日
预计发行：2400万股
筹集资金：5.6亿美圆

想在今日的市场上市，非得有无畏（Intrepid）的气势不可。而Intrepid Potash的前半名字中就有无畏的意思，或者这才是令投资者更感兴趣的地方。

Ben Johnson的分析师Morningstar表示，“如今，大盘走势坚挺。碳酸钾的供需市场特别紧张。”

碳酸钾是制作化肥的必要元素，化肥近期一段时间徘徊于IBD工业评级的顶端。 Potash Corp. of Saskatchewan(代号:POT)自从2006年中期以来股价暴涨了500%。 2000年以来，全球市场对食物的迫切需求推动碳酸钾年增长率维持在3.5%，而全球95%的碳酸钾只由十多个国家生产。

Intrepid Potash是美国碳酸钾的领先制造商，同时还是西半球唯一一家只营碳酸钾业务的企业。这样的情况同样令Intrepid成为一家收益依赖于行业周期的企业。但是Johnson不认为减速期已逼近。 Johnson表示，“中国，巴西，印度的需求现在正逐渐增加，这些领域的碳酸钾甚至达到了短缺的情况。随着粮食价格上涨，公司保持快速增长最简单最经济的方法是保证植物营养。”

公司
Intrepid Mining在2000年由石油商建立，成立原因是石油商听说犹他州Moab附近的一碳酸钾矿源由于减产即将关闭。创始人相信他们能够通过水准钻法令该矿井重燃生气，当时，使用于原油钻探的新技术还从未应用于碳酸钾矿井上。如此大胆的想法大获成功，团队开始在犹他州和新墨西哥州购置地产。 2006年，他们抛售了所有的原油资产，全力专注于碳酸钾业务。 2007年11月，管理层成立了Intrepid Potash，在上市后Intrepid Potash收购了Intrepid Mining的资产。

去年，Intrepid的四个地区生产了560万吨碳酸钾，高产877000吨纯钾氧化物。

Intrepid
Intrepid 97%的产量为国内市场所消耗。谈及公司路线图，管理层表示，位于美国中心地带的潜在购买者将不得不为遥远的路途支付成本，这令公司倍感竞争力。

风险和挑战
Intrepid将所有的一切都押在了碳酸钾上，这将令公司营收不稳定。历史上而言，碳酸钾业务就波动不断，比如两年前，中国政府为了压低碳酸钾价格，而故意拖延进口谈判。

业绩
去年，公司营收增长40%，至2.135亿美圆。未计入能源资产的出售收入，净收入增长23%,至2970万美圆。 Intrepid预计通过发行2400万股筹集5.6亿美圆。

管理层：
Robert Jornayvaz，首席执行官兼主席，1996年成立Intrepid Oil & Gas以来，自始自终领导着公司。他拥有德州大学的本科学位。
Hugh Harvey Jr. ，科技执行副总裁和董事会成员，1996年成立Intrepid Oil & Gas以来，他就与Jornayvaz一起合作。具有硕士学位。
Patrick Avery，总裁兼首席运营官，2007年加入公司。具有MBA学位。

CORNERSTONE II (part 1)
CORNERSTONE II (part 2)
CORNERSTONE II (part 3)
CORNERSTONE II (part 4)
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CORNERSTONE II (Part 6)
CORNERSTONE II (Part 7a)
CORNERSTONE II (Part 7b)
CORNERSTONE II (Part 8)
CORNERSTONE II (Part 9)
CORNERSTONE II (Part 10)
CORNERSTONE II (Part 11)
CORNERSTONE II (Part 12)

Horn River Gas Shale Play Could Be Big for EnCana - Seeking Alpha

Shale Gas Activity Horn River Basin, British Columbia ...

Quicksilver Resources acquires 19 licenses in Horn River Basin

OTHER:
Goldman's $200 Oil Call and the Hurricane Premium Theory

Barnett Shale: Map, Wiki

Marcellus Shale: Seeking Alpha, Wiki




Elm Coulee Oil Field, Bakken Formation, Bakeen Shale
Study 3.0~4.3BBL (?)
Player BR(COP), CLR, HES, EAC, WLL, SM, EOG The Bakken Trend: Lost Dutchmen Mine of the Oil Patch? - Seeking Alpha

Barnett Shale and KWK

德州地大物博,天然气自然不会少.德州最大的天然气存储区被称为Barnett Shale,以Fort Worth为中心,周围20个郡都属于Barnett Shale.这块区域是美国天然气存量最大,最活跃的地区之一.在叶岩层下大约有26万亿立方英尺天然气,如此庞大的数量令原油和天然气公司为之疯狂,都想在这场角逐中分得一杯羹.

Quicksilver Resources(代号:KWK)在Barnett Shale上烧了不少钱.这家将勘探和生产集一身的企业专攻于”非传统”天然气,比如叶岩气,开采这种气体往往需要高科技的帮忙.

今年,Quicksilver公司8.75亿美圆的资金预算中有80%用于开发此盆地.去年Barnett Shale的产量已经增长200%,公司预计今年产量再翻一番.去年11月, Quicksilver通过卖出两个天然气存储池进行套现,所有其在Barnett的资金较充裕.公司维持在加拿大的天然气运营不变.

