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Australia Pacific LNG

Australia Pacific LNG reanuda producción y exportaciones de GNL

Australia Pacific LNG reanuda producción y exportaciones de GNL 1070 700 GNL GLOBAL

La producción y las exportaciones de gas natural licuado (GNL) se han reanudado en la instalación Australia Pacific LNG (APLNG), dijo el operador ConocoPhillips, después de que un buque, cargado con GNL, quedara atrapado en la instalación.

El buque averiado, el Cesi Qingdao, se quedó sin energía el 22 de noviembre, lo que provocó la interrupción de los envíos debido a que bloqueó el ingreso de otros buques a las instalaciones en la isla Curtis, frente a la costa este de Australia.

«ConocoPhillips Australia puede confirmar que el buque CESI Qingdao LNG fue trasladado desde las instalaciones de APLNG LNG el viernes por la mañana temprano y ahora hemos reanudado de manera segura la producción de GNL, así como la carga de buques de GNL», dijo un portavoz de la compañía el lunes.

Origin Energy, el minorista de energía australiano que opera los campos de gas de APLNG, dijo el viernes que tres cargamentos de GNL sufrieron retrasos como resultado del corte de energía.

Los datos de seguimiento de barcos de LSEG Eikon muestran que Cesi Qingdao se encuentra actualmente frente a la isla Curtis, mientras que el buque LNG Abuja II partió de APLNG el 2 de diciembre. El buque Mu Lan está amarrado en las instalaciones de APLNG.

APLNG es una empresa conjunta entre ConocoPhillips, Origin Energy y Sinopec. Tiene una capacidad de 9 millones de toneladas métricas por año (mtpa) de GNL y solo puede transportar un buque a la vez y, en promedio, carga un camión cisterna cada tres días.

Sus dos principales clientes son la china Sinopec y la japonesa Kansai Electric.

Fuente: Reuters

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Atlantic LNG

Reestructuración de Atlantic LNG en Trinidad reduce participación de Shell y aumenta la de BP

Reestructuración de Atlantic LNG en Trinidad reduce participación de Shell y aumenta la de BP 1514 884 GNL GLOBAL

La participación de Shell en la instalación de Atlantic LNG en Trinidad y Tobago disminuirá, mientras que las de BP y la National Gas Company (NGC), la empresa estatal de Trinidad, aumentarán como parte de un acuerdo de reestructuración que se espera firmar esta semana, informó la agencia Reuters.

Después de cinco años de negociaciones, este acuerdo marca un hito importante para la mayor instalación de exportación de gas natural licuado (GNL) de América Latina, permitiéndole a dicha instalación volver a su producción total.

En la estructura actual, Shell y BP tienen el 54% y el 40% de las acciones en los trenes 2, 3 y 4, respectivamente, mientras que la NGC posee el 11,1% del tren 4, sin participación en los trenes 2 y 3. El nuevo acuerdo tiene como objetivo simplificar la estructura del proyecto, consolidando la propiedad en los cuatro trenes. Esto implica una reducción efectiva de la participación de Shell al 45%, un aumento de la participación de BP al 45%, y una asignación del 10% de participación a la NGC.

Atlantic LNG

Atlantic LNG ha sido una importante fuente de ingresos para Shell y BP en términos de suministro de GNL. El año pasado, la participación de Shell en la producción de la instalación alcanzó las 4,4 millones de toneladas, lo que representa aproximadamente el 15% de su producción global. Por su parte, BP tuvo una participación en la producción de 3,4 millones de toneladas, lo que representa alrededor del 18% de su producción global.

La nueva estructura de propiedad refleja la cantidad de gas que cada parte contribuirá a Atlantic. BP ha sido el principal productor de gas en la isla, con una producción promedio de 1,2 mil millones de pies cúbicos por día el año pasado. Por otro lado, Shell espera aumentar su producción en los próximos años con un adicional de 700 millones de pies cúbicos por día provenientes de su descubrimiento en alta mar de Manatee, que se espera para el año 2028, así como un potencial de 250 millones de pies cúbicos por día provenientes de Venezuela, bajo un acuerdo propuesto para operar el campo de gas Dragon en alta mar en el año 2026.

