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GNL GLOBAL

Mapa de Vietnam

AG&P LNG adquiere una participación del 49% en la terminal de GNL Cai Mep de Vietnam
AG&P LNG adquiere una participación del 49% en la terminal de GNL Cai Mep de Vietnam 624 400 GNL GLOBAL

Atlantic, Gulf and Pacific LNG (AG&P), con sede en Singapur, una unidad de la firma estadounidense de inversión y desarrollo Nebula Energy, adquirió una participación del 49% en la terminal de gas natural licuado (GNL) Cai Mep de Vietnam, dijo en un comunicado la empresa este jueves.

«Nuestro objetivo es poner en marcha la terminal alrededor de septiembre suministrando GNL en camiones a clientes industriales en Vietnam del Sur», dijo el director general de AG&P LNG, Karthik Sathyamoorthy, añadiendo que entre los clientes industriales se incluyen fabricantes de acero y textiles.

Esto la convertiría en la segunda terminal de GNL de Vietnam en comenzar a operar, después de la terminal de GNL de Thi Vai de PetroVietnam Gas, también ubicada en la provincia de Ba Ria Vung Tau.

La terminal Cai Mep se encuentra actualmente en obras previas a la puesta en servicio y debería recibir la importación de su carga de puesta en servicio dos o tres meses antes del primer suministro de gas en septiembre, dijo Sathyamoorthy.

Además de suministrar GNL por camión, la terminal tiene capacidades fraccionadas para permitir que el GNL se recargue en buques más pequeños para su transporte.

La terminal también está conectada por un oleoducto a la zona industrial de Phu My y eventualmente suministrará energía a la planta de energía Hiep Phuoc en construcción de Hai Linh, según el comunicado de AG&P.

Se espera que la central eléctrica comience a enviar energía entre septiembre y octubre de 2025, dijo Sathyamoorthy.

Además, AG&P LNG ha formado una empresa conjunta con Hai Linh, llamada Vietfirst LNG Trading, para comercializar e importar GNL. Se espera que la entidad reciba su licencia de importación dentro de las próximas seis semanas.

Vietnam importó su primer cargamento de GNL en julio para poner en marcha la terminal de GNL de Thi Vai, de un millón de toneladas anuales, que abastecerá principalmente a dos plantas de energía alimentadas por gas con una capacidad combinada de 1,5 gigavatios que se están construyendo en la provincia vecina de Dong Nai.

PetroVietnam Gas, una unidad de la estatal PetroVietnam, había dicho en un comunicado la semana pasada que lanzaría su negocio de GNL en camiones cisterna a partir del 15 de marzo para suministrar el combustible a clientes industriales, y apunta a aumentar la capacidad de la terminal a 3 millones de toneladas por año. para 2026.

Fuente: Reuters

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España

España insta a la UE a adoptar una postura más dura sobre las importaciones rusas de GNL
España insta a la UE a adoptar una postura más dura sobre las importaciones rusas de GNL 575 470 GNL GLOBAL

España ha pedido a la Unión Europea que adopte una postura más dura sobre las importaciones rusas de gas natural licuado (GNL), garantizando que los países puedan bloquearlas sin que los envíos se desvíen a los vecinos.

El país ha visto duplicarse las entregas de Rusia desde la invasión de Ucrania hasta representar aproximadamente una quinta parte de sus importaciones de gas el año pasado. Si bien la UE pronto permitirá a los estados miembros bloquear dichos flujos sin el uso de sanciones, la ministra de Energía de España, Teresa Ribera, dijo que no está claro cómo funcionará la herramienta.

«Tenemos que asegurarnos de que la respuesta sea efectiva», dijo en una entrevista al margen de una reunión de ministros de energía de la UE el lunes. «Por favor, intentemos coordinar cómo reaccionamos ante esto, tanto en el mercado spot como en los contratos existentes».

Hasta ahora, Finlandia, que fue el primero en proponer la medida que entrará en vigor en las próximas semanas, es uno de los pocos países que utilizará la prohibición, según una persona familiarizada con el asunto. Sus importaciones de gas ruso son básicamente nulas.

