viernes, septiembre 29, 2023
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NFE: Plataforma de licuefacción Pioner II zarpa hacia Altamira en México

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NFE: Plataforma de licuefacción Pioner II zarpa hacia Altamira en México

El desarrollador estadounidense New Fortress Energy (NFE) anuncio que la Plataforma de licuefacción Pioner II había zarpado hacia Altamira, México, con lo que completaría finalmente su unidad de producción de gas natural licuado (GNL), Fast LNG.

«Hoy NFE Pioneer II, la plataforma de licuefacción, zarpó hacia Altamira, México. ¡Allí se encontrará con Pioneer I y III, completando todos los equipos para nuestra unidad Fast LNG 1! Pioneer II recibe gas natural limpio de Pioneer I, la plataforma de tratamiento de gas, luego licua el gas y transfiere el GNL a la Unidad de Almacenamiento Flotante (FSU). Seguirnos para obtener más actualizaciones» dijo NFE una nota publicada en su perfil en la red social LinkedIn.

Imagen cortesía de New Fortres Energy

NFE recibió un permiso de exportación para su instalación Altamira Fast LNG de la Secretaría de Energía (SENER) de México en junio de este año.

Según el permiso otorgado por SENER, NFE está autorizada a exportar hasta 7,8 millones de toneladas métricas hasta abril de 2028, proporcionando una amplia capacidad para respaldar las operaciones de la instalación Fast LNG de 1,4 millones de toneladas por año (MTPA) durante el período permitido.

NFE recibió autorización del Departamento de Energía de EE. UU. para exportar GNL de origen estadounidense a México y otros países del TLC.

La compañía dijo en junio que la construcción de la primera unidad Fast LNG de 1,4 MTPA estaba lista en más del noventa por ciento y que esperaba el despliegue en Altamira ese mismo mes. 

NFE ha dicho que: «Con el inicio de operaciones programado para el tercer trimestre de 2023, estamos en camino de establecer su nuevo centro de GNL, impulsando sus esfuerzos para brindar soluciones energéticas asequibles y confiables a clientes de todo el mundo».

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QatarEnergy anuncia un acuerdo de suministro Nafta por 10 años con Maruneni Corporation

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QatarEnergy anuncia un acuerdo de suministro Nafta por 10 años con Maruneni Corporation

QatarEnergy anunció la firma de un acuerdo de suministro de nafta a largo plazo con la empresa japonesa Marubeni Corporation, un conglomerado líder en negocios integrados de comercio e inversión.

El acuerdo de venta a 10 años estipula el suministro de hasta 1,2 millones de toneladas anuales de nafta a Marubeni a partir de octubre de 2023.

El acuerdo fue firmado por QatarEnergy, en nombre y representación de Qatar Petroleum for the Sale of Petroleum Products Company Ltd. (QPSPP), y Marubeni Petroleum Co. Ltd, una subsidiaria de Marubeni Corporation.

De acuerdo con la compañía, este acuerdo se basa en la relación exitosa y de largo plazo que disfrutan ambas entidades y se basa en el acuerdo de venta de nafta de 5 años firmado en 2018, que vence en septiembre de 2023.

En declaraciones con motivo de esta ocasión, Saad Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado para Asuntos Energéticos, Presidente y Director Ejecutivo de QatarEnergy, dijo: “Este acuerdo mejora aún más la relación duradera, estratégica y fructífera entre QatarEnergy y Marubeni Corporation, que abarca varias décadas. Estamos orgullosos de la cooperación continua con nuestros socios japoneses, como Marubeni Corporation, que refuerza la confianza de Japón en Qatar como proveedor de energía confiable y al mismo tiempo fomenta aún más la cooperación entre los dos países”.

QatarEnergy y Marubeni Corporation mantienen una asociación estratégica de larga data a través de varias inversiones compartidas en la industria energética de Qatar, incluida la inversión en la planta de energía solar Al-Kharsaah y la planta de energía Mesaieed.

