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FSRU de Hong Kong

Terminal de GNL de Hong Kong lanza operaciones de prueba

Terminal de GNL de Hong Kong lanza operaciones de prueba 1492 636 GNL GLOBAL


La terminal de recepción y descarga de gas natural licuado (GNL) de Hong Kong, la terminal de GNL en alta mar más grande del mundo, entró en operación de prueba, dijo el domingo la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC).

La terminal costa afuera de dos atracaderos, además de una terminal terrestre de GNL y dos gasoductos submarinos, pertenece al proyecto de GNL de Hong Kong. CNOOC dijo que es el proyecto de construcción de infraestructura de energía en alta mar más grande en la Región Administrativa Especial de Hong Kong en los últimos años.

Una vez completado, el proyecto aumentará la proporción de energía limpia en la producción de electricidad de la región, lo cual es de gran importancia para optimizar la estructura energética de la Gran Área de la Bahía de Guangdong-Hong Kong-Macao, agregó.

La terminal es capaz de atracar simultáneamente dos de las unidades flotantes de almacenamiento y regasificación o buques transportadores de GNL más grandes del mundo.

La vida útil diseñada de la terminal es de 50 años, que es más del doble que las terminales convencionales de GNL en alta mar, y puede soportar la fuerza de impacto de 4,9 millones de barcos que atracan anualmente con un máximo de 2400 toneladas cada vez, dijo Liu Zhigang, subdirector general de CNOOC Hong Kong LNG Project.

CNOOC ha formado una cadena industrial completa desde la licuefacción hasta la gasificación, desde la capacidad de construcción de proyectos de GNL en alta mar hasta la tierra, según Wang Zhangling, presidente de CNOOC Offshore Oil Engineering Co., LTD., desarrollador del proyecto.

Wang agregó que la compañía está a la vanguardia mundial en campos de ingeniería, como módulos de GNL a gran escala, tanques de almacenamiento de GNL súper grandes y terminales de recepción.

Fuente: CGTN

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Alemania

Alemania reduce los planes de terminales de GNL a medida que se alivia la crisis de suministro

Alemania reduce los planes de terminales de GNL a medida que se alivia la crisis de suministro 624 400 GNL GLOBAL

Alemania reducirá casi a la mitad la capacidad planificada para las terminales de gas natural licuado (GNL) en el Mar Báltico, dijo una fuente del gobierno, mientras Berlín reevalúa sus necesidades de GNL dada la resistencia local y el alivio de los cuellos de botella energéticos.

Dos terminales flotantes de GNL se ubicarán en Mukran, frente a la costa de Ruegen, con una capacidad anual de alrededor de 10 mil millones de metros cúbicos (bcm), por debajo de los 18 bcm planificados anteriormente, dijo la fuente bajo condición de anonimato.

Deutsche Regas operará las estaciones flotantes en Ruegen, una popular atracción turística, en lugar de la empresa de servicios públicos RWE, que dijo el mes pasado que no quería operar ninguna infraestructura de GNL a largo plazo.

Agregó que el gobierno incluiría el proyecto en su Ley de Aceleración de GNL que brinda una descripción general de los planes de infraestructura de GNL de Berlín.

El año pasado, Alemania presionó para acelerar la construcción de su infraestructura de GNL, luego de la invasión de Ucrania por parte de Moscú y una caída repentina en las importaciones de gas ruso canalizado a la economía más grande de Europa que expuso la dependencia de Berlín de Rusia.

En poco menos de un año, se construyeron tres terminales flotantes, se concedieron los permisos y entraron en funcionamiento en los puertos de Wilhelmshaven, Brunsbuettel y Lubmin, lo que ayudó a Alemania a evitar una escasez de energía el invierno pasado.

Berlín planea reemplazar algunas de sus terminales flotantes con estaciones permanentes a partir de 2026 y ha rechazado las críticas de los grupos ambientalistas sobre el exceso de capacidad planificada, diciendo que los puertos alemanes también abastecerán a los vecinos europeos.

