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Las exportaciones semanales de gas natural licuado (GNL) en los EE. UU. se mantuvieron estables por tercera semana consecutiva

Exportaciones Semanales de GNL en EE. UU. al 28 de febrero de 2024

Exportaciones Semanales de GNL en EE. UU. al 28 de febrero de 2024 820 490 GNL GLOBAL

Las exportaciones semanales de gas natural licuado (GNL) en los EE. UU. se mantuvieron estables por tercera semana consecutiva.

En su último informe, Actualización Semanal de Gas Natural, publicado el jueves por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA por sus siglas en inglés), entre el 22 y el 28 de febrero 2024, un total de veintiséis (26) embarcaciones de GNL partieron de puertos estadounidenses. De este total, nueve embarcaciones partieron de la planta Sabine Pass, cuatro cada una de Cameron, Corpus Christi y Freeport, y tres de Calcasieu Pass, junto con dos de Cove Point.

La EIA destacó que las labores de reparación en Freeport LNG, que comenzaron después de la tormenta invernal de enero de 2024, continuarán durante aproximadamente dos semanas más.

Las 26 embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte de 97 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de GNL.

Entregas de gas natural a las plantas

Según datos de S&P Global Commodity Insights, las entregas promedio de gas natural a las plantas de exportación de GNL en EE. UU. aumentaron un 2,2% (0,3 Bcf/d) respecto a la semana anterior, alcanzando un promedio de 13,9 Bcf/d.

En particular, las entregas a las plantas ubicadas al sur de Louisiana aumentaron un 3,6% (0,3 Bcf/d) a 9,0 Bcf/d, mientras que las entregas a las plantas al sur de Texas se mantuvieron prácticamente sin cambios en 3,7 Bcf/d.

Las entregas a las plantas fuera de la costa del Golfo se mantuvieron estables en 1,2 Bcf/d.

Estos datos indican una dinámica activa en el sector de exportación de GNL en Estados Unidos, destacando el papel crucial de las terminales del sur de Louisiana y el continuo impacto de eventos climáticos en las operaciones de las instalaciones de GNL.

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El Puerto de Santos en Brasil recibe a la FSRU Höegh Giant

El Puerto de Santos en Brasil recibe a la FSRU Höegh Giant

El Puerto de Santos en Brasil recibe a la FSRU Höegh Giant 1142 604 GNL GLOBAL

El Puerto de Santos, en Brasil, recibió a la unidad flotante de regasificación y almacenamiento (FSRU) Höegh Giant.

De acuerdo con el portar de seguimientos de buques, Marine Traffic, la FRSU Höegh Giant llegó al Puerto de Santos el 29 de febrero cerca de las 6:00 am, hora local.

Esta unidad flotante servirá a la terminal de regasificación de GNL de São Paulo (TRSP), Brasil.

Llegada de la FSRU al Puerto Imagen cortesia de https://www.youtube.com/watch?v=-gTMHGevMb8

Terminal de Regasificacion de São Paulo (TRSP)

La terminal de GNL TRSP comprende una FSRU conectada a una terminal fija en una configuración de barco a barco cerca de la ciudad de Santos, Brasil. Un gasoducto de 8,5 kilómetros que conecta la terminal con la principal red de distribución de Comgás en Cubatão, lo que permitirá diversificar el suministro de gas de la región.

TRSP es una subsidiaria de Compass Gás & Energia, una empresa del Grupo Cosan, que a través de su distribuidora, Comgás, es la distribuidora de gas más grande de Brasil.

La Secretaría de Infraestructura y Medio Ambiente del estado de São Paulo aprobó el proyecto en abril de 2019, y la terminal recibió su licencia preliminar en mayo de 2019 de la autoridad ambiental estatal CETESB (Companhia Ambiental do Estado de São Paulo).

En diciembre 2021, Höegh LNG firmó un contrato por la FSRU Höegh Gannet con la Terminal TRSP, sin embargo, en febrero de 2023, Höegh LNG confirmó que la FRSU buque Höegh Giant sería enviada a Brasil para comenzar a prestar servicio en la nueva terminal.