Para España y otros países europeos que dependen más de los cargamentos rusos, el plan plantea un dilema. La mayoría de sus envíos llegan a través del puerto belga de Zeebrugge, y una nación de la UE que bloquee las importaciones podría simplemente verlos ir a otra parte.

También se necesita orientación sobre cómo sacar a las empresas de los contratos de largo plazo con Moscú, dijo Ribera, al mismo tiempo que se garantiza que el gas no se reenvasa simplemente en otro tercer país.

El debate llega en un momento crítico en el que la UE intenta determinar no sólo si puede eliminar los últimos flujos de gas que quedan de Rusia, sino también si los países que más dependen de esos suministros pueden encontrar alternativas. La UE quiere deshacerse completamente de los combustibles fósiles rusos para 2027, y Lituania ha pedido al bloque que implemente medidas legislativas para garantizar que el gas haya dejado de fluir para entonces.

El comisionado de energía de la UE, Kadri Simson, dijo a los estados miembros el lunes que el bloque está abierto a brindar orientación para detener las importaciones rusas de GNL y promoverá activamente el uso de la herramienta una vez que esté implementada, según personas familiarizadas con el asunto. El Parlamento votará sobre la medida como parte de un paquete de gas en abril.

«Debemos terminar este año con incluso menos gas ruso en nuestro sistema que el año anterior», dijo Simson a los periodistas después de la reunión, añadiendo que Rusia fue el segundo mayor proveedor de la UE después de Estados Unidos en 2023.

Además del GNL, el gas ruso todavía fluye a través de un gasoducto a través de Ucrania que alimenta la demanda de las naciones de Europa central. La comisión ha dicho que no ampliará un acuerdo para el uso de ese oleoducto, que expirará a finales de año. Países como Austria, Eslovaquia, la República Checa y Hungría utilizan otras rutas, pero han advertido que un cargo impuesto por Alemania eleva el costo de obtener gas de Occidente y podría hacerlos aún más dependientes de Moscú.

Todavía existe la preocupación de que países o empresas individuales puedan intentar mantener la ruta abierta. Austria, por ejemplo, sigue recibiendo más de la mitad de su gas de Rusia, y los pagos a Gazprom aumentan en virtud de su contrato a largo plazo debido a los mayores precios del combustible desde el inicio de la guerra, según datos regulatorios.

Fuente: Bloomberg

GNL GLOBAL

Mapa de Surinam

Staatsolie de Surinam firma acuerdo de exploración de gas con Petronas y Exxon
Staatsolie de Surinam firma acuerdo de exploración de gas con Petronas y Exxon 624 400 GNL GLOBAL

Staatsolie de Surinam dijo el lunes que Petronas de Malasia y el gigante petrolero estadounidense Exxon Mobil acordaron extender la exploración de un descubrimiento de gas frente a su costa y están considerando el potencial de un proyecto flotante de gas natural licuado (GNL).

Petronas y Exxon hicieron un descubrimiento de gas en 2020 en el Bloque 52 costa afuera, pero lo consideraron comercialmente poco atractivo.

Staatsolie dijo en un comunicado que luego de las conversaciones con Petronas, las compañías se comprometieron mediante una carta de acuerdo a explorar más a fondo el descubrimiento Sloanea-1 y hacer factible el desarrollo de un campo comercial de gas en el Bloque 52.

«Un componente clave de la viabilidad es la garantía de un período libre de impuestos de 10 años desde el inicio de la producción. Esto también está estipulado en la carta de acuerdo, con la aprobación del gobierno», añadió Staatsolie.

El director de Petronas en Surinam, Zamri Baseri, dijo en enero que el país sudamericano debería impulsar los incentivos para las empresas de energía que buscan desarrollar descubrimientos de petróleo y gas.

En diciembre, Petronas firmó contratos adicionales de producción compartida con Staatsolie para los bloques marinos 63 y 64, después de ganar las áreas en una ronda de licitación.