Fuente: Reuters

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Buques regasificadores en América Latina

Buques regasificadores operan en las terminales de GNL de América Latina y el Caribe

Buques regasificadores operan en las terminales de GNL de América Latina y el Caribe 1508 1066 GNL GLOBAL
Buques regasificadores en América Latina
Buques regasificadores en América Latina y el Caribe

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Recuento de plataformas de petróleo y gas natural de EE. UU. cayó la semana pasada a su nivel más bajo en casi un año

Recuento de plataformas de petróleo y gas natural de EE. UU. cayó la semana pasada a su nivel más bajo en casi un año

Recuento de plataformas de petróleo y gas natural de EE. UU. cayó la semana pasada a su nivel más bajo en casi un año 1318 552 GNL GLOBAL

El recuento de plataformas de petróleo y gas natural de EE. UU. cayó la semana pasada a su nivel más bajo en casi un año, dijo la firma de servicios energéticos Baker Hughes Co. en su informe el viernes.

De acuerdo con el informe, el recuento de plataformas de petróleo y gas, un indicador temprano de la producción futura, cayó 17 a 731 en la semana hasta el 12 de mayo, el más bajo registrado desde junio de 2022.

Asimismo, esta caída semanal ha sido la mayor registrada desde junio de 2020.

Fuente: Baker Hughes

Las plataformas petroleras estadounidenses cayeron en dos a 586 esta semana, su nivel más bajo desde junio de 2022, mientras que las plataformas de gas se desplomaron en 16 a 141, su nivel más bajo en abril del año pasado.

La disminución en el recuento de plataformas de gas fue el más sustancial registrado desde febrero de 2016.

Baker Hughes dijo que eso hizo que el recuento total de plataformas fuese de solo un 17, o un 2%, en comparación con este período del año pasado. A fines de 2022, el número de plataformas era de 193 plataformas más que el año anterior.

Precios de la gas estables a pesar de la producción récord

Los futuros del gas natural de EE. UU. subieron más del 5% poco después de que Baker Hughes emitiera el informe sobre las expectativas de que la reducción del número de plataformas reduciría la producción a finales de este año.

Suministro estable de gas desde EE. UU. y Canadá

En términos de suministro, Refinitiv informó que la producción promedio de gas en los 48 estados inferiores de EE. UU. se mantuvo estable en 101,4 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) en mayo, igualando el récord mensual observado en abril.

Se esperaba que los flujos de gas de Canadá a los EE. UU. se mantuvieran estables en 7,6 bcfd por tercer día consecutivo, recuperándose de un mínimo reciente de 6,7 bcfd debido a los incendios forestales en Alberta que provocaron cierres de producción e interrupciones en las tuberías. Canadá ha estado exportando un promedio de 8,5 bcfd de gas a Estados Unidos desde principios de año.

Los cambios climáticos afectarán la demanda de gas en EE. UU.

Los meteorólogos predijeron un cambio en los patrones climáticos para los 48 estados inferiores de EE. UU., pasando de condiciones más cálidas de lo normal del 12 al 17 de mayo a niveles casi normales del 18 al 27 de mayo. El pronóstico de Refinitiv indicó que la demanda de gas de EE. UU., incluidas las exportaciones, aumentaría de 91,2 bcfd a 91,9 bcfd en la semana siguiente a medida que se encienden los acondicionadores de aire, y luego disminuiría a 90,1 bcfd en dos semanas a medida que el clima se vuelve más templado.

Disminución en los flujos de gas a las plantas de exportación de GNL de EE. UU.

Los flujos de gas a las principales plantas de exportación de GNL de EE. UU. disminuyó a un promedio de 13,1 bcfd en mayo desde un máximo histórico de 14,0 bcfd en abril. Las reducciones en la terminal de Cameron LNG en Louisiana y Sabine Pass de Cheniere Energy Inc en Luisiana contribuyeron principalmente a esta disminución.

Los flujos récord del mes pasado superaron la capacidad de las siete plantas de GNL, que pueden convertir 13,8 bcfd de gas en GNL, ya que parte del combustible se utiliza para alimentar equipos involucrados en el proceso de producción de GNL.

Fuentes: FXEmpire, Reuters

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Tanzania

Tanzania apunta a 2028 para alcanzar la FID que lo convertirá en el gigante de GNL de la región

Tanzania apunta a 2028 para alcanzar la FID que lo convertirá en el gigante de GNL de la región 624 382 GNL GLOBAL

Tanzania espera para el próximo mes firmar un acuerdo y embarcarse en el diseño de ingeniería inicial de lo que se convertirá en el proyecto energético más grande en África oriental y meridional.