Höegh LNG tiene un contrato de 10 años para operar en la terminal.

Llegada de la FSRU al Puerto Imagen cortesia de https://www.youtube.com/watch?v=-gTMHGevMb8

Construida en 2017, la FSRU Höegh Giant posee una capacidad de transporte de 167.000 cbm.

El inicio de las operaciones comerciales de esta terminal ha sufrido algunos retrasos que han sido atribuidos a algunos desafíos encontrados durante la perforación para conectar los gasoductos a la terminal.

Höegh LNG actualmente tiene tres unidades flotantes de regasificación y almacenamiento operativas: una en Jamaica, otra Colombia, y ahora esta que operará desde Brasil.

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New Fortress Energy pone en funcionamiento la terminal Gas Sul en Santa Catarina, Brasil

New Fortress Energy pone en funcionamiento la terminal Gas Sul en Santa Catarina, Brasil

New Fortress Energy pone en funcionamiento la terminal Gas Sul en Santa Catarina, Brasil 914 734 GNL GLOBAL

El desarrollador estadounidense New Fortress Energy, Inc. anunció, este viernes 01 de marzo, que su Terminal Gas Sul (TGS), ubicada en Santa Catarina, Brasil, arrancó las operaciones con la unidad de regasificación de almacenamiento (FSRU) Energos Winter.

Imagen cortesia dew New Fortress Energy

TGS es una terminal costa afuera de importación de Gas Natural licuado (GNL) con una capacidad de aproximadamente 6 MTPA (300 TBtu) y un envío máximo de 500 mmscf/día.

La terminal incluye la FSRU Winter y un gasoducto de 33 kilómetros y 20 pulgadas, que conecta la instalación con el gasoducto interior existente Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG).

TGS se presenta como una perspectiva distintiva y prometedora para NFE, ya que presenta una oportunidad de alto crecimiento para la Compañía dentro de los mercados brasileños de energía y gas.

La terminal está conectada por gasoducto al mercado brasileño de gas en general, incluidos más de 3,5 GW de energía que no cuentan con contratos firmes de suministro de gas a largo plazo y más de 300 TBtu de consumidores de gas industriales y residenciales en la región sur de Brasil.

NFE espera que tanto la demanda de energía como la de gas aumenten sustancialmente, mientras que la principal fuente histórica de suministro de gas de Bolivia ha disminuido y se espera que disminuya aún más en el corto plazo. La terminal TGS es una infraestructura esencial y desempeñará un papel vital para satisfacer las necesidades de energía y gas de la región.

“TGS está conectado directamente a más de 3,5 GW de infraestructura eléctrica existente que carece de acuerdos de suministro firmes, lo que convierte a la terminal en un activo clave en el cambiante panorama energético de Brasil. Con numerosos proyectos de energía nuevos necesarios para equilibrar la red en Brasil en el corto plazo, NFE está preparada para satisfacer la creciente demanda aprovechando su cartera verticalmente integrada de activos y experiencia en GNL», dijo Wes Edens, presidente y director ejecutivo de New Fortress Energy.

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4to Foro Internacional GNL GLOBAL 2024

4to Foro Internacional GNL GLOBAL 2024 1500 938 GNL GLOBAL

Te invitamos a registrarte y participar en el 4to INTERNATIONAL GNL GLOBAL FORUM 2024, del 16 al 18 de Octubre 2024, a celebrarse en el Grand Sheraton Panamá, ciudad de Panamá.

El evento reunirá a expertos internacionales y regionales para discutir el panorama global, latinoamericano y caribeño del GNL.

Durante tres días expertos hablarán sobre los mercados de GNL, nuevos desarrollos, tecnologías, precios de GNL, nuevos proyectos de GNL, oferta y demanda en la región, financiamiento, Small Scale LNG, GNL para transporte y mucho más.