En cuanto a la NGC, actualmente están en negociaciones con Woodside Energy Group para traer gas natural proveniente de su descubrimiento en aguas profundas, el cual tiene una capacidad de 3,5 billones de pies cúbicos. Si se logra establecer el suministro de gas proveniente de Dragon, junto con el campo Calypso de Woodside y el descubrimiento de Manatee, existe la posibilidad de reiniciar el tren 1 de la instalación.

Este acuerdo de reestructuración permitirá una distribución más efectiva de las participaciones y asegurará un suministro continuo de gas para Atlantic LNG. Además, allanará el camino para el crecimiento y expansión del proyecto en el futuro, fortaleciendo así la posición de Trinidad y Tobago como un importante exportador de gas natural licuado en la región.

GNL GLOBAL

Precio spot del GNL en Asia cae en un 6%

Precio spot del GNL en Asia cae en un 6%

Precio spot del GNL en Asia cae en un 6% 1502 884 GNL GLOBAL

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) en Asia cayeron la semana pasada, ya que la demanda sigue siendo moderada y las condiciones de suministro global mejoran apesar de los recientes mantenimientos y las tensiones geopolíticas.

De acuerdo con el informe semanal de precios, publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio spot promedio del GNL para las entregas en enero, al noreste de Asia, cayó un 6% a 15,7 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), según estimaciones de expertos del sector, este es el nivel más bajo registrado desde mediados de octubre.

Asia

«Tanto en Asia como en Europa, las tarifas continúan cayendo. La demanda ha permanecido débil en todos los actores», dijo Toby Copson, jefe de energía de APAC en el bróker de materias primas Marex. «Está claro que ni el clima ni la demanda industrial han generado una cobertura urgente de cara al invierno, lo que no establece un buen precedente para una perspectiva alcista», agregó Copson.

Samuel Good, jefe de precios del GNL en la agencia de precios de materias primas Argus, dijo que a pesar de las bajas temperaturas nocturnas, los usuarios finales al noreste de Asia se han mantenido en gran parte alejados del mercado spot, confiando en cambio en el suministro a término o en cargamentos spot asegurados antes del invierno, ayudados en parte por temperaturas diurnas que se han mantenido más cerca de las normas estacionales o incluso por encima de ellas.

Good añadió que la generación de gas está siendo desplazada del mix de generación por un aumento en la producción nuclear.

Mientras tanto, el suministro global está mejorando tras el fin del mantenimiento en una planta de Qatargas y en la instalación de Prelude en Australia. Esto se suma al retorno de las exportaciones de GNL de Egipto tras una pausa en el período inmediato después del brote del conflicto en Gaza, según Alex Froley, analista de GNL en la firma de inteligencia de datos ICIS.

«Los impulsos de Qatar, Egipto y Australia ofrecen un potencial de suministro mejorado para las próximas semanas. Eso ha ayudado a bajar los precios a corto plazo, a pesar del inicio del clima más frío en Europa que ha incrementado la extracción de reservas de almacenamiento subterráneo y ayudado a consumir la cola de cargamentos de almacenamiento flotante que se había estado acumulando alrededor de las costas europeas», dijo Froley.

Europa

Aunque los niveles de almacenamiento de gas en Europa han comenzado a disminuir, todavía están en máximos históricos para esta época del año, en torno al 95,9% de su capacidad, reduciendo el riesgo de que la región se quede corta durante el invierno en su conjunto.

«La salida de los terminales de GNL europeos hacia la red ha sido rápida, en respuesta al mayor consumo impulsado por el clima frío continuo», dijo Good de Argus.

