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Precios del GNL en Asia

Precios del GNL en Asia caen ligeramente debido a la poca demanda en Asia y amplios suministros

Precios del GNL en Asia caen ligeramente debido a la poca demanda en Asia y amplios suministros 800 532 GNL GLOBAL

En medio del conflicto del Medio Oriente, los precios spot del gas natural licuado (GNL) en los mercados de Asia cambiaron poco la semana pasada.

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 diciembre, al noreste de Asia LNG-AS, disminuyó marginalmente a 17,75 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), estimaron fuentes de la industria, en comparación con el máximo de casi nueve meses de la semana pasada de 17,90 dólares.

Asia

La poca demanda spot del noreste de Asia y una afluencia de ofertas y suministros ampliamente adecuados en la región también ayudaron a mantener estables los precios, dijo Auguste Breteau, editor adjunto del LNG Daily de Argus.

«El mercado tiene una ansiedad residual por el conflicto de Medio Oriente, pero las tasas parecen haber encontrado el equilibrio debido a las amplias ofertas spot en medio del típico período invernal», dijo Toby Copson, jefe de energía en la región Asia-Pacífico de commodities broker Marex.

Europa

Los pronósticos de un clima templado en Europa aliviaron la volatilidad en un mercado que se ha visto sacudido por preocupaciones sobre el suministro.

A diferencia de Asia, la constante demanda de calefacción en Europa apoyó los precios a pesar de los pronósticos de un clima templado en los próximos meses.

«A pesar del pronóstico de clima templado para la próxima quincena, el GNL regasificado de las terminales de la UE y el Reino Unido ha aumentado a medida que la demanda de calefacción ha aumentado gradualmente debido al clima más frío», dijo Breteau.

Los comerciantes observarán los acontecimientos en el conflicto entre Israel y Hamas, ya que los informes de ataques militares estadounidenses contra objetivos iraníes en Siria han generado preocupaciones de que el conflicto se amplíe.

Aunque el ataque aún no ha tenido un impacto directo en el suministro, existe una creciente preocupación de que el conflicto en la Franja de Gaza entre Israel, respaldado por Estados Unidos, y Hamás pueda extenderse y potencialmente interrumpir los envíos desde la región.

En Europa, Argus evaluó su precio de referencia diario de GNL (NWM) en el noroeste de Europa para cargas entregadas en diciembre sobre una base ex-buque (DES) en USD 15,575/MMBtu el 26 de octubre.

GNL GLOBAL

Exportaciones Semanales de GNL en EE. UU. al 25 de octubre

Exportaciones Semanales de GNL en EE. UU. al 25 de octubre

Exportaciones Semanales de GNL en EE. UU. al 25 de octubre 1244 726 GNL GLOBAL

Según 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 19 al 25 de octubre 2023, un total de veintisiete (27) embarcaciones con Gas Natural licuado (GNL) partieron de los puertos estadounidenses, dos (2) cargamentos menos con respecto a la semana anterior (ver gráfico).

Exportaciones de GNL

Según las cifras semanales, los veintisiete buques de GNL registraron una capacidad combinada de transporte de 97 Bcf (mil millones de pies cúbicos).

Exportaciones de GNL por planta

Según datos de envío proporcionados por Bloomberg Finance, L.P., de los veintisiete (27) buques de GNL que partieron de los puertos estadounidenses entre 19 y el 25 de octubre, nueve partieron de Sabine Pass; cinco de Freeport; cuatro de Corpus Christi; tres de Cameron y Calcasieu Pass; dos de Cove Point; y uno de la isla de Elba, (ver gráfico).

Entregas de gas

Según los datos de S&P Global Commodity Insights, las entregas promedio de gas natural a las plantas de exportación de GNL de EE. UU. cayeron un 4,1% (0,6 Bcf/d) semana tras semana, con un promedio de 13,7 Bcf/d.

Las entregas de gas natural a las plantas ubicadas al sur de Texas disminuyeron un 2,9% (0,1 Bcf/d) hasta 4,1 Bcf/d.