Inicialmente, el proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) de Tanzania, ubicado en alta mar, se estimó que costaría alrededor de 30 mil millones de dólares, sin embargo, algunos informes recientes de la industria lo han citado en 40 mil millones de dólares.

“Hay muchos análisis en curso. El análisis técnico reciente muestra que la perforación y la tubería en alta mar impulsarán el proyecto a 42 mil millones de dólares”, dijo el Secretario Permanente de Tanzania en el Ministerio de Energía, Felchesmi Jossen Mramba, al diario The EastAfrican.

Hablando en Kampala, al margen de la 10ª Conferencia y Exposición de Petróleo de África Oriental, donde Tanzania presentó otras 26 áreas de exploración, tanto en tierra como en alta mar, que estarán en juego a finales de año, en la primera ronda de licencias del país. desde 2013, para encontrar más hidrocarburos.

Tanzania apunta a 2028 para la decisión final de inversión (FID) que lo convertirá en el gigante de GNL de la región, cuando desarrolle sus 57,54 billones de pies cúbicos de gas descubiertos hasta ahora, con las compañías petroleras internacionales Shell Plc y Equinor ASA de Noruega como socios principales y el interés participante de la Corporación de Desarrollo del Petróleo de Tanzania (TPDC).

En marzo, el ministro de Energía, January Makamba, dijo que habían concluido las negociaciones sobre el proyecto y procedido a redactar los contratos, que incluían un Acuerdo de Gobierno Anfitrión (HGA) y otro sobre la unión de los Bloques 1, 2 y 4.

Shell opera los Bloques 1 y 4, mientras que, la firma noruega Equinor opera el Bloque 2.

Shigela Malosha, directora de contratación y licencias de la Autoridad Reguladora de Upstream de Petróleo, explicó que después de firmar el HGA, el proyecto se embarcará en los estudios de factibilidad del diseño de ingeniería previo a la etapa inicial (FEED), que tomará dos años. Esto conducirá al FEED, que se espera tome otros tres años.

Malosha advierte que la decisión final de inversión para el proyecto está prevista para 2028 y no para 2025 como se había proyectado anteriormente, y se espera que la construcción dure de tres años y medio a cinco años, según la tecnología utilizada.

«Uganda y Kenia han firmado cada uno un memorando de entendimiento con Tanzania para comprar su GNL, con la infraestructura necesaria para transportar el producto en la fase inicial de planificación», dijo Mramba a los delegados de EAPCE.

El secretario de Energía del Gabinete de Kenia, Davis Chirchir, argumentó que el plan regional de energía debe proporcionar acuerdos fijos que permitan a los países aprovechar la fortaleza de los proyectos de energía limpia de los vecinos, como el gas natural de Tanzania, la energía hidroeléctrica de Uganda y los recursos geotérmicos de Kenia.

Tanzania tiene prevista la construcción de una red de gas natural de 810 km. El país tiene 2000 hogares ya conectados a la infraestructura de gas natural, mientras que el 62 por ciento de su capacidad instalada de electricidad de 1100 MW se genera a partir de gas natural de fuentes terrestres desarrolladas en los proyectos de energía de Songo Songo y Mnazi Bay.

De sus 57,54 billones de pies cúbicos (TCF) de reservas de gas natural, solo se están produciendo 650 millones de pies cúbicos estándar por día.

Fuente: The East African

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Precios del GNL en Asia

Precios del GNL en Asia caen a 10,50 USD/MMBtu

Precios del GNL en Asia caen a 10,50 USD/MMBtu 1820 1378 GNL GLOBAL

La débil demanda de los principales importadores en Asia y los altos niveles de inventarios mantienen la tendencia bajista en los precios spot del gas natural licuado (GNL).

De acuerdo con el informe semanal de precios, publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio spot promedio del GNL, para las entregas de junio al noreste de Asia (LNG-AS), cayó a USD 10,50 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), una caída de un 4,55% o cincuenta centavos menos con respecto a la semana anterior, estimaron fuentes de la industria (ver gráfico).