Quicksilver的投资关系副总裁Rick Buterbaugh表示,” Barnett毫无疑问是公司继续增长的动力.另外两个存储池(已卖出)不再能满足我们高增长的需求.”

自从2003年在Barnett Shale占得一席之地以来, Quicksilver已经获得了该地区255000英亩土地.但是仅仅开发了20%的土地,按照这样的进度至少需要十年进行开发.

Quicksilver是首批进入这片领域的拓荒者之一,紧随Devon Energy(代号:DVN)和Mitchell Energy之后. Devon Energy不仅是该地区的最早开发商,同时占有着支配地位. Mitchell Energy在2002年涉水该地域.整个盆地最大的生产商包括XTO Energy(代号:XTO), EOG Resources(代号:EOG)和Chesapeake Energy(代号:CHK).

KeyBanc Capital的分析师Jack Aydin将Quicksilver的管理层归为”先行者类型”.Aydin表示,”这些家伙永远都先他人一步进入,所以他们就能积累更多的土地进行开发.”

Oilman Frank Darden和Glenn, Thomas, Anne组建了Quicksilver,并在1999年通过合并Darden的被接管公司Mercury Exploration公开上市.

首席执行官Glenn Darden不久前告诉”石油与燃气投资者”,由于比大多数企业更早进入Barnett Shale,公司团队能够以低于500美圆/英亩和大约20%使用费的价格签定长期租界合同.而如今, Barnett Shale每英亩的租界费用超过10000美圆,而使用费涨至25%或者更多。

Quicksilver勘探产气区的专案已经初见成效.公司去年在Fort Worth盆地钻有244个水准井钻井,日产出131857立方英尺天然气,大约是2006年的三倍.今年,公司预计盆地的年产量翻一翻以上.2008年,基于13个钻探平台,公司计画钻出超过200口井.

水准井钻井,也就是Barnett Shale的主要钻井,相比垂直钻井成本更高,但是产量却又相对较高.分析师表示，最近几年的新科技和物价上涨令Barnett更具商业价值.最大的风险或许就是物价下跌.同时天气因素也将对价格产生暂时影响.Simmons Co的分析师David Kistler表示, “长远来看,直到2014年供应和需求将保持强劲状态.”

行业观察者称,天然气价格(现9.90美圆/百万英国热量单位)将会跌至低于5-6美圆. Aydin预计价格将在未来几年稳定在7-10美圆.Buterbaugh表示,即使价格跌至4美圆, Quicksilver至少能获得20%的回报,由于低产出成本和流动气高利润.但是,相比华尔街对天然气公司的成本结构预计,投资者似乎对物价更感兴趣.

四季度低于预期的天然气价格导致Quicksilve利润相比华尔街预期低了6美分.每股收益相比去年增长了50%,至18美分/股. Thomson Financial的分析师预计今年收益增长61% ,至1.13美圆一股,2009年增长25%.

分析师继续关注Quicksilver在西德州叶岩区Woodford-Barnett的工作进展.管理层告知分析师,他们对公司的进度”感到鼓舞”,预计在年底宣布部分成果.Quicksilver被报导称,在西德州已经获得了大约375000英亩土地.同时,在最近的分析师会议上, Quicksilver高管披露他们正收购两个新地区的土地,并且”非常有可能”成功.

公司预计今年将在新领域的开销达3500-5000万美圆,但是基于竞争关系,公司官员没有透露投资位址. Aydin表示,”他们说是北美洲.”

Natural Gas Producer Places Big Bet On Basin Around Fort Worth

They say everything in Texas is big, and that certainly goes for natural gas fields.

The biggest gas field in Texas is called the Barnett Shale. It spans 20 counties in and around the Fort Worth epicenter. It's one of the largest in the U.S. and the most active.

About 26 trillion cubic feet of gas embedded in underground shale is fueling a feeding frenzy among oil and gas companies angling to get a piece of the action.

Quicksilver Resources (NYSE:KWK - News) is betting most of its capital spending budget on the Barnett Shale play.

The exploration and production firm specializes in "unconventional" natural gas, such as shale gas, which uses fairly new horizontal technology to get it out of the ground.

About 80% of Quicksilver's $875 million capital budget this year will go to expand production in the basin. Production out of the Barnett Shale already grew 200% last year, and the company expects volume to double this year.

In November, Quicksilver sold two of its stakes in mature natural gas reservoirs in Michigan, Indiana and Kentucky, or about a third of its overall hand, so it would have more money to put into Barnett. It still retains a small natural gas operation in Canada.

"The Barnett is really the driver of continued growth at Quicksilver," said Rick Buterbaugh, vice president of investor relations at the Fort Worth-based firm. "The other two (sold reservoirs) no longer fit our high-growth profile."

Since it started acquiring a position in the Barnett Shale in 2003, Quicksilver has amassed about 255,000 acres. It has developed less than 20% of that, which should keep it busy for at least another decade.

Quicksilver was one of the early entrants into the field, following Devon Energy (NYSE:DVN - News), which had bought the play's first and dominant developer, Mitchell Energy, in 2002. The largest producers in the basin include XTO Energy (NYSE:XTO - News), EOG Resources (NYSE:EOG - News) and Chesapeake Energy (NYSE:CHK - News).

Jack Aydin, an analyst at KeyBanc Capital, calls Quicksilver's management "first-mover types."