Las entregas de gas natural a las plantas ubicadas al sur de Luisiana disminuyeron un 4,4% (0,4 Bcf/d) a 8,5 Bcf/d, y las entregas de gas natural a las ubicadas fuera de la Costa del Golfo disminuyeron un 2,6% (menos de 0,1 Bcf/d) a 1,1 Bcf/d. d.

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Capacidad de exportación en Norteamérica

EIA: Capacidad de exportación de GNL de Norteamérica aumentará en 12,9 Bcf/d durante los próximos 5 años

EIA: Capacidad de exportación de GNL de Norteamérica aumentará en 12,9 Bcf/d durante los próximos 5 años 992 1072 GNL GLOBAL

La capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL) de Norteamérica se espera aumente en 12,9 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) durante los próximos cinco años, a medida que México y Canadá pongan en servicio sus primeras plantas de exportación de GNL y entren en funcionamiento otras plantas en los Estados Unidos, afirmó la Administración de la información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) en su reporte semanal.

De acuerdo con las cifras de la EIA, para fines de 2027, se estima que la capacidad de exportación de GNL crecerá en 1,1 Bcf/d en México, 2,1 Bcf/d en Canadá y 9,7 Bcf/d en Estados Unidos a partir de un total de diez nuevos proyectos anunciados en los tres países.

México

Actualmente se están construyendo tres proyectos con una capacidad combinada de exportación de GNL de 1,1 Bcf/d: Fast LNG Altamira en alta mar y en tierra, Fast LNG Lakach en la costa este y Energia Costa Azul en la costa oeste.

El proyecto Fast LNG Altamira consta de tres unidades, cada una con capacidad para licuar hasta 0,18 Bcf/d. La primera unidad se ubicará costa afuera y las otras dos unidades se instalarán costa adentro en la terminal de regasificación de GNL de Altamira. Estas unidades serán abastecidas con gas natural procedente de Estados Unidos entregado a través del gasoducto Sur de Texas-Tuxpan.

De acuerdo con la agencia, las primeras exportaciones de GNL de la unidad costa afuera se esperan para diciembre de 2023, y las exportaciones de GNL de las unidades terrestres se esperan para 2025.

La unidad Fast LNG Lakach (capacidad de 0,18 Bcf/d) se instalará en alta mar de Veracruz, México, en el cercano campo de gas natural de Lakach. Se esperan las primeras exportaciones de GNL en 2026.

La terminal de exportación de GNL de Energía Costa Azul está ubicada en el sitio de la terminal de regasificación de GNL existente en Baja California, oeste de México. La capacidad de exportación de GNL será de 0,4 Bcf/d para la Fase 1 (en construcción) y de 1,6 Bcf/d para la Fase 2 (propuesta). La terminal de exportación se abastecerá de gas natural procedente de la Cuenca Pérmica de Estados Unidos.

Los desarrolladores han propuesto otros proyectos de exportación de GNL para la costa oeste de México, incluidos Saguaro Energia LNG, Salina Cruz FLNG y Vista Pacifico LNG, que tienen una capacidad combinada de más de 2,7 Bcf/d. Estos proyectos utilizarán gas natural importado de Estados Unidos a un costo relativamente bajo para exportar GNL a los mercados asiáticos. Sin embargo, ninguno de estos proyectos propuestos ha llegado aún a una decisión final de inversión.

Canadá

Se están construyendo dos proyectos de exportación de GNL con una capacidad combinada de 2,1 Bcf/d en Columbia Británica, en la costa oeste de Canadá. Está previsto que LNG Canada (con una capacidad de exportación de 1,8 Bcf/d) comience a funcionar en 2025, y Woodfibre LNG (0,3 Bcf/d) comience a funcionar en 2027.

Ambas plantas de exportación se abastecerán con gas natural del oeste de Canadá. Además, la Junta Nacional de Energía de Canadá (NEB) ha autorizado 18 proyectos adicionales de exportación de GNL con una capacidad combinada de 29 Bcf/d.

Estados Unidos.