El precio spot del GNL, registrado la semana pasada, alcanza el nivel más bajo observado desde fines de mayo de 2021.

Para las entregas en julio, fuentes de la industria indicaron a la agencia que el precio había sido estimado en 10,67 USD/MMBtu.

Los precios globales de GNL permanecen en mínimos de dos años, en menos de 11 USD/MMbtu, a pesar de las interrupciones planificadas y no planificadas en Qatar, Oman LNG, Hammerfest de Noruega, Ichthys & Prelude en Australia y Cameron LNG en los Estados Unidos, lo que ha arrastrado las exportaciones globales de GNL a la baja, semana tras semana, según indicaron los datos de Refinitiv, dijo Olumide Ajayi, analista senior de GNL en London Stock Exchange Group.

Agregando,«Esto subraya los fundamentos bajistas que actualmente impulsan el mercado spot de GNL, debido a los almacenamientos saludables en Europa y Asia, el invierno templado en ambas regiones y la demanda lenta de China».

Asia

«La presión de los precios continúa a favor de la baja. Hay mucha disponibilidad de carga en Europa con las compañías nacionales chinas que ofrecen volúmenes, mientras que al mismo tiempo, buscan recoger moléculas de gas al Este debido a los precios nominales favorables», dijo Tobias Davis, jefe de GNL Asia en la firma Tullett Prebon.

Los altos niveles de inventario en las empresas de servicios públicos de Corea del Sur y Japón siguen limitando la demanda, a pesar de las previsiones de altas temperaturas en las próximas semanas.

Según la consultora Rystad Energy, al 23 de abril, las principales empresas eléctricas japonesas tenían almacenadas 2,56 millones de toneladas de GNL, frente a los 1,96 millones de toneladas a finales de abril de 2022, y el promedio de cinco años de 1,95 millones de toneladas a finales de abril de 2023.

«Se ha pronosticado que Tokio y Seúl verán un breve período de altas temperaturas en las próximas dos semanas, pero esto no ha estimulado ninguna compra significativa de GNL, mientras que el sur de China parece estar listo para seguir viendo temperaturas por debajo del promedio hasta la segunda mitad de mayo», dijo Samuel Good, jefe de fijación de precios de GNL en la agencia Argus.

Europa

En Europa, S&P Global Commodity Insights evaluó su precio de referencia diario del Marcador de GNL del Noroeste de Europa (NWE) para cargamentos entregados en junio sobre una base ex-buque (DES) en 9,74 USD/MMBtu el 11 de mayo, un descuento de 1,38 USD/MMBtu respecto al precio del gas de junio en el centro de gas holandés TTF, dijo Allen Reed, editor gerente de Atlantic LNG.

«La semana pasada ha sido la primera racha de precios inferiores a 10 USD/MMBtu desde junio de 2021. El mercado ha sido débil debido a compras tibias tanto en las cuencas del Atlántico como de Asia-Pacífico. Esto se ha combinado con un clima templado en Europa y un fuerte nivel de almacenamiento de gas en Europa», dijo Reed.

«Sin embargo, hubo cierto interés de compra renovado en Europa esta semana que ha reducido el descuento del mercado de GNL al mercado del gas natural», dijo, lo que llevó el diferencial del noroeste de Europa entre el gas natural y el GNL a su punto más estrecho desde mediados de Marzo.

Fletes

Con relación a los fletes para el transporte de GNL, Edward Armitage, analista de Spark Commodities dijo a Reuters el viernes que las tarifas spot del Pacífico se suavizaron la semana pasada, cayendo a USD 45,500/diarios (desde los 50.250 USD/diarios de la semana anterior), el nivel más bajo observado desde el verano de 2022, y las tarifas del Atlántico disminuyendo a USD 40,000/diarios (desde los 42.000 USD/diarios la semana anterior).

Fuente: Reuters

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Venezuela

Venezuela planea emitir licencia de exportación de GNL a Eni y Repsol

Venezuela planea emitir licencia de exportación de GNL a Eni y Repsol 1248 698 GNL GLOBAL

Venezuela planea emitir una licencia el próximo mes a la italiana Eni SpA y a la española Repsol SA para exportar gas natural licuado (GNL), dijo Pedro Tellechea, ministro de Petróleo de la nación y jefe de la estatal Petróleos de Venezuela SA. (PDVSA), informó Bloomberg.

