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Petrobras

Petrobras registra una caída de ganancias del 14,4% en el primer trimestre

Petrobras registra una caída de ganancias del 14,4% en el primer trimestre 657 342 GNL GLOBAL

La petrolera estatal brasileña Petrobras reportó una caída del 14,4% en las ganancias netas del primer trimestre, afectada por los precios más bajos del petróleo, dijo la firma en un comunicado el miércoles, un resultado que, sin embargo, superó las expectativas de los analistas.

Petrobras reportó una ganancia neta de 38.160 millones de reales (7.630 millones de dólares) entre enero y marzo, mientras que los analistas encuestados por Refinitiv habían estimado 31.960 millones de reales.

La firma atribuyó la menor ganancia a la caída de los precios del Brent, aunque parcialmente compensada por menores gastos operativos.

Los resultados trimestrales marcan los primeros bajo el mando de una gerencia y directorio más alineados con el gobierno del presidente izquierdista Luiz Inacio Lula da Silva.

Aunque la elección de Lula para director ejecutivo, Jean Paul Prates, asumió el cargo a principios de este año, la empresa no aprobó a los nuevos miembros del directorio hasta fines de abril. Hasta entonces, la junta estaba compuesta principalmente por directores elegidos por la administración del expresidente de derecha Jair Bolsonaro.

Bajo su nuevo directorio, Petrobras ha continuado pagando grandes cantidades a sus accionistas, anunciando dividendos de 24.700 millones de reales (USD 4.940 millones) en el trimestre.

Sin embargo, Petrobras agregó que su directorio determinó que la administración de la empresa debe preparar una propuesta para «mejorar» su política de dividendos, incluida la posible recompra de acciones.

La propuesta se presentará a la consideración del directorio a fines de julio, agregó Petrobras.

El año pasado, Petrobras pagó casi 216.000 millones de reales, lo que la convirtió en una fuente de ingresos para los inversionistas, pero generó críticas de Lula, quien abogó por mayores inversiones en su lugar.

Los ingresos cayeron un 1,8% a 139.070 millones de reales. Las ganancias ajustadas antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) se contrajeron un 6,7% a 72.500 millones de reales, superando la estimación de los analistas de 67.360 millones de reales.

El precio promedio del crudo Brent de enero a marzo fue de 81,27 dólares, dijo Petrobras, en comparación con los 101,40 dólares del año anterior.

(USD1 = 5,0033 reales)

Fuente: Reuters

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Prelude FLNG primer cargo

Shell detiene temporalmente la producción de Prelude FLNG

Shell detiene temporalmente la producción de Prelude FLNG 748 424 GNL GLOBAL

Shell suspendió la producción en su instalación flotante de gas natural licuado (GNL) Prelude FLNG frente a las costas de Australia Occidental debido a un viaje, dijo el viernes una portavoz de Shell.

“La producción en la instalación Prelude FLNG operada por Shell se suspendió temporalmente debido a un viaje”, dijo.

“Estamos trabajando metódicamente a través de las etapas del proceso de reinicio teniendo en cuenta la seguridad y la estabilidad”.

Shell no dio un marco de tiempo sobre cuándo se reanudaría la producción en la instalación.

El año pasado, Shell luchó con interrupciones en Prelude FLNG, la plataforma flotante de GNL más grande del mundo. La producción en la instalación de 3,6 millones de toneladas al año se suspendió por última vez en diciembre después de que estalló un pequeño incendio.

Los envíos de carga de GNL se reanudaron casi un mes después.

Eso se produjo después de que la producción y los envíos se interrumpieran de julio a septiembre del año pasado debido a las prohibiciones laborales de los sindicatos que buscaban mejores salarios.