Registro

Ya está abierto el registro para delegados.
🗓 Fecha: del 16 al 18 de octubre 2025
📍 Lugar: Grand Sheraton Panamá
🖥 Evento: 4th INTERNATIONAL GNLGLOBAL FORUM 2024
💳 Inversión: USD 699 + 7% Impuesto (Early Bird).

➡ Únase a nosotros como patrocinador: contact@gnlglobal.com

Evento organizado por GNL GLOBAL

Woodside y Kogas firman acuerdo para suministro de GNL a largo plazo

Woodside y Kogas firman acuerdo para suministro de GNL a largo plazo 537 337 GNL GLOBAL

La empresa australiana Woodside celebró este miércoles la firma de un acuerdo de compra y venta (SPA) con Korea Gas Corporation (KOGAS) para el suministro a largo plazo de gas natural licuado (GNL) a Corea.

Según el comunicado del acuerdo, el SPA prevé el suministro de aproximadamente 0,5 millones de toneladas anuales de GNL durante un período de 10,5 años sobre la base de entrega, a partir de 2026 sujeto a las condiciones habituales precedentes.

Woodside dijo que el GNL entregado a KOGAS, en el marco del SPA, se obtendrá de volúmenes no comprometidos de la cartera global de la empresa, incluido el Proyecto de Energía Scarborough, que tiene como objetivo enviar el primer cargamento de GNL en 2026.

La directora ejecutiva de Woodside, Meg O’Neill, dijo que el SPA era importante como el primer acuerdo de suministro a largo plazo de Woodside en Corea, el tercer mercado de GNL más grande del mundo.

Dijo que este acuerdo reforzará la contribución actual del GNL de Woodside a la seguridad energética necesidades de los principales clientes de la región.

“Woodside se complace en ser un proveedor a largo plazo de GNL para KOGAS, una empresa energética líder a nivel mundial y uno de los mayores importadores de GNL del mundo».

Agregando “Este acuerdo es una demostración más de la sólida demanda actual de los productos de Woodside por parte de los principales fabricantes clientes de energía en nuestra región.

“Nuestro GNL puede ayudar a clientes como KOGAS a satisfacer sus necesidades de seguridad energética, al mismo tiempo que respalda objetivos regionales de descarbonización”.

Por su parte, la presidenta y directora ejecutiva de KOGAS, Choi Yeon-hye agregó “Este SPA ha permitido a KOGAS ampliar su base de clientes en el mercado eléctrico nacional, reforzando nuestra papel como proveedor líder de gas natural en Corea.»

“Al aprovechar este SPA, esperamos ampliar aún más nuestras oportunidades comerciales con Woodside en la industria del GNL».

Korea Gas Corporation (KOGAS) se estableció en 1983 y es uno de los mayores compradores de GNL del mundo. La empresa coreana importa GNL principalmente de Australia, Estados Unidos y Oriente Medio.

KOGAS también participa en la sector upstream en el extranjero, proyectos de producción de GNL y el sector downstream a través de 38 proyectos en 20 países.

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Mapa de Europa

Consumo de gas en Europa cae a su nivel más bajo en 10 años

Consumo de gas en Europa cae a su nivel más bajo en 10 años 624 400 GNL GLOBAL

El consumo de gas de Europa en 2023 cayó a su nivel más bajo en 10 años a medida que los países intensifican las medidas de eficiencia y el despliegue de energías renovables. En los dos años, la demanda de gas ha disminuido un 20% en todo el continente.

La última versión del European LNG Tracker del Institute For Energy Eonomics Financial Analysis (IEEFA) revela que la caída de la demanda de gas ha sido impulsada principalmente por Alemania, Italia y el Reino Unido. Como resultado, se prevé que el consumo de GNL del continente alcance su punto máximo en 2025.

Dado que los mercados estaban reduciendo rápidamente su dependencia del gas ruso tras la invasión, el IEEFA había pronosticado que las importaciones de GNL aumentarían en 2023 para compensar el déficit; sin embargo, la demanda de GNL en Europa se mantuvo estable año tras año.