Venezuela ya firmó un acuerdo con ambas empresas el pasado 5 de mayo, permitiéndoles la exportación de líquidos de gas natural, o condensados, a otros mercados.

Esto ha sido el primer paso para permitir que Venezuela se convierta en un país exportador de gas natural después de más de 100 años de centrarse en las exportaciones petroleras, indicó la agencia.

“En los próximos días terminaremos de negociar la licencia de exportación de GNL”, dijo Tellechea en una entrevista el viernes desde las oficinas de PDVSA en Caracas. “Eni y Repsol están interesados en crecer en el área de gas en Venezuela. Llevaban siete años esperando el permiso de exportación de líquidos de gas natural, que acabamos de otorgar”.

La fecha de inicio de las exportaciones “dependerá de la velocidad de la inversión que desembolsen”, dijo el Ministro.

Las dos empresas europeas quieren reanudar su proyecto Cardón IV, administrado en conjunto, «a su capacidad máxima», que es de 1.300 millones de pies cúbicos, dijo Tellechea. Actualmente bombea 580 millones de pies cúbicos de gas natural para satisfacer la demanda doméstica e industrial de Venezuela.

Ni Eni ni Repsol respondieron a una solicitud de comentarios, dijo Bloomberg.

Tellechea, un oficial militar e ingeniero, fue nombrado ministro de la industria petrolera de Venezuela en marzo. Anteriormente, Tellechea lideró la filial petroquímica de PDVSA.

Permitir a las empresas privadas exportar gas natural representa un gran cambio para Venezuela, ya que el país se ha concentrado principalmente en la producción y exportación de crudo.

Cardón IV

De acuerdo con el portal oficial de PDVSA, el Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería otorgó el 2 de febrero de 2006 a la empresa Cardón IV S.A., (50% propiedad de Repsol y 50% de ENI), la licencia para la exploración y explotación de gas natural no asociado en el bloque Cardón IV y certificó las reservas probadas de hidrocarburos en el campo Perla, que ascienden a 9,51 billones de pies cúbicos (9,51 TCF por sus siglas en inglés), así como 182 millones de barriles de condensados.

En 2009, Cardón IV, S.A descubrió el campo de gas natural Perla ubicado en el bloque Cardón IV, en aguas poco profundas en el Golfo de Venezuela, a 50 kilómetros de la costa al oeste de la península de Paraguaná, Venezuela.

Luego, el 15 de agosto de 2012, el ministerio aprobó la declaración de comercialidad de las reservas probadas de gas natural no asociado, ubicadas en el campo gigante Perla, del bloque Cardón IV del Proyecto Rafael Urdaneta.

El campo Perla entró en fase de producción en el año 2015 con la entrega día de 150 millones de pies cúbicos por día de gas natural (MMcf/día)/

Las mayores reservas de gas en Venezuela se encuentran en la zona norte y noroeste del país, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, ocupando una extensión de más de 500.000 km2.

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EIA: Nuevos proyectos entrarán en funcionamiento en el Golfo de México de EE. UU en 2023 y 2024

EIA: Nuevos proyectos entrarán en funcionamiento en el Golfo de México de EE. UU en 2023 y 2024

EIA: Nuevos proyectos entrarán en funcionamiento en el Golfo de México de EE. UU en 2023 y 2024 1066 1138 GNL GLOBAL

Se espera que los nuevos proyectos que entren en funcionamiento en 2023 y 2024 sumen la producción de gas natural y petróleo crudo en el Golfo de México de EE. UU., indicó la Administración de la información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés).

En su informe «Perspectiva de Energía a Corto Plazo» de mayo de 2023, la EIA dijo que espera que la producción de gas natural comercializado en el Golfo de México (GOM, por sus siglas en inglés) federal en alta mar de los EE. UU. promediará 2,300 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) en 2023 y disminuirá a 2,1 Bcf /d en 2024, mientras que la producción de petróleo crudo del GOM tendrá un promedio de 1,9 millones de barriles por día (b/d) en 2023 y en 2024.