«Pero la disponibilidad de cargamentos en la cuenca del Atlántico sigue siendo alta, con solo unas pocas empresas enfrentando el incentivo de redirigir las cargas desde Europa hacia el noreste de Asia», agregó Good.

El 30 de noviembre, S&P Global Commodity Insights evaluó su precio de referencia diario del GNL en el noroeste de Europa para cargamentos entregados en enero en una base ex-buque (DES) en 12,46 dólares/MMBtu, un descuento de 0,87 dólares/MMBtu respecto al precio del gas de enero en el hub holandés TTF.

«Los precios del GNL en el noroeste de Europa se vieron presionados durante la semana, perdiendo casi un 13%, o 1,828 dólares/mmBtu, desde el 23 de noviembre a mínimos de casi 2 meses», dijo Karim El Afany, editor gerente de S&P’s Atlantic LNG.

En otras evaluaciones, Argus evaluó el precio en 12,70 dólares/mmBtu, mientras que Spark Commodities lo evaluó en 12,689 dólares/mmBtu.

Fletes

Las tarifas de flete spot del GNL disminuyeron esta semana, con las tarifas del Atlántico cayendo a 155,250 dólares/día el viernes, mientras que la tarifa del Pacífico aumentó a 141,000 dólares/día, según Qasim Afghan, analista de Spark Commodities.

GNL GLOBAL

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. al 29 de noviembre

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. al 29 de noviembre

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. al 29 de noviembre 1502 884 GNL GLOBAL

De acuerdo con el informe Actualización Semanal de Gas Natural publicado por la Administración de la Información de la Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), durante la semana del 23 al 29 de noviembre de 2023, un total de veinticuatro (24) embarcaciones con gas natural licuado (GNL) partieron de los puertos de estadounidenses (ver gráfico).

Según los datos semanales de la EIA, las 24 embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte de 91 mil millones de pies cúbicos (Bcf).

Exportaciones de GNL por planta

De acuerdo con los datos de envío de Bloomberg Finance, L.P., indicados por la agencia, durante la semana en revision, nueve partieron de Sabine Pass; cuatro de Calcasieu Pass y Freeport; tres de Cameron y Corpus Christi; y uno de Cove Point (ver gráfico).

El 27 de noviembre, Freeport LNG Development, L.P. recibió la aprobación de la Comisión Reguladora de Energía Federal (FERC) para volver a poner en servicio las instalaciones de la Fase 2, lo que incluye el Loop 2 de GNL y el Muelle 2 para carga de barcos.

Entregas de gas

Ahora bien, con relación a las entregas de gas natural a las plantas de licuefaccion en EE. UU.(gas de alimentación, de acuerdo con los datos de S&P Global Commodity Insights, las entregas promedio de gas natural a las plantas de exportación de GNL de EE. UU. disminuyeron un 0,6% semana tras semana, con un promedio de 14,3 Bcf/d.

Las entregas a las plantas ubicadas al sur de Luisiana bajaron un 1,5% a 8,7 Bcf/d. En contraste, las entregas a las plantas ubicadas al sur de Texas aumentaron un 1,7%. Sin embargo, las entregas a las plantas fuera de la Costa del Golfo disminuyeron un 2,2%.

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Países de Medio Oriente y el norte de África suministran alrededor de un tercio del GNL mundial

Países de MENA suministran alrededor de 1/3 del GNL mundial

Países de MENA suministran alrededor de 1/3 del GNL mundial 1086 1124 GNL GLOBAL

Según datos del Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (GIIGNL), casi un tercio (29%) de las exportaciones mundiales de gas natural licuado (GNL) en 2022 fue suministrada por países exportadores de la región de Oriente Medio y Norte de África (MENA): Qatar, Omán, los Emiratos Árabes Unidos (EAU), Argelia, y Egipto, destacó el reporte semanal de la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés).

La participación de la región MENA en las exportaciones mundiales de GNL disminuyó del 47% en 2013 a aproximadamente el 30% en 2020, a medida que las exportaciones de GNL de Australia y Estados Unidos han aumentado (ver gráfico).