A pesar de esto, los países continúan construyendo nueva infraestructura de GNL: desde febrero de 2022 se han puesto en funcionamiento ocho terminales de importación y se espera que otros 13 proyectos estén operativos para 2030. Esto significa que la capacidad combinada de las terminales de GNL de Europa podría ser tres veces mayor que su demanda esperada de GNL para finales de la década.

“Dos años después de la invasión rusa de Ucrania, el sistema energético europeo es más diversificado y resiliente. La crisis se ha controlado hasta cierto punto, se han intensificado las medidas de eficiencia y se han acelerado las instalaciones de energías renovables y bombas de calor. Esto ha preparado al continente para seguir reduciendo la demanda de gas”, dijo Ana María Jaller-Makarewicz, analista líder de energía para Europa en IEEFA.

«Después de haber experimentado los peligros de poner en riesgo la seguridad del suministro energético al depender demasiado de una fuente, Europa debe aprender de sus errores pasados y evitar volverse demasiado dependiente de Estados Unidos, que proporcionó casi la mitad de sus importaciones de GNL el año pasado».

Aumentan las importaciones rusas de GNL

El éxito de Europa en reducir las importaciones rusas de gas por canalización contrasta con sus crecientes envíos de GNL desde el país. Entre 2021 y 2023, el suministro ruso de GNL a Europa aumentó un 11%; los envíos a España se duplicaron y a Bélgica se triplicaron. Türkiye y Grecia comenzaron a importar GNL ruso en 2022.

España, Francia y Bélgica recibieron el 80% de las importaciones rusas de GNL de Europa el año pasado.

Las terminales europeas que importaron más GNL ruso entre 2021 y 2023 fueron Zeebrugge (Bélgica), Montoir-de-Bretagne (Francia), Bilbao (España), Gate (Países Bajos), Dunkerque (Francia) y Mugardos (España).

Europa mantiene construcción de terminal de GNL

Desde febrero de 2022, Europa ha añadido 53.500 millones de metros cúbicos (bcm) de nueva capacidad de regasificación de GNL. El año pasado, ocho de las 37 terminales de importación de Europa tuvieron tasas de utilización inferiores al 50%.

Se están planificando 94 bcm adicionales de capacidad de importación de GNL nueva o ampliada y se espera que esté operativa en 2030. Esto elevará la capacidad de GNL de Europa a 405 bcm.

“En los últimos dos años, Europa ha transformado su sistema energético y ha implementado métodos para disminuir los efectos de la crisis energética. Este es el momento de examinar qué políticas funcionaron y continuar con ellas mientras se implementan nuevas estrategias que podrían darle a Europa la ventaja para gestionar los riesgos en el futuro”, dijo Jaller-Makarewicz.

Fuente: IEEFA

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Cuarta FRSU de Alemania comenzará operaciones en el puerto de Lubmin en el Mar Báltico

Cuarta FSRU de Alemania comenzará operaciones en el puerto de Lubmin en el Mar Báltico

Cuarta FSRU de Alemania comenzará operaciones en el puerto de Lubmin en el Mar Báltico 1354 760 GNL GLOBAL

Deutsche Regas GmbH, el operador de la terminal flotante de importación de gas natural licuado (GNL) en el puerto de Lubmin en el Mar Báltico, dijo que un buque que transportaba GNL para una segunda terminal de regasificación alemana en el Báltico había llegado al puerto de Mukran en la isla más grande de Alemania, Rügen, para comenzar la puesta en servicio.

La unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) “Energos Power” atracó el 24 de febrero en Mukran, en la turística isla de Rügen.

Imagen cortesía de Hansa.News

El “Energos Power” tiene 300 metros de largo y es parte de un plan para proporcionar gas natural adecuado para reemplazar el gas importado por gasoducto recibido anteriormente de la empresa Gazprom.