Actualmente se están construyendo cinco proyectos de exportación de GNL con una capacidad combinada de exportación de GNL de 9,7 Bcf/d: Golden Pass, Plaquemines, Corpus Christi Stage III, Rio Grande y Port Arthur.

La EIA espera que las exportaciones de GNL de Golden Pass LNG y Plaquemines LNG comiencen en 2024.

Con todos estos proyectos, la EIA espera que la capacidad de total exportación de GNL de Norteamérica aumente en 12,9 Bcf a 24,3 Bcf desde las 11,4 Bcf actuales.

GNL GLOBAL

Precios del GNL en Asia

Precios del GNL en Asia se disparan en un 23%

Precios del GNL en Asia se disparan en un 23% 800 532 GNL GLOBAL

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) en los mercados de Asia aumentaron más de 3 dólares la semana pasada a un máximo de casi nueve meses, respaldados por una mayor demanda de los compradores del noreste de Asia y en medio de tensiones en el Medio Oriente.

De acuerdo el informe semanal de precios, publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio promedio del GNL para su entrega en diciembre en el noreste de Asia LNG-AS aumentó un 23% a 17,90 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), estimaron fuentes de la industria, sus niveles más altos desde principios de febrero.

Asia

Las preocupaciones sobre el suministro han disminuido ahora que se ha cancelado una segunda ronda de huelgas en Australia y se pronostican «precios asiáticos estables» en el futuro, añadió Rasidi, ya que es probable que los compradores del noreste asiático den prioridad a la acumulación de existencias antes de la temporada de invierno.

«..Las existencias japonesas de GNL en poder de las empresas eléctricas están aumentando, con la ayuda de temperaturas superiores a lo normal en las últimas semanas. Las importaciones chinas de GNL aumentaron esta semana cuando concluyó el feriado de la Semana Dorada y podríamos esperar que se produzca alguna reposición adicional lugar antes de la temporada de calefacción», dijo Ryhana Rasidi, analista de GNL de Kpler.

La demanda de GNL en el noreste de Asia también aumentó en los últimos días a medida que surgió cierto interés de compra para diciembre en la región, dijo Auguste Breteau, subdirector de precios de GNL de la agencia de precios de materias primas Argus.

«Según los participantes del mercado, varias grandes compañías se mostraron largas para noviembre y cortas para diciembre, lo que podría empujar a algunos cargamentos a flotar hasta diciembre», dijo Breteau.

Las organizaciones industriales japonesas están preocupadas por el conflicto entre Israel y Gaza, que podría afectar el suministro mundial de GNL.

«Dado que Oriente Medio también es una importante región productora de gas natural, estamos muy preocupados por los problemas de suministro de Oriente Medio, combinados con las preocupaciones sobre el suministro de combustible de Rusia debido a la guerra en Ucrania», dijo Kazuhiro Ikebe, presidente dijo el viernes en una conferencia de prensa la federación japonesa de empresas eléctricas.

Ikebe, que también es presidente de Kyushu Electric Power, dijo que cree que su empresa ha asegurado suficiente GNL para este invierno, ya que sus mayores proveedores son Australia e Indonesia.

Europa

En Europa, S&P Global Commodity Insights evaluó su precio de referencia diario de GNL (NWM) en el noroeste de Europa para cargas entregadas en diciembre sobre una base ex-buque (DES) en USD 16,152/MMBtu el 19 de octubre, un descuento de USD 0,80/MMBtu respecto al precio de diciembre. precio del gas en el centro de gas holandés TTF, dijo Shermaine Ang, líder de los mercados mundiales de GNL.

«Aunque persisten sentimientos alcistas debido a los recientes acontecimientos como los daños al gasoducto Balticconnector y las tensiones en Oriente Medio, fuentes del mercado apuntaron a amplios niveles de almacenamiento de gas en Europa», dijo Ang.

Mientras tanto, las noticias de que partes europeas firmaron contratos a más largo plazo para GNL de Qatar ayudaron a hacer que los precios de los contratos a más largo plazo fueran «algo más bajos», dijo Hans Van Cleef, economista jefe de energía de PZ – Energy.