Marubeni Corporation es la entidad comercializadora y agregadora de materias primas petroquímicas más grande de Asia. Ha recibido suministros continuos y estables de diversos grados de nafta de Qatar desde 1986, lo que ha permitido a Marubeni Corporation abastecer de manera confiable a una variedad de usuarios finales en Japón.

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Proyecto Port Arthur LNG Fase 2 recibe autorización de la FERC

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Proyecto Port Arthur LNG Fase 2 recibe autorización de la FERC

Sempra Infrastructure, una subsidiaria de Sempra, anunció que la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) aprobó el permiso que autoriza el proyecto de expansión Port Arthur LNG Fase 2 que se desarrolla en Port Arthur LNG en el Condado Jefferson, Texas.

El permiso es un hito regulatorio importante para un proyecto propuesto de Fase 2, que incluye la adición de dos trenes de licuefacción (trenes 3 y 4) capaces de producir hasta 13 millones de toneladas por año (MTPA) de gas natural licuado (GNL).

«Sempra Infrastructure está comprometida a invertir en oportunidades de infraestructura que ayuden a permitir un futuro energético más limpio y seguro», dijo Justin Bird, director ejecutivo de Sempra Infrastructure. «El pedido de la FERC de hoy es un paso significativo en nuestra capacidad para avanzar en la transición energética global, creando una oportunidad para duplicar la cantidad de gas natural estadounidense seguro y confiable que Port Arthur LNG puede ayudar a entregar a los mercados globales».

Con la Fase 1 actualmente en construcción, el desarrollo del proyecto propuesto de la Fase 2 podría aumentar la capacidad total de licuefacción de la instalación de aproximadamente 13 MTPA a aproximadamente 26 MTPA, dijo la compañía. Agregando que, también se espera que el proyecto propuesto incluya un tanque de almacenamiento de GNL adicional y un atracadero marino y se beneficiaría de algunas de las instalaciones comunes actualmente en construcción que fueron aprobadas previamente como parte del proceso de permisos de la Fase 1 de GNL de Port Arthur.

Port Arthur LNG
Foto: Cortesía Port Arthur LNG

Sempra Infrastructure continúa evaluando oportunidades para desarrollar la totalidad del sitio de Port Arthur y al mismo tiempo explora proyectos potenciales para reducir la intensidad de carbono de su GNL, posicionando a Port Arthur como un centro emblemático para la transición energética. La compañía está aprovechando las capacidades integradas de sus segmentos de negocios para desarrollar el proyecto propuesto del conector de Texas del oleoducto Port Arthur, el proyecto del conector de Luisiana del oleoducto Post Arthur propuesto y desarrollar nuevas instalaciones de almacenamiento de gas, todas las cuales servirían a las instalaciones de GNL de Port Arthur.

Para promover el avance del Port Arthur Energy Hub, la compañía adquirió recientemente 38,000 acres de espacio poroso y derechos de superficie relevantes para respaldar el proyecto propuesto Titan Carbon Sequestration, que tiene una ubicación próxima a las instalaciones de Port Arthur LNG. El proyecto tiene como objetivo capturar carbono de los proyectos Port Arthur LNG Fase 1 y 2 de Sempra Infrastructure que se encuentran actualmente en desarrollo y tiene el potencial de desbloquear otras oportunidades de infraestructura de energía neta cero. Este enfoque de desarrollo integral utiliza la amplia experiencia operativa y de desarrollo de Sempra Infrastructure para mejorar el valor total de Port Arthur y puede ofrecer un valor significativo para la comunidad local, abriendo vías sustanciales para oportunidades de crecimiento económico para la región.

«La propuesta de valor del propuesto Port Arthur Energy Hub va más allá de la inversión monetaria en la región», dijo Bird. «Los proyectos propuestos por Sempra Infrastructure crearían nuevos empleos bien remunerados, aumentarían los negocios innovadores en la región y continuarían reforzando la reputación del estado de Texas como líder energético mundial».