El acuerdo, firmado el lunes por ejecutivos de Petronas, Exxon y Staatsolie, sirve como base para futuras negociaciones para una adición de gas al contrato de producción compartida que firmaron en 2013 para el Bloque 52.

El pozo de evaluación Sloanea-2, que incluye una prueba de producción, comenzará a perforarse en 2024, dijo Staatsolie.

«Después de perforar el pozo de evaluación Sloanea-2, se determinará si es factible un yacimiento de gas comercial. En ese caso, la primera producción de gas se produciría como muy pronto en 2031», añadió Staatsolie.

Las partes están sopesando si una planta flotante de GNL podría ser una buena opción para el proyecto.

Fuente: Reuters

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Atlantic LNG

Atlantic LNG se asocia en contrato EPC con la firma Massy Wood
Atlantic LNG se asocia en contrato EPC con la firma Massy Wood 1618 1064 GNL GLOBAL

Atlantic LNG se ha asociado con Massy Wood Group para un acuerdo exclusivo de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) de tres años, para impulsar la industria del gas natural licuado (GNL).

En un comunicado de prensa emitido por Atlantic LNG, su director general, Ron Adams, expresó su entusiasmo por esta nueva fase de la relación con Massy Wood Group.

Atlantic LNG

«La evolución de esta relación, que reúne la experiencia industrial de Atlantic LNG y las reconocidas capacidades de Massy Wood Group, respalda la dirección estratégica de Atlantic como organización en transición, donde buscamos seguir siendo competitivos, mientras brindamos continuamente valor sostenible para todos nuestros partes interesadas y T&T», dijo.

La declaración señaló además que la asociación se ha alineado con el objetivo de Atlantic LNG de preparar sus operaciones para el futuro, lo que permite una mayor flexibilidad y eficiencia en sus operaciones, y señaló que en este caso, permite la ejecución de ingeniería de extremo a extremo, lo que resulta en eficiencias significativas. incluyendo recursos y competitividad de costos.

Este acuerdo también fortalecerá la ejecución de proyectos de Atlantic LNG aprovechando la trayectoria comprobada de Massy Wood Group en ingeniería y gestión de proyectos y construcción.

«Con los 25 años de experiencia en producción de GNL y la experiencia de las personas de Atlantic, esta relación está preparada para contribuir al crecimiento y la resiliencia de la industria del GNL al alinearse con los estándares globales, impulsar la innovación y brindar valor a nuestras partes interesadas», agrega el comunicado.

Atlantic LNG es uno de los mayores productores de GNL del mundo.

Propiedad conjunta de filiales de Shell, BP y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago, sus cargamentos se entregan a múltiples destinos en todo el mundo en Europa, EE. UU., América del Sur, Asia y el Caribe.

Fuente: Trinidad & Tobago Guardian

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Fugro

Fugro obtiene contrato de estudio marino en el proyecto Abadi LNG y captura y almacenamiento de carbono de INPEX
Fugro obtiene contrato de estudio marino en el proyecto Abadi LNG y captura y almacenamiento de carbono de INPEX 1488 908 GNL GLOBAL

INPEX Masela Ltd. (INPEX), una filial de INPEX Corporation, adjudicó a la empresa holandesa Fugro un importante contrato de prospección marina para el proyecto de gas natural licuado (GNL) Abadi en Indonesia.

De acuerdo con el contrato, Fugro realizará los estudios geofísicos y geotécnicos necesarios para respaldar el diseño de ingeniería inicial de las instalaciones de producción en alta mar, el gasoducto submarino hasta la terminal de GNL en tierra y la infraestructura de inyección de CO2. Los datos geográficos se adquirirán utilizando el vehículo submarino autónomo de aguas profundas Echo Surveyor 8 de Fugro y un taladro robótico del fondo marino, desplegado desde buques de apoyo de Indonesia. Se espera que el trabajo de campo comience en el segundo trimestre de 2024.

Abadi es un proyecto integrado de GNL que involucra el desarrollo del campo de gas marino Abadi junto con una terminal de GNL terrestre con capacidad para 9,5 millones de toneladas anuales de GNL y que estará ubicado al este de Indonesia.