Qatar es el principal exportador de GNL en la región MENA y representará el 70% de las exportaciones regionales de GNL en 2022. A nivel mundial, Qatar es uno de los tres principales exportadores de GNL, con exportaciones que promedian 10,3 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) durante el últimos 10 años. Omán y los Emiratos Árabes Unidos son el segundo y tercer mayor exportador de GNL en Medio Oriente.

Omán comenzó a exportar GNL en 2000, y las exportaciones han promediado constantemente 1,2 Bcf/d durante la última década.

Emiratos Árabes Unidos (específicamente del emirato de Abu Dhabi) comenzaron las exportaciones de GNL en 1977 y promediaron 0,7 Bcf/d durante la última década.

Yemen comenzó las exportaciones de GNL en 2010 y promediaron 0,8 Bcf/d entre 2011 y 2014, pero han estado suspendidas desde mayo de 2015 tras un conflicto militar.

En el norte de África, dos países exportan GNL: Argelia y Egipto.

Argelia fue uno de los primeros exportadores de GNL del mundo y tiene más de 40 años de historia exportadora de GNL. Las exportaciones de GNL de Argelia se han mantenido estables durante los últimos 10 años, oscilando entre 1,3 Bcf/d y 1,7 Bcf/d. A pesar de las considerables reservas nacionales de gas natural, la capacidad de Argelia para aumentar las exportaciones de GNL en el corto plazo es limitada debido a la inversión insuficiente para mantener y ampliar la producción de gas natural a partir de campos antiguos y la creciente demanda interna.

Egipto exportó 0,9 Bcf/d tanto en 2021 como en 2022. Las exportaciones de GNL de Egipto dependen de la demanda interna y del volumen de gas natural disponible para exportación. En los últimos años, el consumo interno de gas natural en Egipto ha aumentado mientras que la producción disminuyó, lo que contribuyó a que Egipto suspendiera temporalmente sus exportaciones de GNL en 2015. Egipto ha estado importando gas natural de Israel a través del gasoducto del Mediterráneo Oriental (EMG) (hasta 0,7 Bcf). /d) y el Gasoducto Árabe (AGP) (hasta 0,2 Bcf/d). Al comienzo del conflicto entre Israel y Hamas en octubre, Israel suspendió las exportaciones a Egipto a través del oleoducto EMG debido a interrupciones en la producción en el campo marino Tamar, que abastece al oleoducto EMG (desde entonces se ha reiniciado la producción del campo Tamar).

Las exportaciones de GNL de Egipto alcanzan su punto máximo en los meses de invierno, cuando la demanda interna es baja, y Egipto puede exportar el excedente de gas natural (incluidas las importaciones de Israel) como GNL. Durante el pasado invierno (de noviembre de 2022 a marzo de 2023), las exportaciones de GNL de Egipto promediaron 2,0 Bcf/d, según datos de CEDIGAZ.

La mayoría de las exportaciones de GNL de la región MENA se envían al sur y al este de Asia, lo que representó el 65% (9,7 Bcf/d) de las exportaciones de GNL de la región en 2022.

La proporción de las exportaciones de GNL de la región MENA destinadas al sur y al este de Asia se ha mantenido bastante constante durante los últimos 10 años, oscilando entre el 60% y el 70% del total.

Las exportaciones de GNL de la región MENA a Europa, que fluctúan dependiendo de la demanda europea de gas natural, han oscilado entre 3,5 Bcf/d y 4,8 Bcf/d durante los últimos 10 años.

En 2022, las exportaciones de MENA a Europa promediaron 4,5 Bcf/d, el 30% de las exportaciones totales de GNL de la región MENA. Hasta el 4% de las exportaciones de la región MENA se suministran a otros países de la región MENA: Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos (específicamente el emirato de Dubai).