"These people have always moved ahead of the crowd into areas where they could accumulate good acreage and do their homework," Aydin said.

Oilman Frank Darden and children Glenn, Thomas and Anne formed Quicksilver and took it public in 1999 by merging with the elder Darden's predecessor company, Mercury Exploration.

By getting into the Barnett Shale earlier than most, Quicksilver's team was able to negotiate long leases at an average of less than $500 per acre and with about 20% royalties, Chief Executive Glenn Darden told Oil and Gas Investor not long ago. (He was not available for comment.) Today, leases in the Barnett Shale often exceed $10,000 an acre and carry 25% or more in royalties.

Quicksilver's homework in scouting out productive spots for drilling is paying off. Quicksilver drilled 244 horizontal wells in the Fort Worth basin last year and produced 131,857 cubic feet of natural gas equivalent per day, about three times as much as in 2006.

This year, the company expects annual production from the basin to more than double. With 13 rigs in place, it plans to drill more than 200 wells in 2008.

Horizontal wells, such as those that are predominant in the Barnett Shale, are more costly to drill than vertical ones but are usually more productive.

New technology in recent years and higher commodity prices have made the Barnett play commercially feasible, analysts say.

The biggest risk is if commodity prices weaken. Variables such as the weather can affect short-term pricing.

"Longer term, it's a supply-demand story," said analyst David Kistler of Simmons Co. He says the forward strip "remains very strong out until 2014."

Industry observers say natural gas prices -- now near $9.90 per million British thermal units -- would have to drop to below $5 or $6 before drilling activity slows. Aydin expects prices to stay between $7 and $10 for the next few years.

Even if gas prices dropped as low as $4, Quicksilver would still generate at least a 20% return, says Buterbaugh. That's due to its low production costs and the high proportion of high-margin liquid gases it gets from the Barnett Shale, he says.

But investors seem more interested in commodity prices and Wall Street estimates than a gas company's cost structure. Lower-than-expected gas price realizations in the fourth quarter caused Quicksilver's profit to come in 6 cents below Wall Street's estimates.

Earnings in the quarter were still up 50% from last year to 18 cents a share, excluding proceeds from the sales of its mature properties in the North. Analysts polled by Thomson Financial forecast earnings to rise 61% this year to $1.13 a share, and 25% in 2009.

Analysts are keeping watch on news from Quicksilver about early work in the West Texas shale fields known as Woodford-Barnett. Management told analysts it was "encouraged" by Quicksilver's efforts and expected to report some results by year-end.

"If they are able to develop (West Texas), it would be an absolute home run," said Kistler, of Simmons Co. "The question is if they can get that gas to market economically. Every project has nuances."

Quicksilver is said to have accumulated about 375,000 net acres in the West Texas play.

Meanwhile, in a meeting with analysts recently, Quicksilver execs revealed that they are acquiring acreage in two newer areas that could hold "significant potential."

The firm is expected to spend $35 million to $50 million this year on the new plays, which officials wouldn't disclose by name or location for competitive reasons. "They said North America," according to Aydin.

Quicksilver Resources Acquires 19 Licenses in Horn River Basin of British Columbia; Updates First-Quarter 2008 Guidance

Shale Gas and CLB

Barnett Shale也许是美国最大的陆地天然气存储区.最难的地方就是将天然气开采出来.德州的Dallas-Fort Worth地区占地5000平方公里,行里话称该叶岩区为”密不透风”存储池.意味着只有通过小口径钻井才能进行开采.这需要特殊的设备,比如Core Laboratories(代号:CLB)的”超级英雄”射孔弹.

射孔弹能够炸开在井洞和存储池之间的岩石.Stifel Nicolaus的分析师Thaddeus Vayda表示, “一旦你将其置于地面后,你就可以钻出一个管型洞.如果你没有用射孔弹进行爆破,就会产生很多岩屑.如果存储池过于紧密,洞很容易被堵塞.”超级英雄”是理想清洁的催化剂,使用此产品后岩屑明显减少,也就是说效率提升了.

新产品面世
Core,总部位于荷兰,去年开始发售”超级英雄”,主要就是考虑到了Barnett Shale地区的特殊地形.该款产品相当热销,销售额是Core其他传统射孔弹的三倍有余.分析师表示,这就是为什么Core的产品增殖部门能够在北美天然气市场不景气的情况下,依旧增长的原因.公司最近发售了大版本的”超级英雄”来增加出口量.

Core同时通过购入Entrada Geosciences来增加其在紧密天然气上的提取能力.这家位于丹佛的小型工厂的技术帮助Core从紧密沙层和叶岩中提取天然气样本.首席执行官 David Demshur表示,“当矿样被采集后,比如说是来自于Barnett Shale的样本,我们有能力就在矿井旁对天然气的量进行测量.之后就可以将天然气和矿样转移到我们的工厂进行进一步分析.”

Demshur表示,他计画将这种技术应用到Core的全球市场中去.他特别提到了加拿大. EOG Resources(代号:EOG)最近表示,通过对加拿大英属哥伦比亚省的勘探表明,该地域所蕴存的天然气甚至还高于Barnett Shale. Demshur表示,Core将于夏天在加拿大再开分部.