El proyecto se basa en un plan de desarrollo que INPEX está desarrollando en asociación con PT Pertamina Hulu Energi Masela y PETRONAS Masela Sdn Bhd en el bloque Masela.

El proyecto contribuirá significativamente a mejorar la seguridad energética en Indonesia, Japón y otros países asiáticos, gracias a sus propiedades de campo de gas líderes en el mundo y sus abundantes reservas que permiten un desarrollo eficiente, así como su componente de captura y almacenamiento de carbono.

«Nos complace apoyar una vez más a INPEX, una empresa que comprende el valor que aporta nuestra experiencia en datos geográficos», dijo Mark Heine, director ejecutivo. “Esto es particularmente válido para el desarrollo del proyecto Abadi LNG, donde superar los desafíos de ingeniería, incluida la estabilidad de taludes, la sismicidad regional, las fallas submarinas y los sedimentos carbonatados, requerirá un enfoque colaborativo e informado. Con nuestra experiencia y soluciones, podremos contribuir a la seguridad energética en la región”.

GNL GLOBAL

QatarEnergy solicita transportadores de GNL

Expansión de North Field refuerza el liderazgo global de Qatar en producción y suministro de GNL
Expansión de North Field refuerza el liderazgo global de Qatar en producción y suministro de GNL 700 422 GNL GLOBAL

Qatar producirá importantes cantidades adicionales de gas desde el gigantesco campo marino North Field tras una extensa evaluación que confirmó un enorme aumento de las reservas de gas.

En consonancia con esto, QatarEnergy ha lanzado un nuevo proyecto multimillonario de expansión de gas natural licuado (GNL): ‘North Field West’, que aumentará aún más la capacidad de producción de GNL de Qatar a 142 millones de toneladas por año (MTPY) antes de finales de esta década, lo que representa un aumento de casi el 85% con respecto a los niveles de producción actuales.

La última ampliación, North Field West, requerirá la construcción de dos trenes de GNL, además de los seis que ya están en marcha para las ampliaciones anteriores.

QatarEnergy también anunció la presencia de enormes cantidades adicionales de gas en el Campo Norte estimadas en 240 billones de pies cúbicos, lo que eleva las reservas de gas de Qatar de 1.760 billones de pies cúbicos a más de 2.000 billones de pies cúbicos, y las reservas de condensados de 70 a más de 80.000 millones de barriles. además de grandes cantidades de gas licuado de petróleo, etano y helio.

QatarEnergy iniciará inmediatamente los trabajos de ingeniería básicos necesarios para garantizar que se logre el progreso previsto según el calendario aprobado para este nuevo proyecto, que se denominará ‘North Field West’, afirmó SE el Ministro de Estado de Asuntos Energéticos, Saad bin Sherida al. -Anunció recientemente Kaabi, también presidente y director ejecutivo de QatarEnergy, en un evento con los medios en Doha.

Al-Kaabi dijo: “QatarEnergy ha centrado sus esfuerzos y atención en determinar hasta qué punto al oeste se extienden las capas productivas del Campo Norte para evaluar el potencial de producción de esas áreas. Hemos continuado con los estudios geológicos y de ingeniería y hemos perforado varios pozos de evaluación en esa área”.

La perforación de más de 20 pozos de evaluación en los últimos 10 años utilizando tecnologías de última generación ha confirmado un aumento significativo de las reservas de gas de North Field (NF), a más de 2.000 toneladas de pies cúbicos.
Más recientemente, QatarEnergy se ha centrado en determinar hasta qué punto hacia el oeste se extiende el Campo Norte para evaluar el potencial de producción de esas áreas.