El proyecto Port Arthur LNG Fase 2 se encuentra en fase de comercialización y desarrollo activo. El proyecto podría ayudar a satisfacer la demanda futura de suministros de GNL de EE. UU. que se espera que atiendan a los mercados europeos, asiáticos y otros mercados globales a medida que los países buscan mejorar la confiabilidad y seguridad energética y desplazar al carbón en la producción de energía.

El proyecto Port Arthur LNG Fase 1 se encuentra actualmente en construcción y está diseñado para incluir dos trenes de licuefacción de gas natural, dos tanques de almacenamiento de GNL e instalaciones asociadas.

El desarrollo del proyecto Port Arthur LNG Fase 2, el proyecto Titan Carbon Sequestration, el proyecto propuesto Port Arthur Pipeline Louisiana Connector, el proyecto propuesto Port Arthur Texas Connector y las nuevas instalaciones de almacenamiento de gas dependen de la finalización de los acuerdos comerciales requeridos, la obtención y/o el mantenimiento. todos los permisos necesarios, la obtención de financiación y la decisión final de inversión, entre otros factores.

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EIA: Mayor productividad de los pozos del Pérmico y los precios del crudo impulsan el crecimiento de la producción de gas natural en EE. UU.

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EIA: Mayor productividad de los pozos del Pérmico y los precios del crudo impulsan el crecimiento de la producción de gas natural en EE. UU.

En su última Perspectiva Energética a Corto Plazo, la Administración de la información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) estima que la producción de gas natural comercializado en EE. UU. crecerá un 5% (5,2 mil millones de pies cúbicos por día [Bcf/d]) en 2023 y un 2% (2,6 Bcf/d) en 2024.

En su pronóstico, la EIA refleja una mayor producción de petróleo y gas natural en la región del Pérmico en el oeste de Texas y el este de Nuevo México, que actualmente representa una cuarta parte de toda la producción de gas natural comercializada en EE. UU.

«Prevemos que la producción de gas natural de la región Pérmica aumentará un 12% (2,3 Bcf/d) en 2023 y un 8% (1,8 Bcf/d) en 2024. La mejora de la productividad a nivel de los pozos Pérmicos y los mayores precios del petróleo crudo a finales de 2023 y 2024 impulsarán el crecimiento de la producción de gas natural en nuestra previsión», dijo la agencia.

De acuerdo con el informe, la productividad de los pozos de petróleo y gas natural de Estados Unidos ha ido mejorando gracias a los avances en la fracturación hidráulica y las técnicas de perforación horizontal. La longitud de la sección horizontal o lateral de un pozo, que es un factor clave en la productividad a nivel del pozo, ha aumentado sustancialmente en los pozos que operan en la región del Pérmico, de un promedio de menos de 4000 pies en 2010 a más de 10 000 pies en 2022.

«Medimos la productividad a nivel de pozo de gas natural mediante la producción promedio mensual de gas natural de un pozo. Los primeros meses de operación de un pozo suelen tener la tasa de producción más alta, seguida de una producción decreciente en los meses siguientes. Específicamente, la productividad a nivel de pozo tiende a ser más alta durante el primer mes completo de operación», se indica.

Para los pozos de la región Pérmica que iniciaron operaciones en 2023, el primer mes completo de operaciones produjo en promedio 1.849 millones de pies cúbicos (MMcf) de gas natural. La producción promedio del primer mes para los pozos de la región Pérmica ha aumentado en los últimos años, con un promedio de 1.912 MMcf en 2021 y 1.829 MMcf en 2022, en comparación con 1.301 MMcf en 2017.

Según las cifras de la EIA, en lo que va de 2023, la producción de gas natural comercializado ha aumentado en la región del Pérmico, incluso cuando el número de plataformas ha disminuido. Según Baker Hughes, a 15 de septiembre había 322 plataformas activas en la región del Pérmico, 31 plataformas menos que a principios de año.

La mayor parte de la producción de gas natural en la región del Pérmico es producción asociada de gas natural procedente de pozos petroleros. Como resultado, los productores de la región del Pérmico suelen responder a los cambios en el precio del petróleo crudo cuando planifican sus actividades de exploración y producción, incluso cuando deciden si desplegar plataformas de perforación o sacarlas de operación.