«Los precios a plazo para el período 2026-2030 cayeron en las últimas semanas a medida que estas señales de una mayor seguridad del suministro empiezan a pesar».

Acuerdos de QatarEnergy para el suministro de GNL a Europa

QatarEnergy firmó este lunes un acuerdo con la empresa Italiana ENI para el suministro de hasta 1 millones de toneladas (MTPA) de GNL al año durante 27 años, el GNL se entregará a FSRU Italia, una unidad flotante de almacenamiento y regasificación, ubicada en el puerto de Piombino, en la región italiana de Toscana. El miércoles pasado firmó un acuerdo de suministro con Shell para entregar 3,5 MTPA de GNL al año, igualmente por un periodo de 27 años, para su entrega al puerto de Rotterdam en los Países Bajos, a partir de 2026. Y el 11 de octubre, por el mismo número de años, firmó con TotalEnergies para el suministro que incluirá la entrega de GNL otros 3,5 MTPA de GNL al año, a la terminal receptora de GNL de Fos Cavaou en el sur de Francia.

Fletes

Las tarifas de transporte spot de GNL cayeron por cuarta semana consecutiva. Los tipos del Atlántico cayeron a 132.250 dólares al día el viernes, mientras que los tipos del Pacífico bajaron a 129.500 dólares al día, dijo Qasim Afghan, analista de Spark Commodities.

GNL GLOBAL

Las filiales de QatarEnergy y ENI firmaron este lunes, 23 de octubre, un acuerdo de compra y venta (SPA) de gas natural licuado (GNL) a largo plazo para el suministro de hasta un millón de toneladas anuales (MTPA) de GNL desde Qatar a Italia.

QatarEnergy y ENI firman acuerdo de suministro de GNL por 27 años

QatarEnergy y ENI firman acuerdo de suministro de GNL por 27 años 1266 750 GNL GLOBAL

Las filiales de QatarEnergy y ENI firmaron este lunes, 23 de octubre, un acuerdo de compra y venta (SPA) de gas natural licuado (GNL) a largo plazo para el suministro de hasta un millón de toneladas anuales (MTPA) de GNL desde Qatar a Italia.

Según el SPA, el GNL se entregará a FSRU Italia, una unidad flotante de almacenamiento y regasificación, ubicada en el puerto de Piombino, en la región italiana de Toscana.

El SPA fue firmado por el Sr. Saad Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado para Asuntos Energéticos, Presidente y Director General de QatarEnergy, y el Sr. Claudio Descalzi, Director General de Eni, en un evento especial celebrado en Doha en el presencia de altos directivos de ambas compañías.

Se espera que las entregas de GNL comiencen en 2026 por un período de 27 años y se obtendrán de la empresa conjunta entre QatarEnergy y ENI que tiene una participación en el proyecto de expansión North Field East (NFE) de Qatar.

En el marco de la firma, el Ministro Al-Kaabi dijo: “Hoy estamos dando otro paso importante para fortalecer nuestra asociación con Eni que fomentará nuestra cooperación mutua durante muchos años por venir. Nuestra asociación con Eni ha dado resultados fructíferos, incluidas las entregas de GNL a través de la terminal de GNL Fluxys en el puerto belga de Zeebrugge y proyectos de exploración upstream en varios lugares del mundo. Este acuerdo se suma a la primera entrada de Eni en el sector upstream en el estado de Qatar a través de nuestra asociación en el histórico proyecto de expansión North Field East”.

Agregando: “Juntos seguiremos demostrando nuestro compromiso con los mercados europeos en general y con el mercado italiano en particular. Desde 2009, el GNL de Qatar ha llegado a la terminal Adriatic LNG en el norte de Adriático para satisfacer más del 10% de las necesidades de gas natural de Italia”.

ENI es socio del proyecto de ampliación de NFE de 32 MTPA con una participación del 3,125%.