Al-Kaabi señaló: “Estos son resultados muy importantes y de grandes dimensiones que llevarán a la industria del gas de Qatar a nuevos horizontes, ya que nos permitirán comenzar a desarrollar un nuevo proyecto de GNL en el sector occidental del Campo Norte con una capacidad de producción de aproximadamente 16 MTPA.
“Como tal, la producción total de GNL de Qatar alcanzará aproximadamente 142 MTPY cuando se complete esta nueva expansión antes de finales de esta década.
“Esto representa un aumento de casi el 85% respecto a los niveles de producción actuales. Con la finalización de este proyecto, la producción total de hidrocarburos de Qatar superará los 7,25 millones de barriles de petróleo equivalente por día”.

El proyecto de ampliación del Campo Norte, en el que QatarEnergy está trabajando para implementar, tiene como objetivo lograr una utilización y gestión óptimas de los recursos naturales del país con el objetivo de contribuir a lo que aspira el liderazgo del país en términos de garantizar el bienestar económico y social del futuro actual y las generaciones de Qatar según lo articulado en la Visión Nacional de Qatar 2030.

Al mismo tiempo, estos proyectos reafirman el compromiso de QatarEnergy de reforzar su liderazgo global en la producción y suministro de GNL y estar a la altura de su compromiso de proporcionar una fuente de energía económica, segura y confiable, dando prioridad a la sostenibilidad ambiental para una vida más próspera y brillante futuro.

Fuente: Gulf Times

GNL GLOBAL

Tellurian-logo

Tellurian espera alcanzar FID este año
Tellurian espera alcanzar FID este año 775 577 GNL GLOBAL

Tellurian Inc., dijo esta semana que esperan tomar la decisión final de inversión (FID) a finales de este año en las dos primeras plantas de la planta Driftwood LNG de 27,6 millones de toneladas/año (MTPA), ubicada al sur de Lake Charles.

El anuncio se produce aproximadamente tres semanas después de que la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de EE. UU. concediera al proyecto de Tellurian una extensión de tres años (hasta abril de 2029) para poner su planta en servicio. Driftwood fue autorizado por el Departamento de Energía de EE. UU. en 2019 para exportar GNL y, por lo tanto, no está sujeto a la pausa de exportación instituida recientemente por la administración Biden.

En una presentación para inversionistas, la compañía dijo que la construcción en Driftwood alcanza aproximadamente un 30% y hasta ahora ha requerido alrededor de mil millones de dólares en inversiones. Los ejecutivos esperan dar a Bechtel un aviso completo para proceder con la parte de la Fase 1 del proyecto de 11 millones de tpa y 2 plantas en el segundo semestre de este año. Se espera que la FID para la Planta 3, de aproximadamente 5,6 millones de tpa (de un total de cinco proyectadas), se produzca entre 6 y 9 meses después de la primera decisión.

Por otra parte, los directores de la empresa no extenderán ni renovarán el contrato del director ejecutivo Octávio Simões más allá de su mandato inicial, que finaliza el 5 de junio. Simões fue nombrado presidente y director ejecutivo en noviembre de 2020, casi dos años después de unirse a la empresa procedente de Sempra LNG y Midstream. Allí, había supervisado el desarrollo de la planta Cameron LNG de 13,5 millones de toneladas anuales en Hackberry, Luisiana.

Simões cedió el cargo de presidente en diciembre al ex asesor general Daniel Belhumeur como parte de una reorganización administrativa que también implicó que Charif Souki renunciara a sus funciones ejecutivas y que el cofundador de la empresa, Martin Houston, fuera nombrado presidente de la junta directiva. Houston, que tiene más de 40 años de experiencia en la industria, fue elegido la semana pasada como presidente ejecutivo.

En una carta a los inversores, Houston dijo que su elección es parte de “un proceso de sucesión y renovación del liderazgo que se implementará en los próximos meses”, pero no proporcionó detalles sobre otros cambios que podrían implicar. Un funcionario de Tellurian dijo que la compañía no hace comentarios en este momento sobre otras posibles contrataciones.

El equipo de Tellurian espera poseer entre el 35% y el 40% de las dos primeras plantas de Driftwood y está buscando financiación para el proyecto. El mes pasado, la compañía también puso a la venta sus activos upstream de Haynesville.