La EIA espera que entren en funcionamiento siete nuevos proyectos en 2023 y 2024 en el GOM en base, en parte, a los datos de Rystad Energy.

«Esperamos que estos nuevos proyectos contribuyan con el 6% de la producción de gas natural y más del 15% de la producción de petróleo crudo a la producción total de GOM para fines de 2024», dijo la EIA.

Los nuevos proyectos estarán en su mayoría en profundidades de agua superiores a 1.600 metros, dijo.

De acuerdo con la EIA, los proyectos en aguas más profundas suelen tener una proporción más baja de gas natural a petróleo y, por lo general, se centran más en la producción de petróleo crudo con algo de producción de gas natural asociado. La mayor parte de la producción de gas natural del GOM proviene de reservorios ubicados en aguas relativamente poco profundas, que tienden a producir más gas natural en relación con el petróleo crudo. Las extracciones brutas de gas natural en el GOM han caído más del 80 % desde 2000, cuando el 86 % de la producción de gas natural del GOM procedía de pozos de gas natural.

Según los datos, en 2021, más del 71% de la producción total de gas natural del GOM provino de pozos petroleros.

Con el inicio esperado de los nuevos proyectos del GOM, la EIA pronostica que la producción de petróleo crudo en el GOM volverá a los niveles de fin de año de 2019 en 2023, aumentando 0,2 millones de b/d desde los niveles de 2022. Por el contrario, la agencia espera que la producción de gas natural comercializado por el Gobierno de México aumente ligeramente hasta 2023, con un promedio de 2,3 Bcf/d antes de regresar a 2,1 Bcf/d en 2024, ya que se pronostica que la producción de gas natural asociada de los nuevos campos de petróleo crudo compense solo parte de la la producción disminuye debido al envejecimiento de los campos de gas natural.

EIA: Retrasos en los proyectos aumentan la incertidumbre

  • Vito de Shell y Argos de BP, cada uno con una capacidad de producción máxima de 100.000 barriles de petróleo equivalente (BOE) por día o más, estaban programados para comenzar en 2022, pero en cambio comenzaron a principios de 2023.
  • Los proyectos Rydberg y Whale de Shell son los únicos proyectos nuevos en el que pronostican superan los 2.134 metros de profundidad. Rydberg es un vínculo submarino con un proyecto de producción que también tiene más de 2134 metros de profundidad, Appomattox.
  • La EIA espera que Whale comience en 2024, y se espera que tenga una capacidad de producción máxima de 100 000 BOE/d o más.
  • Anchor de Chevron, el primer desarrollo de alta presión en aguas profundas, la EIA espera alcance una decisión final de inversión para entrar en funcionamiento en 2024.

Los productores continúan mostrando interés en explorar y desarrollar pozos en aguas más profundas. En la venta de arrendamiento de la Oficina de Administración de Energía Oceánica en marzo, casi el 40% de las ofertas fueron para proyectos a más de 1600 metros de profundidad, destacó la EIA.

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ADNOC y Baker Hughes colaboran para promover la innovación en tecnología de hidrógeno

ADNOC y Baker Hughes colaboran para promover la innovación en tecnología de hidrógeno

ADNOC y Baker Hughes colaboran para promover la innovación en tecnología de hidrógeno 1920 955 GNL GLOBAL

ADNOC y Baker Hughes anunciaron el miércoles pasado un acuerdo para acelerar el desarrollo y comercialización de soluciones tecnológicas para hidrógeno verde y bajo en carbono, así como grafeno.

El acuerdo, que sigue a un acuerdo de colaboración tecnológica estratégica firmado entre las dos compañías en noviembre de 2022, hará que ADNOC colabore con Baker Hughes como socio estratégico para estudiar y pilotear el despliegue de soluciones innovadoras de la cartera de hidrógeno de Baker Hughes.

Estos incluyen nuevas tecnologías de descarbonización en etapa de crecimiento en las que Baker Hughes ha invertido en los espacios de grafeno, pirólisis de metano y electrólisis de próxima generación.

Según el comunicado de ADNOC, la colaboración se basa en el compromiso de USD 15 mil millones de la compañía para proyectos de descarbonización para 2030.