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Aumentos de la producción de crudo pesado de Venezuela son limitados tras el alivio de las sanciones de Estados Unidos

Aumentos de la producción de crudo pesado de Venezuela son limitados tras el alivio de las sanciones de Estados Unidos

Aumentos de la producción de crudo pesado de Venezuela son limitados tras el alivio de las sanciones de Estados Unidos 1254 610 GNL GLOBAL

La Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro de Estados Unidos levantó efectivamente la mayoría de las sanciones estadounidenses al sector energético de Venezuela el 18 de octubre por un periodo de seis meses, allanando el camino para exportaciones adicionales del petróleo crudo que produce el país.

Aún así, años de subinversión y poca gestión del sector energético de Venezuela probablemente limitarán el crecimiento de la producción de petróleo crudo a menos de 200.000 barriles por día (b/d) para fines de 2024, lo que requerirá más tiempo e inversión para un crecimiento adicional.

Las importaciones estadounidenses de petróleo crudo desde Venezuela cesaron poco después de enero de 2019, cuando Estados Unidos impuso sanciones a la petrolera estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA). Estados Unidos alivió esas sanciones en noviembre de 2022 cuando la OFAC concedió exenciones a Chevron para que pudiera reanudar la exportación de petróleo crudo de sus operaciones conjuntas en Venezuela a las refinerías de la costa del Golfo de Estados Unidos, que se reiniciaron en enero de 2023.

Ese tipo de crudo ha sido escaso y ha tenido importantes aumentos de precios en los últimos meses.

Las refinerías en la costa del Golfo de Estados Unidos están bien preparadas para recibir el tipo de crudo pesado que produce Venezuela. La filial de PdVSA en Estados Unidos, Citgo, tiene tres refinerías (Lemont, Lake Charles y Corpus Christi) que tienen una capacidad combinada de más de 800.000 b/d y están diseñadas para procesar petróleo pesado. Estos activos cambiarán de propietario a finales de este mes como resultado de una venta programada para el 23 de octubre de los activos de Citgo para satisfacer las reclamaciones de los acreedores contra Venezuela y PDVSA.

La producción de petróleo crudo de Venezuela ha caído de aproximadamente 3,2 millones de b/d en 2000 a 735.000 b/d en septiembre de 2023, lo que la convierte en el décimo productor más grande de la OPEP a pesar de sus importantes reservas de petróleo. Las importaciones estadounidenses de petróleo crudo desde Venezuela también disminuyeron, cayendo de 1,3 millones de b/d en 2001 a alrededor de 510.000 b/d en 2018. Las importaciones se detuvieron en 2019 durante cuatro años antes de reanudarse bajo un alivio limitado de las sanciones en enero de 2023 y aumentar a 153.000 b/d en julio de 2023.

La producción de petróleo crudo de Venezuela en septiembre disminuyó desde el máximo reciente de 790.000 b/d en julio de 2023. La escasez de diluyente, necesario para procesar el petróleo pesado de Venezuela, redujo la producción. El levantamiento de las sanciones permitirá aumentar las importaciones de diluyentes, lo que podría impulsar ligeramente la producción. Esperamos que la mayor parte del crecimiento de la producción a corto plazo provenga de las empresas conjuntas de Chevron. La exención anterior para Chevron hizo que su participación en la producción aumentara a 135.000 b/d en 2023, y esperamos que la producción de Chevron en Venezuela aumente a 200.000 b/d para fines de 2024.

Las empresas operadas por ENI, Repsol y Maurel & Prom podrían aumentar la producción en 50.000 b/d adicionales en el corto plazo, según IPD Latin America. Como resultado, se evaluó que estas empresas podrían elevar la producción total de Venezuela a aproximadamente 900.000 b/d para fines de 2024.

De acuerdo con la EIA, se necesitará más tiempo para aumentar aún más la producción de petróleo crudo de Venezuela. Gran parte de la capacidad e infraestructura de producción de petróleo crudo de Venezuela se ha visto afectada por una prolongada falta de acceso a capital y mantenimiento regular. El potencial de un mayor crecimiento sigue siendo muy incierto en este momento porque se requerirían nuevas inversiones significativas para una producción adicional.