Las acciones de Tellurian subieron más del 5% a aproximadamente 81 centavos cada una el 4 de marzo debido a las noticias de gestión y FID. Sin embargo, todavía han bajado más del 25% en los últimos 6 meses y la capitalización de mercado de la empresa asciende ahora a unos 630 millones de dólares.

Fuente: Oil and Gas Journal

GNL GLOBAL

EIA: EE. UU. el mayor proveedor de GNL de Europa en 2023

EIA: EE. UU. el mayor proveedor de GNL de Europa en 2023
EIA: EE. UU. el mayor proveedor de GNL de Europa en 2023 1814 1004 GNL GLOBAL

Estados Unidos volvió a ser el mayor proveedor de gas natural licuado (GNL) a Europa (UE-27 y Reino Unido) en 2023, representando casi la mitad de las importaciones totales de GNL, según datos de CEDIGAZ.

El año pasado marca el tercer año consecutivo en el que Estados Unidos suministró más GNL a Europa que cualquier otro país: el 27%, o 2.400 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d), del total de las importaciones europeas de GNL en 2021; 44% (6,5 Bcf/d) en 2022; y el 48% (7,1 Bcf/d) en 2023.

Qatar y Rusia siguieron siendo el segundo y tercer mayor proveedor de GNL de Europa el año pasado. Qatar suministró el 14% (2,0 Bcf/d), y Rusia suministró el 13% (1,8 Bcf/d).

En conjunto, Estados Unidos, Qatar y Rusia suministraron tres cuartas partes de las importaciones de GNL de Europa en 2022 y 2023.

Capacidad de regasificación de Europa

La capacidad de importación o regasificación de GNL de Europa está en camino de expandirse a 29,3 Bcf/d en 2024, un aumento de más de un tercio en comparación con 2021, según datos del Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (GIIGNL) y el prensa.

La crisis en febrero de 2022 llevó a los países europeos a detener la mayoría de las importaciones de gas natural procedente de Rusia a través de gasoductos y a reactivar el desarrollo de proyectos de regasificación previamente inactivos, así como a desarrollar nuevos proyectos.

Alemania está añadiendo la mayor capacidad de regasificación de GNL de Europa: los desarrolladores añadieron 1,8 Bcf/d en 2023 y planean añadir 1,6 Bcf/d en 2024. En 2022 y 2023, los Países Bajos, España, Italia, Finlandia y Francia aumentaron su capacidad de regasificación por un total combinado de 3,2 Bcf/d. En 2024, la EIA espera que Bélgica, Grecia, Polonia, los Países Bajos y Chipre agreguen en conjunto 1,8 Bcf/d de nueva capacidad.

En 2023, las importaciones de GNL de Europa promediaron 14,7 Bcf/d, esencialmente sin cambios desde 2022, a pesar de unas adiciones estimadas de capacidad de regasificación de 4,2 Bcf/d. El clima invernal suave de 2022-23 en el hemisferio norte redujo la demanda de calefacción y contribuyó a que Europa terminara la temporada de calefacción invernal con un nivel récord de gas natural almacenado.

Las importaciones de GNL en Europa establecieron nuevos récords desde junio de 2022 hasta abril de 2023, cuando las importaciones alcanzaron un máximo de 18,1 Bcf/d. Luego, las importaciones disminuyeron en los meses siguientes porque los inventarios de almacenamiento estaban llenos, los precios internacionales del GNL eran relativamente altos y las medidas de conservación de energía redujeron significativamente el consumo de gas natural.

Fuente: EIA

GNL GLOBAL

ANP: Producción de petróleo y gas en Brasil alcanza nuevo récord en 2023

ANP: Producción de petróleo y gas en Brasil alcanza nuevo récord en 2023
ANP: Producción de petróleo y gas en Brasil alcanza nuevo récord en 2023 1366 1164 GNL GLOBAL

La producción promedio total (petróleo + gas natural) de Brasil alcanzó un nuevo récord en 2023.

De acuerdo con el Boletín Mensual de Producción de Petróleo y Gas Natural, de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil, la producción total de ese país alcanzó un promedio de 4,344 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe / d), aproximadamente un 11,69 % por encima del récord anterior, registrado en 2022.