Fuente: Reuters

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Petrobras: FPSO Anna Nery comienza la producción dentro del proyecto de revitalización de campos maduros

Petrobras: FPSO Anna Nery comienza la producción dentro del proyecto de revitalización de campos maduros

Petrobras: FPSO Anna Nery comienza la producción dentro del proyecto de revitalización de campos maduros 1920 1080 GNL GLOBAL

La petrolera estatal brasileña, Petróleo Brasileiro S.A., (Petrobras) informó que la unidad flotante, producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Anna Nery comenzó la producción el 7 de mayo, en la cuenca de Campos, dentro del proyecto de revitalización de los campos de Marlim y Voador.

La unidad será capaz de producir diariamente hasta 70.000 barriles de petróleo y procesar 4 millones de metros cúbicos de gas.

Petrobras espera que la unidad producirá los reservorios post-salt y Brava, ubicados en la pre-sal de los dos campos.

FPSO Anna Nery. Fotografía cortesía de Petrobras

«Este es el proyecto más grande del mundo en la recuperación de activos maduros en la industria offshore. A través de él, aumentaremos la producción, mantendremos puestos de trabajo y abriremos un importante frente de aprendizaje y conocimiento para otros proyectos similares en todo Brasil», dijo Jean Paul Prates, CEO de Petrobras.

La unidad Anna Nery, del tipo FPSO, junto con la Anita Garibaldi, también una FPSO, comenzarán la primera gran revitalización de campos maduros en la cuenca de Campos.

El despliegue de estos dos nuevos sistemas de producción, apropiados para el formato maduro de exploración de campo, proporciona continuidad operativa a los campos de Marlim y Voador, aumentando la producción a un promedio de 150.000 barriles de equivalente de petróleo por día (boed), manteniendo puestos de trabajo y servicios de apoyo, y abriendo un importante frente de aprendizaje y conocimiento para otros proyectos de revitalización.

FPSO Anna Nery. Fotografía cortesía de Petrobras

El FPSO Anna Nery está anclado en una profundidad de agua de 927 metros e interconectado a 32 pozos, con una producción máxima programada para 2025.

El proyecto de revitalización de Marlim y Voador contribuirá a la recuperación de la producción de la cuenca de Campos, actualmente de unos 560 000 boed. La proyección para la producción de la cuenca es de 900.000 boed en 2027.

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Futuros de gas natural en los principales mercados de referencia al 10 de Mayo

Futuros de gas natural en los principales mercados de referencia al 10 de Mayo

Futuros de gas natural en los principales mercados de referencia al 10 de Mayo 1532 834 GNL GLOBAL

Durante la semana del jueves 4 al 11 de mayo 2023, los precios del gas natural en los contratos futuros disminuyeron en Europa y Asia, mientras que, en EE. UU. aumentaron ligeramente.

Estados Unidos

El precio del contrato NYMEX de junio de 2023 aumentó 0,09 centavos, desde los 2,10 USD/MMBtu del jueves pasado hasta los 2,190 USD/MMBtu de ayer.

El precio de la franja de 12 meses con un promedio de contratos de futuros de junio de 2023 a mayo de 2024 disminuyó 2,5 centavos a 2,917 USD/MMBtu, de acuerdo con el informe semanal de precios, publicado el jueves por la Administración de la Información de Energía (EIA).

Europa y Asia

De acuerdo con los precios publicados por CME, para la liquidación diaria de los contratos, los precios de futuros en los mercados de Europa y Asia disminuyeron durante la semana en revisión.

En Europa, los futuros de gas natural para entrega en el Title Transfer Facility (TTF) en Holanda cayeron 31 centavos, a un promedio semanal de 11,56 USD/MMBtu.

Mientras que en Asia, los precios de futuros promedio semanales del mes anterior para los cargamentos de gas natural licuado (GNL) al este de Asia cayeron 15 centavos a un promedio semanal de 11,26 USD/MMBtu.

En la misma semana del año pasado (semana que terminó el 11 de mayo de 2022), los precios fueron de 7,88 USD/MMBtu en el HH, 30,91 USD/MMBtu en TTF, 23,92 USD/MMBtu en el este de Asia.

Fuente: Datos semanales de la EIA y cotización diaria publicada por CME, precios únicamente de referenciales.