De izquierda a derecha: Chris Barkey, director de tecnología de Baker Hughes para IET, Lorenzo Simonelli, presidente y director ejecutivo de Baker Hughes, Musabbeh Al Kaabi, director ejecutivo de ADNOC – Low Carbon & International Growth, y Sophie Hildebrand, directora de tecnología de ADNOC. Foto cortesía de Baker Hughes.

Musabbeh Al Kaabi, director ejecutivo de ADNOC, Low Carbon Solutions and International Growth Directorate, dijo: “Las propiedades únicas del grafeno lo convierten en un agente prometedor para ayudar a descarbonizar una variedad de sectores difíciles de reducir, mientras que el hidrógeno, que no genera ninguna emisión de carbono en el punto de uso, puede servir para acelerar la descarbonización a medida que avanza. En ADNOC, estamos siguiendo de manera proactiva una estrategia para acelerar la producción y el despliegue de hidrógeno renovable y bajo en carbono. Esperamos trabajar en asociación con Baker Hughes y sus empresas de riesgo como parte de nuestro viaje continuo para transformar, descarbonizar y preparar para el futuro la forma en que proporcionamos energía al mundo”.

Dentro del acuerdo, ADNOC aprovechará la amplia experiencia en hidrógeno y la amplia cartera de Baker Hughes para probar y desarrollar soluciones para producir hidrógeno y grafeno verdes de bajo costo a escala, ayudando a descarbonizar las operaciones. La colaboración incluirá la exploración de la aplicación de tres tecnologías emergentes en las que ha invertido Baker Hughes.

1) Poner a prueba la tecnología de electrolizadores de próxima generación de Nemesys, para explorar la posibilidad de instalar y operar un electrolizador en el Centro de Investigación e Innovación ADNOC (ADIRC) en Abu Dhabi, aprovechando la creciente cartera de capacidades de desarrollo tecnológico del centro.

2) Pruebas de campo de la tecnología de plasma de metano de Levidian para capturar carbono en forma de grafeno e hidrógeno de alta calidad en las instalaciones de ADNOC Gas. El grafeno producido será probado para casos de uso industrial por investigadores de la Universidad de Khalifa (RIC-2D).

3) Probar el uso de la tecnología de pirólisis de metano en etapa de crecimiento de Ekona Power para producir hidrógeno de baja intensidad de gases de efecto invernadero (GEI).

“Estamos orgullosos de apoyar a ADNOC en su viaje continuo para implementar nuevas soluciones de tecnología climática que puedan avanzar en la transición energética global”, dijo Lorenzo Simonelli, presidente y director ejecutivo de Baker Hughes.

Agregando, “La colaboración es crucial para apoyar y acelerar el crecimiento de las fuentes de energía bajas en carbono. Este acuerdo es un testimonio más de la estrategia y el compromiso de Baker Hughes hacia la transformación de la industria energética para apoyar los objetivos globales de cambio climático«.

Baker Hughes ha sido durante mucho tiempo un socio estratégico de ADNOC, implementando tecnologías y soluciones avanzadas en toda la cadena de valor de la energía.

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TotalEnergies y MSC realizan la primera operación de abastecimiento de combustible en Marsella

TotalEnergies y MSC realizan la primera operación de abastecimiento de combustible en Marsella

TotalEnergies y MSC realizan la primera operación de abastecimiento de combustible en Marsella 1920 1117 GNL GLOBAL

TotalEnergies Marine Fuels y la División de Cruceros del Grupo MSC completaron a finales de abril la primera operación de abastecimiento de gas natural licuado (GNL) en el puerto de Marsella Fos, en el sur de Francia, para el MSC World Europa de MSC Cruceros.

MSC World Europa, que fue entregado en octubre de 2022 por Chantiers de l’Atlantique en el astillero de Saint Nazaire en Francia, tiene 333 metros de eslora y es el gran crucero que opera con mejor desempeño en el mundo en términos de emisiones de CO2eq por pasajero.