La EIA prevé que el precio del petróleo crudo West Texas Intermediate (WTI) aumentará en 2024, con un promedio de 83,22 dólares por barril, y espera que los precios más altos del petróleo crudo motiven a los operadores a producir más petróleo y gas natural en la región del Pérmico.

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Commonwealth LNG y EQT firman acuerdos para el suministro de GNL

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Commonwealth LNG y EQT firman acuerdos para el suministro de GNL

El desarrollador Commonwealth LNG anunció la firma de un acuerdo principal (HOA) con EQT, el mayor productor de gas natural de EE. UU., por 1 millón de toneladas anuales de GNL en virtud de un acuerdo de peaje por un periodo de 15 años, y el suministro de gas asociado a Instalaciones de Commonwealth LNG en Cameron, Luisiana.

En el marco del anuncio, el fundador y presidente ejecutivo de Commonwealth LNG, Paul Varello, dijo: «Estamos muy contentos de agregar un productor estadounidense de la talla de EQT a la cartera de clientes de Commonwealth». Añadiendo: “Este acuerdo conectará los vastos activos de gas natural de EQT con las instalaciones de GNL de Commonwealth, creando así una cadena de valor sólida desde la boca del pozo hasta el agua. Acceder a la producción de gas natural de EQT, que logró una reducción interanual del 20 por ciento en las emisiones de gases de efecto invernadero de Alcance 1 y Alcance 2, respalda el objetivo de Commonwealth de lograr los mejores estándares ambientales de su clase”.

Commonwealth anticipa una decisión final de inversión sobre el proyecto en el primer trimestre de 2024, y se esperan las primeras entregas de carga en 2027.

Un cronograma de construcción acelerado permitirá que el proyecto se construya en tres años utilizando un enfoque modular con los componentes principales fabricados fuera del sitio.

Los términos previstos en virtud de la HOA comenzarían al inicio de la operación comercial de la instalación. Los términos finales siguen sujetos a la negociación de un acuerdo definitivo entre las partes.

Commonwealth LNG está desarrollando un proyecto de terminal de exportación de gas natural licuado (GNL) de 9,3 mtpa ubicado en el río Calcasieu en el Golfo de México, cerca de Cameron, Luisiana. El equipo de liderazgo del proyecto está comprometido a construir una instalación de GNL de clase mundial mientras se enfoca incansablemente en la seguridad, la gestión de riesgos y el logro de los mejores estándares ambientales de su clase.

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El GNL es crucial para la estrategia energética de Alemania

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El GNL es crucial para la estrategia energética de Alemania

Alemania debe fortalecer, en lugar de abandonar, la capacidad de gas natural licuado (GNL) construida el año pasado para conservar la diversidad energética frente a la continua fragilidad del suministro, dijo un alto funcionario del Ministerio de Economía en un evento de la industria el martes.

Tres unidades flotantes de almacenamiento y recepción (FSRU) en las terminales de Wilhelmshaven, Brunsbuettel y Lubmin sirvieron para atraer envíos de GNL muy necesarios para complementar las entregas de gasoductos desde el resto de Europa.

Desde entonces, Berlín ha tenido que defender su uso continuo y su plena utilización, incluso cuando la caída del precio del gas y la menor demanda resaltan el riesgo de que las instalaciones se conviertan en inversiones estancadas en combustibles fósiles no aptas para un futuro libre de carbono.

«No es fácil dejar esto claro cuando ya no existe la sensación de crisis», dijo Philipp Steinberg, jefe de la unidad de estabilización económica y seguridad energética del ministerio, en una conferencia del sector periodístico en el Handelsblatt.

«Pero no estamos donde deberíamos estar con las terminales», añadió, refiriéndose a la capacidad vacante en dos de las FSRU.

Steinberg enfatizó que las terminales se consideran una parte integral de la estrategia energética diversificada de Alemania.