加拿大之后, Demshur相信公司的产品线能够在北美市场外所接受,比如中欧,南美,澳大利亚,特别是印度.Vayda称,“我们不认为天然气价格的增加是头等大事,我们认为这很实际.”

分析师Vayda认为这样的天然气投资能够获得回报,因为他预计钻井需求将会增大.他表示,天然气存量比五年平均水准低了18%,而原油价格的增长将促进对新能源的追求.

然而,陆上天然气并非Core的唯一业务.公司正增加其在原油和天然气钻井设备上的产品和服务范围.三季度,收购了Temco,令其具有分析最深达30000英尺的深海油区的岩石和流质样本的科技能力.所有这些举动令得Core能够自2003年以来保持稳定增长.

四季度,营收同比增长15%,至176.4亿美圆,利润增长39%,至每股1.36美圆.全年销售增长了16%,至6.71亿美圆,利润增长59%,至每股4.87美圆.

Demshur表示这样的增长趋势很符合公司的扩张计画.能源需求继续攀升,尽管新发现跟不上需求的脚步.

提高回收再利用率
总体而言,原油和天然气的回收再利用率大约在40%.公司希望提升至46-47%.

Vayda对该股评级持有,但他表示,那是因为该股不同寻常的增长速率:自从2003年触底以来,价格翻了12番还多.长远来看,公司的业务独一无二,基本面稳固.Vayda表示,两个问题依旧摆在桌面上:维持增长和回购股票,以弥补可转换债券带来的摊簿.“只要股票升值10美圆,他们就不得不回购 200000股来保持平衡.”

分析师预计今年收益增长26%,至每股6.12美圆.明年预计增长22%.至每股7.46美圆.


This SuperHero Blows A Cleaner Hole For Natural Gas Producers

The Barnett Shale might be the largest onshore natural-gas field in the U.S. The hard part is getting the stuff out.

Covering about 5,000 square miles in the Dallas-Fort Worth region of Texas, the shale is known in the industry as a "tight" reservoir. That means it can be accessed only through small openings.

That requires special equipment, such as Core Laboratories' (NYSE:CLB - News) SuperHero perforating charge. Perforating charges blast out the rock between a well bore and the reservoir.

"You are blowing holes in a piece of pipe once you've placed it in the ground," said Thaddeus Vayda, an analyst at Stifel Nicolaus. "And if you blow a hole in anything, you throw a lot of debris into the area around it. If it's a tight reservoir, you're clogging it up even more. (SuperHeroes) are fairly clean accelerants in that they throw much less debris into the well bore area, meaning much better initial flow rates."

New Product Takes Off

Core, based in the Netherlands, rolled out the SuperHero last year with the Barnett Shale specifically in mind. It's been a hit, with sales more than tripling those of the conventional perforating charges Core sells.

Analysts say it's one reason why Core's production-enhancement segment managed to grow in the fourth quarter despite a sluggish North American gas market. The firm recently built on this by launching a bigger version of the SuperHero to increase output volume.

Core also added to its abilities in tight gas extraction with its recent buyout of Entrada Geosciences. The small Denver firm's technology helps collect gas samples from tight sands and shales.

"When a core sample is taken from, let's say, the Barnett Shale," said Chief Executive David Demshur, "we have the ability to measure the amount of gas that comes out of the shale right at the well site. We can then transfer the gas and the core back to our facility to analyze (them) further."

Demshur says he plans to take this technology to Core's global markets. He especially has his eye on Canada. EOG Resources (NYSE:EOG - News) recently said some exploratory drilling in the Muskwa Formation in British Columbia indicated that the field has more gas than the Barnett Shale. Demshur says Core will open the Gas Shale Center for Canada in Core's Calgary branch this summer, just as the drilling starts in earnest.

After Canada, Demshur believes the product line can be applied to fields outside North America, such as central Europe, northern Africa, Australia and especially India.

Analyst Vayda believes this investment in natural gas could pay off, as he expects drilling to increase. Stored natural gas levels are about 18% below the five-year average, while the high price of oil is bound to boost demand for alternatives, he says.

"We don't think the increase in natural gas prices relative to last year is a 'head' thing," Vayda said. "We think it's real."

However, onshore natural gas is hardly Core's only business. The company keeps adding to its range of products and services to oil and gas drillers. In the third quarter it bought Temco, which brought technology that analyzes rock and fluid samples from deep-water oil deposits as much as 30,000 feet underground.

"You have enormous pressures and temperatures in these petroleum reservoirs," said Demshur. "We collect these fluids and put them in metal cylinders, (which) have to withstand some 30,000 pounds per square inch of pressure. (Temco) will give us the ability to manufacture these ultra-high-pressure cylinders."

Temco was also a small company selling only to Gulf of Mexico drillers, but Core plans to globalize this business, too. Demshur says deep-water fields off Brazil, West Africa and Asia can also use the technology.

All this activity has helped Core keep up the steady growth clip it has maintained since 2003. In the fourth quarter, revenue rose 15% from the year before to $176.4 million, while profit rose 39% to $1.36 per share.

For the full year, sales climbed 16% to $671 million while profit jumped 59% to $4.87 a share.

Demshur says trends favor Core's expansion. Demand for energy continues to climb, while new discoveries are not keeping pace.