Cortesía de TotalEnergies Marine Fuels

La barcaza de búnker de GNL fletada por TotalEnergies Marine Fuels, Gas Vitality, reabasteció el buque de MSC Cruises a través de una transferencia de barco a barco de 2 500 m3 de GNL en el puerto el 22 de abril, mientras que las operaciones de invitados continuaron con normalidad. La ejecución exitosa de estas operaciones simultáneas (SIMOP) subraya la capacidad de Marine Fuels de TotalEnergies para realizar operaciones comerciales de abastecimiento de GNL de manera segura.

Cortesía de TotalEnergies Marine Fuels
Cortesía de TotalEnergies Marine Fuels

La operación marca el inicio del contrato de suministro de búnker de GNL previamente anunciado entre TotalEnergies y la División de Cruceros de MSC Group en marzo de 2021, a medida que las compañías impulsan sus respectivos planes de descarbonización. Según el acuerdo, TotalEnergies Marine Fuels suministrará aproximadamente 45.000 toneladas por año de GNL a los buques de MSC Cruceros en Marsella.

“Estamos entusiasmados de apoyar a la División de Cruceros del Grupo MSC en su viaje de descarbonización y ayudar al Puerto de Marsella Fos a convertirse en un centro de búnker de GNL para la región del Mediterráneo”, dijo Philippe Charleux, Vicepresidente Senior de Lubricantes y Especialidades, TotalEnergies.

Agregando, “Esta operación también amplía nuestras capacidades de abastecimiento de GNL al segmento de cruceros, lo que demuestra nuestra capacidad para servir a una gama más amplia de clientes de transporte marítimo, ya que la industria se esfuerza por reducir las emisiones. En línea con la ambición climática de TotalEnergies, continuaremos trabajando de la mano con nuestros socios de la industria para desarrollar y ampliar nuevas soluciones de combustible con menos carbono y, en última instancia, sin carbono para el transporte marítimo”.

Patrick Pourbaix, Director General de MSC Cruceros en Francia, dijo: “Esta primera operación de abastecimiento de GNL en Marsella es un hito importante para nuestra empresa, ya que damos la bienvenida a MSC World Europa para su primera temporada de verano en el Mediterráneo. Con una gama de innovaciones sin precedentes en términos de tecnologías ambientales y marinas, MSC World Europa representa un gran paso adelante en nuestro viaje hacia el cumplimiento de nuestro objetivo de emisiones netas cero para 2050. El GNL no solo es el combustible marino más limpio disponible actualmente a escala, sino que también un combustible de transición a medida que miramos hacia el futuro para obtener y usar GNL sintético u otros combustibles alternativos sin carbono tan pronto como estén disponibles a escala”.

Marine LNG reduce drásticamente las emisiones de los barcos y mejora significativamente la calidad del aire, en particular cuando está atracado en beneficio de las ciudades portuarias y las comunidades en las zonas costeras. Por lo tanto, el uso de GNL marino tiene un impacto positivo no solo en la ciudad donde se llevará a cabo el abastecimiento de GNL, Marsella. También allana el camino para que todos los puertos del Mediterráneo cumplan con las nuevas regulaciones de la Organización Marítima Internacional (OMI) que entrarán en vigencia en 2025, como parte de su nueva designación de Área de Control de Emisiones (ECA). Utilizado como combustible marino, el GNL ayuda a reducir: las emisiones de azufre y de partículas finas en un 99 %, las emisiones de óxido de nitrógeno en hasta un 85 % y las emisiones de gases de efecto invernadero en alrededor de un 20 %.

TotalEnergies Marine Fuels ha invertido activamente en infraestructura de abastecimiento de GNL, fundamental para respaldar las ambiciones de descarbonización de sus clientes navieros a través de la adopción de GNL como combustible marino.

Actualmente, la Compañía alquila dos buques búnker de GNL de 18.600 m³: el Gas Agility, en el puerto de Rotterdam, Países Bajos; y el Gas Vitality, en el Puerto de Marsella-Fos, Francia.

Desde el inicio de las operaciones de abastecimiento de GNL de TotalEnergies Marine Fuels en noviembre de 2020, Gas Agility y Gas Vitality han realizado más de cien operaciones de abastecimiento de GNL. En particular, ambos buques han llevado a cabo operaciones a gran escala de primer nivel mundial en estos centros de búnker con altos niveles de rendimiento y registros de seguridad.

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