«Es evidente que también buscamos la eficiencia energética, la expansión de las energías renovables, la diversificación y la expansión de las economías del hidrógeno», afirmó Steinberg.

Una vez que las terminales de GNL ya no sean necesarias, podrán enviarse a otros destinos, con suerte obteniendo ganancias, añadió.

Se espera que el gas natural siga desempeñando un papel de transición en la generación de electricidad, ya que una Alemania pos-nuclear también pretende abandonar el carbón y al mismo tiempo satisfacer la creciente demanda de energía para la electrificación en toda la industria, desde las bombas de calor hasta los automóviles.

Fuente: Reuters

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Precios del GNL en Asia suben a 14 USD/MMBtu para las entregas en noviembre

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Precios del GNL en Asia suben a 14 USD/MMBtu para las entregas en noviembre

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) subieron la semana pasada, en medio de preocupaciones sobre los suministros de GNL de las instalaciones de Chevron en Australia y la reducción significativa en las entregas de gas a la planta Freeport LNG, en Estados Unidos.

De acuerdo el reporte semanal de precios, publicado por la agencia Reuters el viernes, el precio promedio del GNL, al noreste de Asia (LNG-AS), para las entregas en noviembre 2023, aumentó a 14,00 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), esto es 1,10 dólares con respecto a los USD 12,90/MMBtu indicados la semana anterior para las entregas de octubre, estimaron fuentes de la industria.

Huelga

Chevron continuó las exportaciones de GNL el viernes a pesar del aumento de las huelgas y de una falla en la planta de Wheatstone que redujo la producción en un 25%.

«Las huelgas australianas y los nuevos problemas en Freeport mantienen a los comerciantes alerta en este momento», dijo Alex Froley, analista de GNL de la firma de inteligencia de datos ICIS.

Estados Unidos

La semana pasada, Freeport LNG, el segundo mayor exportador de GNL de Estados Unidos, canceló cuatro cargamentos desde que disminuyó su consumo de gas de alimentación.

«Estas son instalaciones grandes… las plantas australianas en huelga representan alrededor del 5-6% del suministro mundial, mientras que Freeport tiene alrededor de una quinta parte de la capacidad estadounidense. Pero el punto clave en este momento es que aún no se esperan cierres completos», dijo.

Froley añadió que los precios podrían aumentar aún más si estos problemas derivaran en cierres importantes, pero las empresas no buscan asegurar muchas cargas alternativas por ahora.

Europa

En Europa, Dominic Gallagher, jefe de corretaje de GNL en Tullet Prebon, dijo que junto con la interrupción en Freeport, las extensiones de mantenimiento de Noruega y la unidad china de Sinopec, Unipec, que lanzó una licitación de invierno máxima, han resultado en una semana generalmente fuerte para los precios del gas en el centro holandés TTF, añadiendo que se pueden esperar «más agitaciones».

S&P Global Commodity Insights evaluó su precio de referencia diario del marcador de GNL (NWM) del noroeste de Europa para cargamentos entregados en octubre sobre una base ex-buque (DES) en USD 10,612/MMBtu el 14 de septiembre, un descuento de USD0,50/MMBtu respecto al precio gas de octubre en el centro de gas holandés TTF.

Argus evaluó el precio del DES del noroeste de Europa en 10,60 USD/MMBtu, mientras que Spark Commodities estimó el precio en 10,558 USD/MMBtu.

Fletes

Las tarifas spot de flete de GNL continuaron aumentando la semana pasada. Según el informe de la agencia, las tarifas del Atlántico aumentaron a 182.750 dólares diarios el viernes, mientras que las tarifas del Pacífico aumentaron a 187.750 dólares por día, dijo Henry Bennett, jefe de precios de Spark Commodities.

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ConocoPhillips firma acuerdo adicional a largo plazo para asegurar capacidad de regasificación en Europa

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ConocoPhillips firma acuerdo adicional a largo plazo para asegurar capacidad de regasificación en Europa

ConocoPhillips anunció la firma de un acuerdo comercial para asegurar capacidad de regasificación adicional en Europa en la terminal Gate LNG, en los Países Bajos.