Deutsche Regas dijo que el «Energos Power», con 174.000 metros cúbicos de capacidad, anteriormente se llamaba «Transgas Power» y transportaba GNL procedente de la planta de licuefacción de Equinor en Hammerfest, en el norte de Noruega.

Tubería al continente

Las operaciones de GNL flotante de Mukran incluyen un gasoducto de 50 kilómetros (31 millas) que transportará el GNL regasificado al continente y a la red de gas alemana.

«Como prometimos, comenzaremos a transferir gas natural desde Mukran a la red de transmisión de gas de Alemania con la FSRU ‘Energos Power’«, dijo el director ejecutivo de Deutsche ReGas, Stephan Knabe.

«Me gustaría agradecer a todos los involucrados, a nuestras empresas asociadas y especialmente a nuestros empleados por el trabajo incansable y la cooperación estrecha y constructiva en el proyecto», añadió Knabe.

«El ‘Energos Power’ permitirá ahora operaciones de prueba para probar todos los sistemas terrestres y marítimos y hacerlos completamente operativos», afirmó el director general.

El proyecto también fue elogiado como positivo para Alemania por el Comisario socialdemócrata (SPD) para Alemania Oriental, Carsten Schneider. Según él, el proyecto flotante de GNL es una ventaja energética para la región de la costa báltica de Mecklemburgo-Pomerania Occidental.

«La terminal de Rügen garantizará la independencia energética de Alemania y de numerosas empresas», explicó Carsten sobre el proyecto de Mukran, que superó la oposición de los activistas medioambientales contrarios a los combustibles fósiles.

Oposición

Grupos ecologistas alemanes como Acción Ambiental Alemania (DUH) acusaron a Deutsche Regas de convertir la popular isla turística de Rügen en un parque energético de «combustibles fósiles».

Los opositores habían luchado contra el proyecto Mukran durante más de un año, argumentando que las reservas estratégicas de gas natural de Alemania ya estaban aseguradas con otras terminales de importación de GNL.

Actualmente, otras FSRU están operando en la cercana Lubmin, en el puerto de Wilhelmshaven en el Mar del Norte y en Brunsbüttel en el Elba y con una quinta propuesta para el puerto de Stade, también ubicado en el Elba entre Hamburgo y Cuxhaven.

Deutsche Regas señaló que a mediados de 2024 la FSRU “Neptune” actualmente desplegada en Lubmin se trasladaría a Mukran para operar junto con “Energos Power”.

FSRUs en Alemania

Los otros buques involucrados en proyectos alemanes hasta el momento incluyen las FSRU de Höegh LNG “Höegh Esperanza” en Wilhelmshaven y “Hoegh Gannet” en Brunsbüttel, así como el “Neptune”, parcialmente propiedad de Höegh LNG y fletado a TotalEnergies, y que actualmente opera en el puerto de Lubmin.

Otro barco, una unidad de almacenamiento flotante (FSU), el “Seapeak Hispania”, también estaba anclado cerca de Lubmin para transferir cargamentos al “Neptune” a través de pequeños buques de GNL.

La FSRU de Brunsbüttel forma parte de las operaciones de GNL gestionadas por RWE como precursora de una terminal terrestre desarrollada por la empresa holandesa Gasunie, RWE y con una participación en manos de un banco estatal alemán.

Fuente: LNG Journal

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Precios del GNL en Asia alcanzan mínimos de tres años debido a la débil demanda

Precios del GNL en Asia alcanzan mínimos de tres años debido a la débil demanda

Precios del GNL en Asia alcanzan mínimos de tres años debido a la débil demanda 1354 788 GNL GLOBAL

El precio spot del gas natural licuado (GNL) vendido en los mercados de Asia cayó a un nuevo mínimo la semana pasada, alcanzando los niveles más bajos registrados en casi tres años, ya que la débil demanda en Asia y Europa continúa afectando los precios.