Fuente: EIA

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Lipigas construirá dos nuevas estaciones de servicio para camiones a GNL en Chile y avanza en su plan de conformar un corredor verde para transporte de carga pesada

Lipigas construirá dos nuevas estaciones de servicio para camiones a GNL en Chile y avanza en su plan de conformar un corredor verde para transporte de carga pesada

Lipigas construirá dos nuevas estaciones de servicio para camiones a GNL en Chile y avanza en su plan de conformar un corredor verde para transporte de carga pesada 1920 1360 GNL GLOBAL

Lipigas anunció este lunes, 23 de octubre, que dos nuevas estaciones de servicio se sumarán a su proyecto de construir el primer corredor verde para el transporte de carga pesada de Chile.

De acuerdo con la empresa, se trata de dos nuevos puntos para abastecer camiones a gas natural licuado (GNL); uno en Paine, Región Metropolitana, que se encontrará operativo en diciembre de este año; y otro en Puerto Montt, Los Lagos, que se estima, estará funcionando en marzo de 2024.

Lipigas espera que en conjunto abastezcan a más de 100 vehículos de este tipo.

En el marco del anuncio, el gerente de negocio GNL, Biocombustibles e Hidrógeno Verde de Empresas Lipigas, Esteban Rodríguez dijo “El GNL es una opción eficiente, probada y disponible para la disminución de CO2 en el planeta. Es una alternativa más sustentable, que permite reducir significativamente las emisiones generadas por el combustible diésel y en 96% las emisiones de material particulado, además de contribuir a mitigar de manera considerable la contaminación acústica”. Agregando, “estas dos nuevas estaciones que se suman a la red nos permitirán llegar con esta alternativa a más vehículos y en el futuro cercano poder ofrecérseles gas natural licuado renovable, una opción aún más sostenible en la que ya estamos trabajando y que esperamos tener disponible a fines de 2024”.

Fotografía Cortesía de Lipigas

Ambas estaciones su suman a las inauguradas en Tabolango, Región de Valparaíso en 2022; y en Linares, Región del Maule en 2021. De esta manera, la compañía avanza en la construcción del primer corredor de energía limpia para el transporte de carga pesada en Chile. Su plan es instalar estaciones de servicio en puntos estratégicos para abastecer camiones que operen con GNL desde el norte hasta el sur del país y luego ampliar su extensión a nivel internacional.

Para lo anterior, Lipigas adquirió el 60% de Limagas Natural Movilidad, una compañía peruana a través de la cual planea construir y operar estaciones de servicio para el abastecimiento de GNL o gas natural vehicular en ese país. En el futuro, esta adquisición contribuirá a la extensión del corredor a nivel internacional. 

Próximo paso: Gas natural licuado renovable para camiones

La compañía asegura que el gas seguirá siendo una energía de alto consumo y relevante en Chile. Es por esto que, como parte de la estrategia de crecimiento, transformación y diversificación, están trabajando en innovaciones para que el gas, su negocio principal, sea cada vez más eficiente y sustentable.

Fotografía Cortesía de Lipigas

Para lograr este objetivo, Lipigas ha dicho que construirá una planta para la producción de gas natural licuado renovable (GNL-R), un combustible carbono neutral que se puede obtener del tratamiento de residuos orgánicos en un proceso de economía circular y que también servirá para abastecer a los camiones de carga pasada que actualmente utilizan GNL como combustible.

La planta, ubicada en la Región de Ñuble y que consideró una inversión de US$ 8 millones, tendrá capacidad para procesar diariamente entre 7.500 y 16.500 m3 de GNL-R y estará operativa a fines de 2024.

De acuerdo con la empresa, gracias a su funcionamiento se podrá reducir en más de 19.000 las toneladas anuales de emisión de CO2 al sustituir el uso de diésel en los camiones de carga y disminuir en 96% las emisiones de material particulado. En tanto, las emisiones de óxido de nitrógeno y azufre se verían reducidas en 85%. La disminución de CO2 equivaldría a sacar de circulación más de 6.000 autos o plantar más de 38.000 árboles. 