Esta es la primera vez que la producción promedio anual de Brasil alcanza una marca superior a los 4 millones de boe/d, indicó la ANP. 

También hubo un récord, el año pasado, en producciones separadas de petróleo, con 3,402 millones de barriles al día (bbl / d), un 12,57% por encima del valor de 2022 (que había sido de 3,022 millones de bbl / d); y gas natural, con 150 millones de metros cúbicos por día (m³ / d), aproximadamente un 8,7% más alto que el observado el año anterior (de 138 millones de m³ / d). 

El volumen medio producido en Pre-Sal en 2023 también fue el mayor jamás registrado, con 3,304 millones de boe/d, lo que representó, en promedio, el 75,18% de la producción nacional (ver gráfico). 

Fuente: ANP publica datos consolidados de la producción de petróleo y gas en enero 2024

Producción de Petróleo y gas en enero 2024

En enero 2024, la producción total (combinada petróleo + gas natural) fue de 4,487 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), un aumento del 7,5% con respecto a enero 2023, aunque registra una caída de un 1,8% con respecto a diciembre 2023.

De acuerdo con la ANP, durante el primer mes del año se extrajeron 3,519 millones de bbl/d, una reducción del 1,8% en comparación con el mes anterior y un aumento del 7,5% respecto al mismo mes de 2023. Asimismo, la producción de gas natural en enero fue de 153,93 millones de m³/d. Hubo una caída del 1,7% frente a diciembre de 2023 y un aumento del 7,6% en comparación con enero de 2023.

ANP publica datos consolidados de la producción de petróleo y gas en enero 2024

Pre-sal

La producción total (petróleo + gas natural) en pre-sal, en enero, fue de 3,389 millones de boe / d y correspondió al 75,5% de la producción brasileña.

Esta cifra representa una reducción del 2,8% respecto al mes anterior y un aumento del 7,0% en comparación con el mismo mes de 2023. Se produjeron 2,670 millones de bbl / d de petróleo y 114,32 millones de m³ / d de gas natural a través de 148 pozos.

Aprovechamiento del gas natural

En enero, el aprovechamiento del gas natural fue del 97,1%. Se pusieron a disposición del mercado 52,36 millones de m³/d y la quema fue de 4,55 millones de m³/d. Hubo un aumento del 33,9% en la quema en comparación con el mes anterior y del 13,0% en comparación con enero de 2023.

El incremento en la quema es común cuando hay puesta en marcha de nuevas plataformas, lo que ocurrió en el mes, con el inicio de la operación de FPSO Sepetiba, en el Campo de Mero.

Origen de la producción

Los campos marítimos durante el primer mes del año produjeron el 97,5% del petróleo y el 84,0% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, solo o en consorcio con otras empresas, representaron el 88,0% del total producido. La producción se originó en 6.639 pozos, de los cuales 537 son marítimos y 6.102 terrestres.

Campos e instalaciones

En el mes de enero, el campo de Tupi, en el pre-sal de la Cuenca de Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas, registrando 751,31 mil bbl / d de petróleo y 37,09 millones de m³ / d de gas natural. La instalación con mayor producción de petróleo y gas natural fue FPSO Guanabara, en el yacimiento compartido de Mero, con 179.144 bbl / d de petróleo y 11,47 millones de m³ / d de gas.

De acuerdo con el informe de la ANP, se esperan variaciones en la producción y pueden ocurrir debido a factores como paradas programadas de unidades de producción en función de mantenimiento, entrada en operación de pozos, parada de pozos para mantenimiento o limpieza, inicio de puesta en marcha de nuevas unidades de producción, entre otros. Estas acciones son típicas de la producción de petróleo y gas natural y buscan una operación estable y continua, así como el aumento de la producción a lo largo del tiempo.