Fuente: EIA

GNL GLOBAL

Tango FLNG arriba a la República del Congo

Tango FLNG arriba a la República del Congo

Tango FLNG arriba a la República del Congo 1542 1086 GNL GLOBAL

La unidad flotante de licuefacción de gas natural licuado (GNL), Tango FLNG arribó este jueves 30 de noviembre a la República Democrática del Congo.

La italiana Eni informó en agosto pasado que había adquirido la empresa Export LNG Ltd, propietaria de la instalación Tango FLNG, del grupo Exmar. En ese momento, la compañía dijo que la instalación sería utilizada en la República del Congo, como parte de las actividades del proyecto de desarrollo de gas natural en el bloque Marine XII, en línea con la estrategia de Eni para aprovechar los recursos de gas en la nación africana.

El Tango FLNG estará amarrado como buque de producción flotante para el proyecto de GNL del Congo durante los próximos veinte años.

La unidad flotante estará amarrada a 3 kilómetros de la costa junto con el buque Excalibur FSU en la República del Congo.

«Esto añade otro proyecto de GNL al África subsahariana que se está convirtiendo rápidamente en un centro de exportación de GNL con proyectos existentes en Nigeria, Guinea Ecuatorial, Camerún, Angola, Mozambique y otros dos actualmente en construcción en Mauritania/Senegal y Gabón», indicó Olumide Ajayi, Analista Senior de GNL en LSEG.

Imagen cortesía de Marine Traffic

El Tango FLNG fue redesplegado desde Argentina después de que la nación sudamericana cesara las exportaciones de GNL en noviembre de 2020.

El FLNG, que tiene una capacidad de licuefacción de aproximadamente mil millones de metros cúbicos de gas por año (BCMA).

Se espera que Eni obtenga todos los volúmenes del proyecto mediante un contrato de peaje (Tolling Agreement) durante los 20. La capacidad inicial del proyecto será de 0,6 millones de toneladas por año.

Tango FLNG

Exmar, ENI y Dry Docks World Dubai celebran la Navegación de los buques Tango FLNG y Excalibur FSU hacia el Congo
Exmar, ENI y Dry Docks World Dubai celebran la Navegación de los buques Tango FLNG y Excalibur FSU hacia el Congo

El proyecto ayudará a la República del Congo a satisfacer sus necesidades energéticas y, al mismo tiempo, aprovechará la oportunidad de explotar el excedente de gas mediante la producción de GNL, lo que permitirá al país unirse al grupo de exportadores mundiales de GNL en un tiempo récord, dijo ENI en un comunicado el mes pasado.

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EIG Global Energy Partners

EIG Global Energy Partners espera una nueva adquisición en la industria de GNL

EIG Global Energy Partners espera una nueva adquisición en la industria de GNL 1186 742 GNL GLOBAL

EIG Global Energy Partners, firma estadounidense de inversión especializada en energía, avanza en la industria del gas natural licuado (GNL) con una nueva adquisición.

EIG está a punto de cerrar un acuerdo sobre un activo de GNL valorado en varios miles de millones de dólares. Si bien EIG no reveló detalles más específicos sobre la adquisición, la compañía ha estado activa en el sector en los últimos años.

De acuerdo con un articulo del Wall Street Journal, el director ejecutivo, R. Blair Thomas, dijo que la unidad MidOcean Energy de EIG está trabajando en el acuerdo en paralelo con un esfuerzo por comprar la australiana Origin Energy como parte de un consorcio liderado por Brookfield Asset Management. MidOcean adquiriría la participación del 27,5% de Origin en el proyecto Australia Pacific LNG en el este de Australia si la oferta del consorcio por casi 11.000 millones de dólares por la empresa tiene éxito.

«Nuestra expectativa es que anunciaremos otra gran adquisición en una parte diferente del mundo en los próximos meses», dijo Thomas a The Wall Street Journal en una entrevista, sin especificar el activo.