"If you look over the last five years, outside of deep-water discoveries, we really haven't found any major new accumulations of oil and gas anywhere on the globe," he said. "That means that (field owners') assets are becoming more and more valuable. We're seeing larger investments in these already existing fields. The best thing is to try to recover additional amounts (of oil)."

Boosting Recovery Rate

Overall, the recovery rate from oil and gas fields is about 40%. Demshur says Core aims to boost that to 46% or 47%.

Vayda has a hold rating on the stock, but he says that's because of its extraordinary run-up: Since its bottom in 2003, the price has multiplied by more than 12 times. In the long term, he sees it as a unique business model with solid fundamentals.

Two challenges remain, Vayda says: maintaining consistent growth, and repurchasing shares to offset the dilution associated with convertible debt.

"For every $10 the stock appreciates, they have to repurchase 200,000 shares to remain even," he said.

Analysts expect earnings to rise 26% this year to $6.12 per share. Next year they see a similar 22% increase, to $7.46.

行业爆发增长　风电设备行业竞争格局生变

风电装机的预测受政策、电价、整机厂商技术进度、零部件厂商配套能力等多种因素影响，具有较大的不确定性。因此，国家发改委原来预测的2010年风电累计装机达到500万千瓦的数字将被大大超过。2007年我国新增风电装机看望达到240万千瓦，2007年底累计装机达到500万千瓦。此外，国内很多风机整机生产厂商从2007年起都有庞大的投产和扩产计划。据预测，2007～2010年我国新增风电装机容量将分别达到240万千瓦、400万千瓦、550 万千瓦、700万千瓦，到2010年累计风电装机可达2150万千瓦。

　　国产兆瓦级风机厂商成最大赢家

　　因为风机制造在我国还属于新兴行业，此前国外厂商市场占有率较高。2006年，国外厂商占我国风电市场份额的59％，国内厂商占41％。

　　随着国内厂商逐步掌握风机制造的核心技术，市场份额将逐年迅速增加，2010年国内厂商市场份额有望达到95％。

　　专家同时指出，未来几年我国兆瓦级机组占比将增加，但750千瓦机组仍然有一定市场。虽然兆瓦级机组发展初期经济性不如千瓦级机组，但随着技术成熟和产量增大，成本会降下来。在欧洲市场，兆瓦级以上机组的市场份额超过90％，代表了市场发展趋势。2006年，我国新增风机市场兆瓦级以下占70％。随着新上整机厂商逐渐开发出兆瓦级以上机组，我国兆瓦级风机每年新增比例将迅速增加。

　　部分关键零部件供应紧张

　　随着国内风电市场需求的加大，关键部件配套生产企业有了一定发展，风电产业制造和配套部件专业化产业链正逐步形成，主要特点有：发电机制造企业能够满足国内风电产业发展的需要；齿轮箱制造企业基本能满足国内风电产业发展的需要，但由于齿轮箱轴承质量要求较高，目前国内尚无法提供合格的产品，齿轮箱产能受国外轴承供应的影响较大；控制系统目前主要采用丹麦MITA和奥地利Windtec生产的设备，但国内已有科诺伟业、北京景新、时代集团等企业在研制生产；叶片制造企业能够满足国内风电产业发展的需要；变桨和偏航轴承国内有洛轴、瓦轴和徐州罗特艾德公司可以提供，但没有经过长期运行考验。 　

　　市场竞争格局将发生变化

　　截至2007年7月底，国内风电机组制造商共有40家，包括国有、国有控股公司17家，民营制造企业12家，合资企业7家，外商独资企业4家。其中；国内及合资的30多家公司，大多是2005年以后开始涉足风机整机制造。

　　2008年，随着多家厂商分别进入小批量及大批量生产阶段，整个市场的竞争格局将发生很大变化。目前，已经实现大批量生产能力的第一梯队厂家，包括金风科技、东方汽轮机、华锐风电、浙江运达等，市场对处在第二梯队且已试制出样机或具备小批量生产能力的厂家很关注。

金风科技：世界第十中国最大风电设备制造商
金风科技在全球风电设备市场上排第十名，市场份额为2.8％，和国内同行比，金风科技的优势比较明显，即使是排第二的华锐也无法和它相比，它占内资制造商比例高达80％以上，占全国历年总装机比例也高达25.68%。

American Superconductor Gets Wind Order
Wednesday April 2, 12:16 pm ET
American Superconductor Receives $18 Million Order for Wind-Turbine Electrical Systems, Parts

AMSC Receives New Orders for Wind Turbine Electrical Components from Canada and China
Wednesday March 19, 7:30 am ET
-- First Order from China's Dongfang Steam Turbine Works Received for Electrical Systems for AMSC Windtec's 2.5 MW Wind Turbine Design
-- Canada's AAER, Inc. Orders Core Electrical Components for 20 Additional 1.5 MW Wind Turbines
-- CSR-ZELRI Orders 20 Additional Sets of Core Electrical Components for 1.65 MW Wind Turbines in China

德州的Barnett Shale也许是国内最忙碌的天然气开发区，但现在，阿帕拉契脉的Marcellus Shale已成新宠。工业储量预计最多达50万亿立方英尺，大约是Barnett的两倍。