De acuerdo con el informe semanal, publicado por la agencia Reuter el viernes pasado, el precio promedio del GNL para las entregas en abril, al noreste de Asia LNG-AS, cayó 50 centavos la semana pasada para registrar unos 8,30 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), el nivel más bajo registrado desde mediados de abril de 2021.

Asia

En medio de una demanda tibia e inventarios saludables en los principales mercados, los precios spot del GNL en los mercados de Asia han perdido casi el 30% de su valor desde principios de año.

«Los precios asiáticos y europeos han estado cayendo a la par debido a la debilidad fundamental y la ausencia de un piso relativo en ambas cuencas», dijo Toby Copson, jefe de energía, APAC, del corredor de materias primas Marex.

«Podría haber un breve respiro ya que algunos jugadores cubren niveles atractivos al contado, pero esto podría no sostenerse y podrían prevalecer nuevas caídas hacia la normalidad histórica».

La caída de los precios ha incentivado a los importadores de GNL de mercados como China e India a aumentar las compras en el mercado spot. La compañía energética tailandesa Gulf Energy Development Pcl también dijo en su anuncio de ganancias la semana pasada que espera su primer envío de GNL a finales de febrero.

La carga, que es la primera importación de GNL por parte de una empresa privada en Tailandia, se utilizará para la producción de energía en el proyecto Hin Kong Power, añadió Gulf Energy.

Copson de Marex dijo que los importadores chinos de segundo nivel, o empresas no respaldadas por el estado, pueden ver este como un momento oportuno para reservar cargamentos, pero «el consenso es que hay más riesgos a la baja en ausencia de una demanda real».

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 DES en USD6,655/mmBtu el 22 de febrero, un mínimo de 34 meses en medio de la crisis general, tendencia bajista en el complejo de gas y GNL, y un descuento de 0,50 dólares/MMBtu sobre el precio del gas de abril en el centro holandés TTF.

Argus evaluó el precio en 6,850 dólares/MMBtu, mientras que Spark Commodities lo evaluó en 6,858 dólares/MMBtu.

«Por el momento, las condiciones climáticas en Europa son bastante suaves. Como resultado, la demanda de gas es relativamente baja. Esto, en combinación con el hecho de que los inventarios de gas en Europa están por encima del promedio para la época del año, continúa pesando sobre los precios del gas natural», afirmó Hans Van Cleef, economista jefe de energía de PZ – Energy.

«Las entradas de GNL siguen siendo fuertes y, como resultado, las existencias están disminuyendo lentamente. Esto proporciona una muy buena posición de partida antes de la temporada de llenado, que comenzará a principios de abril».

Fletes

Las tarifas spot de GNL en el Atlántico cayeron también registrando los niveles más bajos observados en ocho meses, mientras que las tarifas del Pacífico se mantuvieron casi sin cambios, dijo Henry Bennett, jefe de precios de Spark Commodities.

Las tarifas del Atlántico la semana pasada se estimaron en USD 49.750/día el viernes, mientras que las tarifas del Pacífico estuvieron en USD 58.250/día.

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Exportaciones de GNL En EE. UU. al 21 de febrero 2024

Exportaciones de GNL en EE. UU. al 21 de febrero 2024

Exportaciones de GNL en EE. UU. al 21 de febrero 2024 1358 794 GNL GLOBAL

Las exportaciones semanales de gas natural licuado (GNL) en los Estados Unidos se mantuvieron estables por segunda semana.

Exportaciones de GNL

De acuerdo con el informe «Actualización Semanal de Gas Natural», publicado el jueves pasado por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), entre el 15 y el 21 de febrero 2024, 26 embarcaciones con GNL partieron de los puertos estadounidenses, sin variación con respecto a la semana anterior.

Según datos de Bloomberg Finance, L.P. indicados por la agencia, del total enviado durante la semana en revisión, nueve embarcaciones partieron de la planta Sabine Pass, cuatro de Cameron y Corpus Christi, tres de Calcasieu Pass y Freeport, dos de Cove Point y uno de Elba Island (ver gráfico).