EIG ve oportunidades en el mercado actual y está buscando expandir su cartera de activos de GNL. El interés de EIG en el sector del GNL se debe, en parte, al crecimiento continuo de la demanda de gas natural en todo el mundo. A medida que más países adoptan el GNL como fuente de energía limpia y versátil, se espera un aumento en la demanda en los próximos años.

Además, la mayor capacidad de transporte del GNL en comparación con el gas natural comprimido también lo convierte en una opción atractiva.

En 2020, EIG adquirió una participación en una planta de exportación de GNL en Texas, expandiendo así su presencia en el mercado estadounidense. Se espera que cualquier nueva adquisición refuerce aún más la posición de la empresa en el sector del GNL.

El mercado del GNL ha experimentado cierta volatilidad en los últimos años, debido a factores como la fluctuación de los precios del petróleo y los cambios en la demanda. Sin embargo, EIG ve esto como una oportunidad para adquirir activos a precios atractivos y capitalizar el crecimiento futuro.

A medida que el mercado del GNL continúa evolucionando y expandiéndose, se espera que EIG y otras empresas de inversión busquen oportunidades en este sector en constante crecimiento. La demanda global de energía sigue aumentando y el GNL juega un papel importante en el suministro de energía segura y sostenible a nivel mundial.

GNL GLOBAL

Deutsche Energy Terminal inicia subastas de capacidad para terminal FSRU en Stade, Alemania

Deutsche Energy Terminal inicia subastas de capacidad para la terminal FSRU en Stade, Alemania

Deutsche Energy Terminal inicia subastas de capacidad para la terminal FSRU en Stade, Alemania 1534 742 GNL GLOBAL

La empresa pública Deutsche Energy Terminal GmbH (DET), operador alemán de una terminales de gas natural licuado (GNL), anunció la realización de subastas de capacidad a corto plazo para su terminal basada en Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) en Stade.

Esta iniciativa, programada para el 11 y 14 de diciembre, marca un paso significativo en la ampliación de la infraestructura de GNL en Alemania.

Deutsche Energy Terminal GmbH dijo que espera lanzar la terminal FSRU en Stade en el primer trimestre de 2024, con una capacidad de aproximadamente 6 bcm anuales.

La FSRU Transgas Force, propiedad de Dynagas, será la encargada de atender esta instalación, mientras que la FSRU Excelsior de Excelerate Energy servirá en la segunda instalación en Wilhelmshaven.

Con la puesta en marcha de estas dos instalaciones en Stade y Wilhelmshaven, Deutsche Energy Terminal GmbH operará un total de cuatro terminales FSRU en Alemania. De acuerdo con la empresa, estas acciones se alinean con los esfuerzos del gobierno alemán y empresas clave como Uniper, RWE y TES en la búsqueda de diversificar las fuentes de energía y fortalecer la seguridad energética en el contexto de la transición hacia economías bajas en carbono.

Deutsche Energy Terminal GmbH organiza periódicamente subastas de capacidades de regasificación, incluidos almacenamiento y envío. En las rondas de subastas digitales, los participantes del mercado pueden adquirir derechos de utilización de capacidades a corto y largo plazo en las terminales estatales en la costa alemana del Mar del Norte.

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Cheniere Energy

Cheniere anuncia un acuerdo de comercialización de producción integrada a largo plazo con ARC Resources

Cheniere anuncia un acuerdo de comercialización de producción integrada a largo plazo con ARC Resources 800 585 GNL GLOBAL

Cheniere Energy, Inc. y Cheniere Energy Partners, LP anunciaron hoy que Sabine Pass Liquefaction Stage V, LLC (SPL Stage 5) ha celebrado un acuerdo de suministro de gas de comercialización integrada de producción (IPM) a largo plazo con ARC Resources U.S. Corp., una subsidiaria de ARC Resources Ltd., un productor líder de gas natural en Canadá.

Según el acuerdo IPM, ARC Resources acordó vender 140.000 MMBtu por día de gas natural a SPL Etapa 5 por un plazo de 15 años, comenzando con las operaciones comerciales del primer tren (Tren 7) del Proyecto de Expansión de Licuefacción de Sabine Pass (Proyecto de Ampliación SPL).