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EIA: Producción de gas natural asociado en EE. UU. aumentó 9% en 2022

EIA: Producción de gas natural asociado en EE. UU. aumentó 9% en 2022

EIA: Producción de gas natural asociado en EE. UU. aumentó 9% en 2022 1090 1048 GNL GLOBAL

La producción anual de gas natural asociado en los EE. UU. aumentó un 9% en 2022, alcanzando los 15.500 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) en las principales regiones productoras de petróleo crudo terrestres de EE. UU. (Permian, Bakken, Eagle Ford, Niobrara y Anadarko), indicó la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) en su informe semanal.

De acuerdo con la EIA, el gas natural asociado producido en EE. UU. representó más de un tercio de la producción total de gas natural en Permian, Bakken, Eagle Ford, Niobrara y Anadarko y el 14% de la producción total de gas natural de Estados Unidos.

Fuente de datos: Enverus DrillingInfo. Nota: Las principales regiones productoras de petróleo crudo incluyen las regiones Pérmico, Bakken, Eagle Ford, Niobrara y Anadarko, que representan casi toda la producción de gas natural asociada de Estados Unidos.

Según la agencia, el crecimiento estuvo soportado principalmente por un aumento del 8% en la producción de petróleo crudo.

Producción de crudo

El aumento de la producción de petróleo crudo en la región del Pérmico, que se extiende por partes del oeste de Texas y el sureste de Nuevo México, ha estado impulsando el crecimiento de la producción asociada de gas natural.

Según la EIA, actualmente la región Pérmica, la más grande de las cinco principales regiones productoras de petróleo crudo de Estados Unidos, produce más petróleo crudo que las otras cuatro regiones juntas.

Producción

Según las cifras, en 2022, la región del Pérmico aumentó la producción de petróleo crudo en un 12% y la de gas natural asociado en un 15%.

Las cifras indicadas señalan que la producción de gas natural asociado en la región del Pérmico aumentó en 1,3 Bcf/d para alcanzar un promedio de 10,2 Bcf/d para el año, y representó el 56% de la producción total de gas natural asociado de Estados Unidos.

En los últimos años, las adiciones de capacidad de transporte de nuevos gasoductos también están facilitando el crecimiento de la producción de gas natural asociado señaló la agencia.

Asimismo, la producción de líquidos de gas natural (NGPL) ha establecido varios récords anuales consecutivos, indicó la EIA, señalando que la producción de NGPL alcanzó un promedio anual de 5,9 millones de barriles por día en 2022.

La región del interior de Texas, que incluye gran parte de la región del Pérmico, representó el 53% del total de EE. UU. producción de etano y 49% de la producción total de NGPL en 2022, frente al 51% de la producción de etano y el 46% de la producción de NGPL en 2021, según el Petroleum Supply Monthly.

El gas natural asociado se refiere al gas natural que se disuelve en petróleo crudo bajo la presión de una formación geológica y luego se libera cuando se alivia la presión sobre el petróleo crudo al llevarlo a la superficie.

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

Tango FLNG y Excalibur FSU partieron hoy de Dubai rumbo al Congo

Tango FLNG y Excalibur FSU partieron hoy de Dubai rumbo al Congo 1258 922 GNL GLOBAL

La empresa italiana Eni y Dry Docks World Dubai se reunieron este sábado, 21 de octubre, para celebrar que Tango FLNG (la unidad flotante de producción de gas natural licuado (FLNG) y el buque Excalibur (una unidad de almacenamiento flotante, FSU) zaparon de Dubai rumbo a su nuevo hogar en el Congo.

De acuerdo con la empresa belga Exmar, este hito está en línea con el cronograma del proyecto Congo LNG de Eni, cuya primera fase se iniciará en diciembre de 2023.

EXMAR, con su experiencia en infraestructura de GNL, incluido FLNG, y como contratista de ingeniería, adquisición y conversión (EPC) para este proyecto, ha diseñado el sistema de amarre y realizó las remodelaciones de ambos buques en el astillero Dry Docks World de Dubai.