问题是，Marcellus还没有开发太多的天然气。坚硬的叶岩石深埋于宾夕法尼亚州西部地面以下，三个州依旧处于初期开发阶段。 Range Resources(代号:RRC)是领军人物。该天然气企业是首家在Marcellus Shale进行大规模开发的上市公司，开始于2004年。相比其他跟随其后的企业，如Cabot Oil & Gas(代号:COG)，Southwestern Energy(代号:SWN)，Chesapeake Energy(代号:CHK)，如今的Range Resources俨然是地盘最多的企业。

Range预期其租借有110万英亩土地，650，000英亩属可开发地，天然气存量相当于10-15万亿立方英尺。

Key-Banc Capital的原油和天然气分析师Jack Aydin表示，“Marcellus代表着未来。”如果没有过去十年涌现的高新技术，埋于硬泥质岩的天然气根本无法开采。采用尖端设备后，Range如今已在Marcellus开发了88口井，包括垂直和水准钻井。垂直井被钻探后用于探测叶岩构成。水准井比垂直井价格成本价高出四倍---每个价格在 400万美圆----但是比垂直井产量更高。在Marcellus，水准井和垂直井一样，钻探深度达到6，000英尺，但是之后直转左或右，再挖3000 英尺。

今年，Range尽力于开发Marcellus，计画钻60口新井，并架设更多的管道。其中Marcellus所钻的 60口井中有40个为水准式。尽管采用了“众所周知”的模式，Range开始在Marcellus获得天然气。最近的八个水准井每天产生320万和470 万立方英尺的天然气。

David Kistler of Simmons的分析师表示，“Marcellus占到估值的很大的一部分。然而，作为一家企业，公司的产品分散化进行得相当不错。”

总部位于Fort Worth的Range，已是Barnett Shale的老手，在Fort Worth占地大约5，000平方英里。该公司一直活跃在巴内特以及德克萨斯州的其他地方，还包括奥克拉荷马州和新墨西哥州。

Range在Barnett Shale持有100，000净英亩，每天产量在9800万立方英尺，相比一年前增加了3500万立方英尺。公司计画在该地域再增加100口新井。

产量最多的地方是西南弗吉尼亚州的Nora煤层气田。在这里，甲烷气体是从煤岩提取出来的。
Range在Nora与Equitable Resources(代号:EQT)建有合资企业，各持有一半股权。

四季度，平均是产量增长17%，至3.43亿立方英尺。总营收为8.62亿美元，同比增长16%，实际商品价格增长了18%。每股收益同比增长51%，至1.69美元/股。 Range计画在2008年钻井将近100口，产量增长15%。

Pinkerton欣然承认原油和天然气业务“可能无法预知”。他还表示，未来3到5月份，天然气平均价格应该在7-9美元，之后预期在10美元以上。然而，钻井和其他服务成本持续上升。成本和商品价格依旧是关键。

Pinkerton表示，“我们将业务看成一个组合。我们将会出售高成本资产，同时关注于低成本资产。”

Thomson Financial分析师预计2008年每股收益2美圆，Range收益预期同比增长18%。预计2009年每股收益仅增长2%，但是在2010年为29%.

A Texas Natural-Gas Driller Looks To Strike It Rich In Appalachia

Investor's Business Daily
A Texas Natural-Gas Driller Looks To Strike It Rich In Appalachia
Friday April 4, 6:30 pm ET
Marilyn Alva

The Barnett Shale in Texas might be the busiest natural gas field in the country, but the new buzz is all about the Marcellus Shale in Appalachia.

With recoverable reserves estimated at up to 50 trillion cubic feet -- about double Barnett's -- it could make the Barnett Shale look like a pint-sized Texan.

The thing is, Marcellus has yet to produce much natural gas. The hard shale rock buried deep under western Pennsylvania and three bordering states is still in the early stages of development.

Leading the way there is Range Resources (NYSE:RRC - News). The natural gas company was the first to stake out lots of land in the Marcellus Shale. It started in 2004.

It now has the largest position by far of any of the other players that have followed, which include Cabot Oil & Gas (NYSE:COG - News), Southwestern Energy (NYSE:SWN - News) and Chesapeake Energy (NYSE:CHK - News), among others.

Range estimates that of its 1.1 million-acre lease holdings there, some 650,000 acres are productive, equal to 10 trillion to 15 trillion cubic feet in natural gas reserves.

"Marcellus is the future," said Jack Aydin, oil and gas analyst with KeyBanc Capital. "They're probably ahead of everybody by at least two or three years."

Gas held deep underground in hard shale rock was impenetrable until new technology was developed in the past decade to get it out of the ground.

Using sophisticated gear, Range has so far drilled 88 wells in the Marcellus, both vertical and horizontal. Vertical wells were drilled to learn about the shale formation.

Horizontal wells are about four times as costly as vertical wells -- as much as $4 million each -- but are likely to be more productive than vertical wells. They come in contact with a larger "pay zone" of the shale than vertical wells.

In the Marcellus, horizontal drills go down about 6,000 feet like vertical wells but then take a sharp left or right turn and continue on about 3,000 feet.

This year, Range is focused on taking Marcellus to the next level, with plans to drill 60 new wells and build more pipeline infrastructure.

Of the 60 wells that Range plans to drill in the Marcellus this year, 40 will be horizontal.