Las 26 embarcaciones que partieron durante la semana del 15 al 21 de febrero registraron una capacidad combinada de transporte de unos 97 mil millones de pies cúbicos (Bcf), según señaló el informe.

Entregas de gas

Las entregas promedio de gas natural a las plantas de exportación de GNL entre el 15 y el 21 de febrero disminuyeron en un 1,9%, alcanzando 13,6 Bcf/d.

Las entregas a las plantas ubicadas al sur de Luisiana disminuyeron un 4,5% a 8,7 Bcf/d, mientras que las ubicadas al sur de Texas aumentaron un 4,6% a 3,5 Bcf/d. Mientras que, las entregas fuera de la costa del Golfo de los EE. UU. se mantuvieron prácticamente sin cambios en 1,2 Bcf/d.

Importaciones de GNL

Durante la semana en revisión, un barco con GNL, con una capacidad de 3 Bcf, estuvo atracado para la descarga en la terminal Everett en Boston Harbor, Massachusetts, durante el mismo período, según datos de envío proporcionados por Bloomberg Finance, L.P.

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Qatar anuncia aumento de la capacidad de GNL a 142 MTPA antes de 2030

Qatar anuncia aumento de la capacidad de GNL a 142 MTPA antes de 2030

Qatar anuncia aumento de la capacidad de GNL a 142 MTPA antes de 2030 1358 918 GNL GLOBAL

QatarEnergy anunció que está llevando a cabo un nuevo proyecto de expansión de gas natural licuado (GNL), el proyecto “North Field West”, para aumentar aún más la capacidad de producción de GNL del Estado de Qatar.

Según el comunicado, Qatar aumentará su capacidad de GNL a 142 millones de toneladas por año (MTPA) antes de finales de esta década, lo que representa un aumento de casi el 85% con respecto a los niveles de producción actuales.

Saad Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado para Asuntos Energéticos, Presidente y Director Ejecutivo de QatarEnergy, hizo el anuncio durante una conferencia de prensa celebrada hoy en la sede de QatarEnergy en Doha.

En su intervención en la rueda de prensa, el ministro Al-Kaabi anunció que extensas perforaciones y pruebas de evaluación han confirmado que las capas productivas del gigante North Field de Qatar se extienden hacia el oeste, lo que permite desarrollar un nuevo proyecto de producción de GNL en Ras Laffan.

Agregando “QatarEnergy ha centrado sus esfuerzos y atención en determinar hasta qué punto hacia el 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. Me complace anunciarles hoy que, .., estos grandes esfuerzos han confirmado, mediante pruebas técnicas de los pozos de evaluación, la extensión de las capas productivas del Campo Norte hacia el oeste, lo que significa la capacidad de producir importantes cantidades adicionales de gas de este nuevo sector”.

El Ministro 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 del Estado de Qatar de 1.760 a más de 2.000 billones de pies cúbicos, y las reservas de condensados de 70 a más. de 80 mil millones de barriles, además de grandes cantidades de gas licuado de petróleo, etano y helio.

“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 desde el Sector occidental de North Field con una capacidad de producción de aproximadamente 16 MTPA. Como tal, la producción total de GNL del Estado de Qatar alcanzará aproximadamente 142 MTPA cuando se complete esta nueva expansión antes de finales de esta década. Esto representa un aumento de casi el 85% en comparación con los niveles de producción actuales. Con la finalización de este proyecto, la producción total de hidrocarburos del Estado de Qatar superará los 7,25 millones de barriles de petróleo equivalente por día” dijo el ministro.

Al-Kaabi dijo que QatarEnergy comenzará inmediatamente los trabajos de ingeniería básicos necesarios para garantizar que se logre el progreso planificado de acuerdo con el cronograma aprobado para este nuevo proyecto, que se denominará proyecto North Field West.

QatarEnergy continuará trabajando para implementar varios elementos de los proyectos de expansión de producción de North Field, incluido el proyecto North Field East y el proyecto North Field South, concluyó el comunicado.

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