En presencia del Ministerio de Hidrocarburos de la República del Congo, Bruno Jean Richard Itoua, altos representantes de EXMAR celebraron la partida de ambas embarcaciones al Congo. Cortesía de Exmar.

La unidad Tango FLNG, con capacidad de licuefacción de aproximadamente mil millones de metros cúbicos de gas por año (BCMA), estará amarrado a 3 kilómetros de la costa junto con el Excalibur FSU a su llegada al Congo.

El proyecto contribuirá a satisfacer las necesidades energéticas de la República del Congo y, al mismo tiempo, aprovechará la oportunidad de explotar el excedente de gas mediante la producción de GNL, permitiendo al país unirse al grupo de empresas globales exportadores de GNL con tiempo récord de ejecución.

El proyecto Congo LNG de Eni aprovecha los recursos de gas de Marine XII y las instalaciones de producción existentes en un nuevo enfoque gradual dirigido al objetivo de quema de gas rutinaria cero.

Cortesía de Exmar.

EXMAR, anteriormente propietario de Tango FLNG, proporciona al buque Excalibur FSU bajo un contrato a largo plazo y será responsable de todas las operaciones de la terminal en el Proyecto Congo LNG.

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Dos nuevas terminales de GNL de New Fortress Energy comenzarán operaciones comerciales en Brasil

Dos nuevas terminales de GNL de New Fortress Energy comenzarán operaciones comerciales en Brasil

Dos nuevas terminales de GNL de New Fortress Energy comenzarán operaciones comerciales en Brasil 1332 1004 GNL GLOBAL

La firma estadounidense New Fortress Energy Inc. dijo recientemente que espera comenzar las operaciones comerciales en dos nuevas terminales de gas natural licuado (GNL) ubicadas en Brasil en los próximos 3 meses.

En el marco de la presentación sobre la actualización de la empresa a Octubre 2023, New Fortress Energy indicó también que sus ganancias han estado aumentando significativamente tanto en tamaño como en calidad.

Dos nuevas terminales en Brasil

Según se indicó, la terminal Barcarena, ubicada en la desembocadura del río Amazonas en la costa norte de Brasil, comenzará a funcionar en diciembre de 2023, mientras que, la terminal Santa Catarina, ubicada al sur de Brasil, comenzará en enero de 2024.

Imagen de la Presentación Actualización Octubre 2023. Cortesía de New Fortress Energy

De acuerdo con la empresa, la yerminal Barcarena será el único proveedor de gas natural en la región. Norsk Hydro ASA representa el cliente ancla del proyecto, ya que firmó en 2021 un acuerdo de 15 años para suministrar 29,5 billones de btu/año (81 MMcfd) de gas natural a su refinería de alúmina Hydro Alunorte en Pará, Brasil.

La terminal de GNL, que contará con una capacidad de 5,9 millones de toneladas/año (MTPA), alimentará a la Central eléctrica de 624 MW, también en construcción con COD(21) y que espera arrancar operaciones en 2025.

Por su parte, la Termina Santa Catarina se conectará a un gasoducto de distribución de gas existente para ayudar a reemplazar las importaciones de gas desde Bolivia.

Plataformas FLNG en México

Según su informe de ganancias del tercer trimestre de 2023, la tercera y última plataforma de su proyecto Fast LNG (FLNG 1) ubicado frente a la costa de Altamira, México, llegó a su estación recientemente el mes pasado y espera producir gas para octubre y producir el primer GNL en noviembre.

La compañía espera construir FLNG 2 en tierra, después de haber reservado terreno para un tren de 1,4 MTPA adyacente a un tanque de 300.000 metros cúbicos de almacenamiento. La FLNG 2 espera estar en funcionamiento en 2025, utilizando 200 MMcfd de gas de alimentación suministrado por gasoducto desde Texas.

New Fortress Energy dijo en su presentación que espera que las ganancias de las terminales crezcan de ~850 millones de dólares este año a ~2.200 millones de dólares el próximo año.

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