While in an "earn as we learn" mode, Range is starting to see gas trickle out of the Marcellus. The last eight horizontal wells it drilled produce 3.2 million to 4.7 million cubic feet of gas a day.

"Marcellus is a very large portion of their valuation," said analyst David Kistler of Simmons Co. "However, as a company, it is relatively well diversified."

Based in Fort Worth, Texas, Range is no stranger to the Barnett Shale, which encompasses about 5,000 square miles in and around Fort Worth. Not surprisingly, the company has been active in the Barnett as well as other parts of Texas, Oklahoma and New Mexico.

Range holds more than 100,000 net acres in the Barnett Shale, with production running about 98 million cubic feet equivalent a day, up from 35 million a year ago. It plans to add 100 new wells there this year.

Range also is active in other areas in the Appalachian region, where it has roots that go back to the early 1970s.

The most productive is in the Nora coal bed methane field in southwestern Virginia. Here, methane gas is produced from coal rock.

Range has a 50-50 joint venture with Equitable Resources (NYSE:EQT - News) in Nora, one of the largest coal bed methane fields in the region.

"The two of us own essentially the whole play, which is 300,000 acres," said Range CEO John Pinkerton. He says they've drilled about 1,800 wells so far.

Range, Pinkerton says, will get more than half of this year's total production from Barnett, Nora and Marcellus, in that order.

"If it develops out, Marcellus should (one day) be the largest because we have such a big acreage position," Pinkerton said. What's more, it owns almost 100% of the leases there and pays relatively low royalty rates to landowners -- 12.5%. Royalties in the Barnett now run around 25% for good spots.

Range has proved it can deliver for the past 20 consecutive quarters, each of which has outproduced the preceding quarter.

In the fourth quarter, average daily production volume rose 17% to 343 million cubic feet equivalent. Total revenue of $862 million was up 16% from the earlier year, aided by an 18% rise in realized commodity prices. Earnings rose 51% from the prior year to $1.69 a share.

At year-end, Range boasted a drilling inventory of 11,000 wells. It plans to drill nearly 1,000 wells in 2008, eyeing 15% production growth.

Pinkerton readily admitted that the oil and gas business "can be pretty unpredictable." Still, he says natural gas prices should average between $7 and $9 for the next three to five years and more than $10 past that time.

"People have finally figured out that energy is a commodity, and as you use it up there is less around," he said. "And of all the hydrocarbon fuels, natural gas is clearly the most carbon-footprint friendly. Natural gas will be the clear winner. It's homegrown and it's cleaner (than oil and coal)."

Still, drilling and other service costs continue to rise. Costs and commodity prices will be key.

"We look at our business as a portfolio. Over time we will sell off higher-cost properties and focus on lower-cost properties," Pinkerton said.

Analysts polled by Thomson Financial estimate that at $2 a share on 2008, Range will earn 18% more than last year. They expect earnings to rise only 2% in 2009 but 29% in 2010.

一旦有液化天然气工厂投入建造,总部位于俄亥俄州Garfield Heights的一家工业设备提供商就暗自偷乐,因为公司能从中分得一杯羹.设备提供商Chart Industries(代号:GTLS),为液化天然气工厂提供特殊设备,包括热传导,低温实验箱和管.

全球液化天然气业务正如火如荼的展开中，偏远地区的天然气将被传送到最需要的地方,比如美国和中国。 Natixis Bleichroeder的能源分析师Jeffrey Spittel表示,“未来五年将建造诸多终端,范围从巴布亚新矶内亚至挪威的任何地方.”

被发现的气体将被转化为液体,然后转入容器中运送至遥远港口.接受处的终端通过再蒸发程式将液体转化为天然气.Chart 2/3的营收来自于液化天然气项目,也是Chart增长最快的业务. Spittel表示,全球液化天然气的容量增长速度在15%左右.

关键用户
Chart是诸多构建液化天然气工厂的主要供应商之一.一个关键的消费者是Bechte.UBS Securities的David Anderson表示,“如果Bechtel赢得大奖,那么Chart宣布获奖是迟早的事情.”然而,这也并非水到渠成的业务.液化天然气工程延期是很正常的事情.

尽管Chart在其他领域,如工业天然气市场,也许增长不快,但是这至少是对液化天然气的有益补充. Anderson表示,”由于液化天然气上的延期,我们已经在关注定单风险了.但是他们有能力从其他项目上获得定单，比如乙烯和天然气加工设施.”

Chart专攻两个市场:天然气和工业气体.工业气体业务是Chart最大的业务,占到总销售的45%.全球快速发展的工业气体市场,完全能弥补美国和欧洲市场的减速.

只要经济继续发展,中国,印度和其他工业化国家就需要天然气处理科技,以及分销和存储部件,,而所有这些Chart都有参与.

公司四季度总销售增长26%,至1.877亿美圆.Chart的能源和化学部门销售增长更快,达61%,至8490万美圆.每股收益增长73%,至57美分一股,比华尔街的预期高出16美分.

未来预定依旧强劲.定单额增长66%,至1.188亿美圆,主要由于大宗项目,比如中东的一项大型乙烯低温箱,中国和东南亚的大型铝热传导装置.去年年底, 能源和化学部门销售达到3.588亿美圆,相比2006年底增长73%.总确认定单为4.75亿美圆,相比2006年增长49%.