Esta firma complementa las posiciones fundamentales de recursos de gas natural licuado (GNL) de la compañía en Qatar y Australia, la compra y la participación en el recientemente sancionado proyecto Port Arthur LNG Fase 1 de Sempra en la costa del Golfo de EE. UU.. , el acuerdo de regasificación en la terminal alemana de GNL anunciado el año pasado y los acuerdos de compra en la instalación de exportación de GNL Saguaro, México Pacífico, en la costa oeste de México anunciado el mes pasado.

«Agregar capacidad en la terminal Gate LNG encaja bien con nuestros esfuerzos por entregar energía confiable y con bajas emisiones de carbono a Europa a partir de un suministro de GNL altamente competitivo», dijo Bill Bullock, vicepresidente ejecutivo y director financiero de ConocoPhillips. «Ampliar nuestra huella de GNL con acuerdos como este mejora aún más una cartera equilibrada, diversificada y atractiva a medida que avanzamos en nuestra estrategia global de GNL».

Gate Terminal B.V., una empresa conjunta de Vopak y Gasunie, es un centro de GNL en el puerto de Rotterdam que contribuye al suministro de gas natural en los Países Bajos y el noroeste de Europa. La terminal comenzó a operar en 2011.

El acuerdo de rendimiento de 15 años de ConocoPhillips por aproximadamente 1,5 millones de toneladas por año (MTPA), o el equivalente a 2 BCM, comienza en septiembre de 2031 y asegura el acceso a este importante mercado para la creciente cartera global de GNL de la compañía.

Fuente: Reuters

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Guyana recibe ofertas por ocho bloques de petróleo y gas, incluidos Exxon y Total

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Guyana recibe ofertas por ocho bloques de petróleo y gas, incluidos Exxon y Total

Guyana recibió el miércoles ofertas por ocho de los 14 bloques de exploración de petróleo y gas costa afuera ofrecidos en su primera subasta, incluidos grupos formados por Exxon Mobil y TotalEnergies, según el gobierno y documentos vistos por Reuters.

El país sudamericano quiere expandir rápidamente su industria energética y reclutar una gama más amplia de desarrolladores para contrarrestar un consorcio liderado por Exxon que controla toda la producción de petróleo.

La subasta, que atrajo la atención mundial en medio del descubrimiento de más de 11 mil millones de barriles de recursos recuperables de petróleo y gas por parte del grupo Exxon en los últimos años, se había retrasado varias veces desde 2022.

El Ministerio de Recursos Naturales confirmó que Exxon, Hess Corp y la china CNOOC habían ofertado como grupo, mientras que un documento del gobierno también mencionaba un consorcio separado con TotalEnergies, Qatar Energy y Petronas de Malasia.

«No es una decepción», dijo el miércoles el presidente de Guyana, Irfaan Ali, durante un evento en Washington organizado por el Diálogo Interamericano, respondiendo a una pregunta.

«Salimos a subasta en un momento en que las grandes economías del mundo básicamente les dicen a todos los productores ‘no vamos a financiar’… Fuimos a este mercado con 14 bloques y obtuvimos respuesta para ocho bloques, estamos muy contentos», añadió.

La portavoz de Exxon, Meghan Macdonald, confirmó que la compañía había presentado una oferta a CNOOC y Hess.

Otros postores incluyeron un consorcio formado por Delcorp, Watad Energy y Arabian Drillers; otro con Liberty Petroleum y Cybele Energy; y un grupo compuesto por International Group Investment y Montego Energy, muestra el documento. El Sispro de Guyana presentó una oferta por sí solo.

El gobierno evaluará las ofertas en las próximas semanas antes de negociar los términos y adjudicar los contratos antes del 1 de noviembre.

La lista de postores incluía en su mayoría actores conocidos y establecidos en la cuenca Guyana-Surinam junto con algunos pequeños participantes nuevos, dijo el vicepresidente de Welligence Energy Analytics, Andrés Armijos.