Cheniere dijo que SPL Stage 5 pagará a ARC Resources un precio vinculado al GNL por su gas, basado en el precio marcador europeo o TTF, después de las deducciones por una tarifa fija de regasificación, costos fijos de envío de GNL y una tarifa fija de licuefacción.

El acuerdo IPM está sujeto, entre otras cosas, a una Decisión Final de Inversión positiva con respecto al Tren 7. El GNL asociado a este suministro de gas, aproximadamente 0,85 millones de toneladas anuales (MTPA), será comercializado por Cheniere Marketing International LLP, una subsidiaria de Cheniere.

En el marco del anuncio, Jack Fusco, presidente y director ejecutivo de Cheniere dijo “Este es el segundo acuerdo de IPM a largo plazo entre Cheniere y ARC Resources, y avanza aún más en la comercialización del Proyecto de Expansión de SPL. Este acuerdo permitirá a Cheniere entregar mayores cantidades de gas natural canadiense a Europa, donde la seguridad energética nunca ha sido más importante”, Agregando: «Nos complace aprovechar nuestra relación existente a largo plazo con ARC Resources y demostrar aún más la capacidad de Cheniere para construir soluciones innovadoras que ayuden a satisfacer las necesidades de los clientes y contrapartes a lo largo de la cadena de valor del GNL y, al mismo tiempo, brindar valor a nuestras partes interesadas».

«El gas natural canadiense puede desempeñar un papel fundamental para ayudar a satisfacer la creciente demanda energética mundial», dijo Terry Anderson, presidente y director ejecutivo de ARC Resources. “A través de este acuerdo, estamos avanzando en nuestra estrategia de GNL y entregando gas natural de bajo costo y bajas emisiones a las regiones consumidoras de Europa: el primer acuerdo a largo plazo de este tipo para un productor canadiense. Nos complace promover nuestra asociación a largo plazo con Cheniere y llevar al mundo energía canadiense producida de manera más responsable”.

El Proyecto de Ampliación de SPL se está desarrollando con una capacidad de producción de hasta aproximadamente 20 mtpa de capacidad total de GNL, incluidas las oportunidades estimadas de eliminación de cuellos de botella. En mayo de 2023, ciertas subsidiarias de Cheniere Partners ingresaron al proceso de revisión previa a la presentación con respecto al Proyecto de Ampliación de SPL ante la Comisión Federal Reguladora de Energía bajo la Ley de Política Ambiental Nacional.

Además del acuerdo IPM anunciado hoy, Cheniere Marketing celebró un acuerdo de compra y venta de GNL (SPA) con OMV Gas Marketing and Trading GMBH (OMV), una subsidiaria de propiedad total de OMV AG.

VER: Cheniere Marketing firma acuerdo de compra y venta de GNL con OMV Gas Marketing and Trading GMBH

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Imagen cortesía de Cheniere

Cheniere Marketing firma acuerdo de compra y venta de GNL con OMV Gas Marketing and Trading GMBH

Cheniere Marketing firma acuerdo de compra y venta de GNL con OMV Gas Marketing and Trading GMBH 1582 1244 GNL GLOBAL

Cheniere Marketing celebró este miércoles 29 de noviembre un acuerdo de compra y venta de GNL (SPA) con OMV Gas Marketing and Trading GMBH (OMV), una subsidiaria de propiedad total de OMV AG.

Imagen cortesía de Cheniere
Imagen cortesía de Cheniere

Según el SPA, Cheniere Marketing suministrará a OMV hasta 12 cargamentos de GNL por año, o aproximadamente 0,85 mtpa de GNL, a un precio vinculado al TTF a partir de finales de 2029.

El GNL se venderá a OMV en un barco entregado (DES) en la terminal Gate LNG en los Países Bajos, donde OMV tiene capacidad de regasificación.

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