Thomas表示,公司的定单包括了1.70亿美圆的两个液体天然气项目,1亿美圆的配给和存储设备,1亿美圆的天然气处理和石油化学制品专案.

首席执行官Thomas宣称,”未来5-10年将会再建造15-20个液体天然气工厂.预计我们会参与其中30-40%的专案.”

现场安装工作
除了提供设备之外,Chart有时还进行现场安装工作,固定成本是自己承担的.四季度电话会议上, Thomas表示在这些可怕专案上的工作”彻底结束.”他发誓在未来远离这种非核心现场安装工作.

Chart自然对困难不陌生.2003年,公司在破产保护下申请重组,在数月之后以现任首席执行官领导的新管理团队应运而生.私募基金First Reserve在2005年收购了Chart,并在2006年公开上市.

Anderson表示,”这是一家成熟的企业.他们经历过成长的烦恼.管理层预计2008年销售达7.30-7.65亿美圆,2007年为6.664亿美圆. Thomas Financial的分析师预计今年收益增长45%,2009年增长26%.


Equipment Supplier Makes Key Components For World's LNG Plants

中国《可再生能源法》和配套法规提出了基具挑战性的可再生能源发展目标，贯彻和落实《可再生能源法》将极大地促进中国可再生能源市场和可再生能源产业的发展。

可再生能源项目支持中国制定和实施新的可再生能源政策，鼓励电力公司和独立发电商大量购买可再生能源，从而降低成本，加速可再生能源技术的采用。这些政策包括：可再生能源强制性市场份额（也称可再生能源配额标准）、公共效益基金、风电特许权以及可再生能源定价规则。

中国的可再生能源产业发展迅速，风电尤为如此。过去三年来，中国风电装机容量平均每年增长 40%。然而，可再生能源在中国能源结构中所占比例却仍然很低：尽管风电近年来增长迅速，它在全国电力供应中仅占 0.25% 。中国可再生能源规模化发展仍然存在诸多障碍，不能反映全部社会成本和收益的定价方法就是其中之一。

为了克服这些障碍以及加快可再生能源技术商业化，中国已经开始推出一系列被证明是行之有效的政策。 2005 年《可再生能源法》的出台促进了这些政策的研究和制订，例如：为可再生能源发电确定了保护性分类电价，要求电力公司以固定的优惠价格购买所有可再生能源发电；制订了在全国范围内进行成本分摊的机制，防止这些增量成本仅由可再生能源发电设施附近地区的消费者承担。此外，还制订了具有法律约束力的可再生能源发展中长期目标，该目标是世界上最具雄心的目标之一。项目执行单位当前的主要任务是帮助政府进行政策实施的能力建设。


提要：可再生能源法实施以后，中国风电发展规模及成本预测。
资料来源：根据国家发展和改革委员会《可再生能源中长期发展规划（草案）》推算

项目战略：
通过能力建设来推动中国可再生能源的发展 —— 让决策者了解国际上可再生能源发展的先进政策和实践经验，并帮助他们改进这些政策使之适合于中国的国情。

这些政策包括：

1. 公共效益基金
2. 强制性市场份额（也称可再生能源配额标准）
3. 分布式发电技术的激励措施
4. 可再生能源定价规则

范例：
我们正在帮助国家及地方发展和改革委员会贯彻实施国家可再生能源发展目标，即到 2020 年中国一次能源消费中有 16% 来自可再生能源；可再生能源发电装机容量达到137,000 MW，其中包括 30,000 MW 的风力发电和 30,000 MW 的生物质发电。项目执行单位正在协助中央和地方政府实施一系列可再生能源发展激励政策，以中国实现上述目标。



提要：到 2020 年，中国一次能源消费中有 16% 来自可再生能源， 可再生能源发电装机容量达到 137,000 MW，其中包括 30,000 MW 的风力发电。
资料来源：国家发改委《可再生能源中长期发展规划（草案）》

1. 为省级政府官员提供可再生能源政策制定和实施的培训。
2. 为各省制定可再生能源发展规划提供技术支持。
3. 为制订可再生能源发展激励政策提供支持。

Source: 中国可持续能源项目

Diamond Offshore Drilling(代号:DO)更新了其船队状态，并披露一份Ocean Ambassador和Ocean Heritage的新合同。

尽管船队状态略现积极，但我们还是减少了2008/2009年10.74/13.31美元的每股收益预期，之前预期为11.09/13.54美元，调整基于维护营运开支。

Diamond Offshore是中部海域（最多4000英尺）市场的佼佼者，海底钻探往往需要设备。由于在这个领域没有足够的供应，以及资本需求关系而难以涉水。尽管公司的浮式(钻井船)部门在2008年已被锁定，但是市场对钻井能力的迫切需要将为公司签订长期合同带来便利。公司将近一半的船队进行国际性任务，浮式 (Semisubmersible钻井船)占61%，而自升式（Jackup钻井船）占到36%。

我们继续看好Diamond Offshore，由于其关注于全球中部海洋钻井营运和以及在美国海湾的风险有限，只有7艘自升式（钻井船）。未来自升式（钻井船）的移动将是该股的催化剂。 Diamond Offshore价值110亿美元的合同订单提供了收益透明度，近期浮式(钻井船)市场紧缺将令公司在合同价格上更有发言权。