«Parece poco probable que se logre el objetivo estratégico del gobierno de reducir la influencia de los principales actores que ya están activos en el país», dijo.

Guyana actualmente produce y exporta alrededor de 380.000 barriles por día (bpd) o equivalente de crudo y gas, lo que la convierte en el séptimo mayor productor de América Latina. El consorcio Exxon apunta a alcanzar 1,2 millones de bpd de producción para 2027.

El presidente Ali también dijo que el país presentará pronto su estrategia para el gas natural, que se espera ayude a la pequeña nación a desarrollar sus sectores energético e industrial.

«No sólo vamos a ser un importante productor de petróleo. Muy pronto tendremos una estrategia nacional de gas y eso traerá enormes beneficios al país», dijo Ali en Washington.

Por otra parte, TotalEnergies dijo el miércoles que comenzará estudios para desarrollar un gran proyecto petrolero en el área costa afuera más prometedora de la vecina Surinam, adyacente al bloque Guyanés Stabroek de Exxon.

Fuente: Reuters

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Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. registran la mayor caída registrada desde Nov22

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Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. registran la mayor caída registrada desde Nov22

Las exportaciones semanales de gas natural licuado (GNL) en los EE. UU registraron el nivel más bajo registrado observado desde noviembre 2022.

De acuerdo con el informe Natural Gas Weekly Update, publicado por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), durante la semana del 7 al 13 de septiembre 2023, un total de dieciocho (18) embarcaciones con GNL partieron de los puertos estadounidenses, ocho (8) cargamentos menos con respecto a la semana anterior, y registra el nivel más bajo, observado en las cifras reportadas por la EIA, desde la última semana de noviembre 2022 (ver gráfico).

De acuerdo con el informe, las 18 embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte 67 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de GNL.

Exportaciones de GNL por planta

Según los datos de envío proporcionados por Bloomberg Finance, L.P., e indicados por la EIA en su informe, durante la semana en revisión, seis cargamentos con GNL partieron de la planta Sabine Pass; cuatro de Cameron y Corpus Christi; tres de Calcasieu Pass; y uno de Freeport (ver gráfica).

Freeport LNG, el segundo mayor exportador de GNL de Estados Unidos, canceló cuatro cargamentos desde que su consumo de gas de alimentación cayó por debajo de su capacidad normal, dijeron fuentes de la industria a Reuters el jueves.

Freeport LNG ha tenido al menos seis eventos de emisiones en los últimos dos meses relacionados con mal funcionamiento, según la agencia ambiental estatal, la Comisión de Calidad Ambiental de Texas (TCEQ).

Cuatro eventos afectaron la unidad de procesamiento del Tren 3, el más reciente el 5 de septiembre. Las otras dos ocasiones en las que cayó el consumo de gas fueron causadas por eventos en la unidad del Tren 1, según la TCEQ.

Entregas de gas

Según datos de SPGCI, las entregas promedio de gas natural a las plantas de exportación de GNL de EE. UU. disminuyeron un 6,7% semanal (0,9 Bcf/d), con un promedio de 12,1 Bcf/d.

Las nominaciones para los gasoductos que transportan gas natural a las instalaciones de Freeport LNG, concretamente Gulf South Pipeline y Texas Eastern Transmission, disminuyeron un 86,1 % (aproximadamente 1,3 Bcf) y un 68,3 % (aproximadamente 0,1 Bcf) respectivamente, durante la semana del 7 al 13 de septiembre.

Las entregas de gas natural a las plantas ubicadas al sur de Luisiana aumentaron un 3,2% (0,2 Bcf/d) hasta 8,1 Bcf/d, mientras que las entregas a las plantas ubicadas al sur de Texas disminuyeron un 26,5% (1,1 Bcf/d) hasta 3,0 Bcf/d.

Las entregas de gas natural a las plantas fuera de la costa del Golfo disminuyeron un 2,6% (menos de 0,1 Bcf/d) hasta 1,0 Bcf/d.

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