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Precios Spot del GNL en Asia estables por segunda semana consecutiva

Precios Spot del GNL en Asia estables por segunda semana consecutiva
Precios Spot del GNL en Asia estables por segunda semana consecutiva 1508 884 GNL GLOBAL

El precio spot del gas natural licuado (GNL) vendido en Asia se mantuvo estable por segunda semana consecutiva con una tendencia a un mínimo de casi tres años, debido a que los altos inventarios mantuvieron los precios limitados, aunque la caída de los precios ha atraído cierta demanda spot.

De acuerdo con el informe de precios, publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio spot promedio del GNL, para las entregas en abril, al noreste de Asia, se mantuvo en 8,30 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), el nivel más débil registrado desde mediados de abril de 2021.

Asia

Aunque los comerciantes siguen observando una demanda sensible a los precios en torno al nivel de precios de 8 dólares/MMBtu, la región todavía está ampliamente abastecida, dijo Samuel Good, jefe de precios de GNL en la agencia de precios de materias primas Argus.

«Se entiende en gran medida que los inventarios de las terminales siguen siendo altos, ya que el noreste de Asia mira más allá del final del invierno y hacia el próximo verano con su típicamente fuerte demanda de energía de refrigeración de verano», dijo.

«Los pronósticos de temperatura para el cambio de estaciones en toda la región se revisaron ligeramente al alza durante la semana pasada, lo que podría limitar la demanda de calefacción al final de la temporada y ayudar a impulsar aún más los inventarios de las terminales, lo que a su vez limitaría la acumulación de existencias en el verano».

Por su parte, Siamak Adibi, director de análisis de suministro de gas y GNL de la consultora FGE dijo «Hay compradores del sur de Asia, del sudeste asiático y chinos en el mercado spot, pero no se espera que sus compras spot ejerzan una presión alcista significativa sobre los precios».

PetroVietnam Gas también había publicado una licitación para buscar dos cargamentos spot de GNL, y el primero se entregaría entre el 1 y el 20 de abril. La ventana de entrega del segundo cargamento aún no se ha determinado.

En China, un brazo de investigación del gigante energético estatal China National Petroleum Corp (CNPC) había pronosticado que la demanda de gas natural del país crecería un 6,1% hasta alcanzar los 415.700 millones de metros cúbicos (bcm) en 2024, y se esperaba que las importaciones representaran el 43,1% de esta cifra.

Se prevé que las importaciones de GNL crecerán un 8,1% a 77,11 millones de toneladas este año, por debajo del récord de 2021 de 78,93 millones de toneladas, a pesar de un aumento significativo en la capacidad de recepción de GNL del puerto durante el último año.

Europa

En Europa, S&P Global Commodity Insights evaluó su precio de referencia diario de GNL del Noroeste de Europa (NWM) para cargas entregadas en abril sobre una base ex-buque (DES) en USD 7,441/MMBtu el 29 de febrero, o un descuento de USD 0,49/mmBtu para el precio del gas de abril en el centro holandés TTF.

Argus evaluó el precio en 7,450 USD/MMBtu, mientras que Spark Commodities lo evaluó en 7,401 USD /MMBtu.

Los precios del gas en Europa registraron algunas ganancias a principios de esta semana en medio de un aumento debido a una interrupción no planificada en un campo de gas noruego, pero los inventarios en la región siguen siendo amplios.

«Febrero experimentó temperaturas suaves en Europa, lo que ha contribuido a mayores inventarios de gas en comparación con 2023. Se espera que esta tendencia continúe durante el verano si no vemos ningún corte importante en el suministro», dijo Adibi de FGE.

“No vemos un detonante de la demanda en Europa, dado el cambio hacia un clima más templado y la tendencia actual de un desempeño económico débil. De hecho, con un suministro estable de gasoductos no rusos, es probable que la demanda de GNL en Europa se mantenga moderada”.

Fletes

Mientras tanto, las tarifas de transporte al contado de GNL cayeron aún más esta semana a su nivel más bajo desde junio de 2023, dijo Qasim Afghan, analista de Spark Commodities.

Las tarifas del Atlántico esta semana se estimaron en $47,750/día el viernes, mientras que las tarifas del Pacífico estaban en $53,500/día.

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