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Exportaciones de GNL en EE. UU. al 1o de mayo

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. al 10 de mayo

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. al 10 de mayo 1388 812 GNL GLOBAL

Las exportaciones estadounidenses de gas natural licuado (GNL) durante la semana terminada el 10 de mayo aumentaron ligeramente en comparación con la semana anterior, informó la Administración de la Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés)

Según las cifras del informe Actualización Semanal de Gas Natural, publicado este jueves por la EIA, durante la semana del 4 al 10 de mayo, un total de veinticuatro (24) embarcaciones partieron de las plantas de exportación de GNL ubicadas en EE. UU., una más con respecto a la semana anterior (ver gráfico).

De acuerdo con el informe, las veinticuatro embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte de 90 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de GNL, un 3 por ciento más con respecto a la semana anterior.

Exportaciones de GNL por planta

Durante la semana en revisión, nueve cargamentos partieron de la planta Sabine Pass, cinco de Corpus Christi, cuatro de Freeport, tres de Calcasieu Pass, dos de Cameron y una de Cove Point (ver gráfico).

Datos de envío, proporcionados por Bloomberg Finance, L.P., e indicados por la EIA.

Entregas de Gas

Las entregas promedio de gas natural a las plantas de exportación de GNL de EE. UU. del 4 al 10 de mayo, disminuyeron un 4,2 %, o 0,6 Bcf/d, para promediar 12,9 Bcf/d.

Las entregas de gas natural a las plantas ubicadas al sur de Texas disminuyeron un 7,5 %, o 0,3 Bcf/d, a 4,2 Bcf/d, y las entregas a plantas al sur de Luisiana disminuyeron un 2,6 %, o 0,2 Bcf/d, a 7,5 Bcf/d. Mientras que, las entregas de gas natural a plantas fuera de la Costa del Golfo se mantuvieron esencialmente sin cambios en 1,2 Bcf/d.

La EIA destacó que la demanda de gas de alimentación en las plantas de exportación de EE. UU. generalmente disminuye en esta época del año, cuando las exportaciones son estacionalmente más bajas.

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Puerto de Acajutla, El Salvador, abril de 2022. Imagen cortesía de Invenergy

Energía del Pacífico celebra el primer año de operaciones de su proyecto Acajutla en el Salvador

Energía del Pacífico celebra el primer año de operaciones de su proyecto Acajutla en el Salvador 1920 1174 GNL GLOBAL

Energía del Pacífico (EDP) celebró este jueves, 11 de mayo, el primer aniversario del inicio de las operaciones de su proyecto Acajutla en El Salvador.

Con una inversión estimada en 1.000 millones de dólares y ubicado en el Puerto de Acajutla, el proyecto de EDF consta de tres componentes: Central térmica, una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FRSU) de gas natural licuado (GNL) y línea de transmisión.

La central térmica a GNL de Acajutla, desarrollada en el puerto de Acajutla, Sonsonate, El Salvador, posee una capacidad de 378MW.

La planta fue construida por la firma estadounidense Invenergy, desarrolladora y operadora, en conjunto con socios locales como Grupo Calleja, VC Energy de Centroamérica y Quantum Energy.

Puerto de Acajutla, El Salvador, abril de 2022. Imagen cortesía de Invenergy
Puerto de Acajutla, El Salvador, abril de 2022. Imagen cortesía de Invenergy

El proyecto también involucra una terminal marítima costa afuera que comprende una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), BW Tatiana, amarrada permanentemente, una tubería subterránea de gas natural, una línea de transmisión de 230kV de 44 km de largo y tres subestaciones.

El buque BW Tatiana es propiedad conjunta de BW LNG e Invenergy Investment Company.

En una publicación a través de sus redes sociales, BW LNG dijo: «Felicitaciones a Energía del Pacífico (EDP) de Invenergy LLC! Hoy es un hito importante ya que celebramos un año de operaciones exitosas que atienden alrededor del 30% de la demanda de energía de El Salvador. Estamos orgullosos de tener nuestra FSRU BW Tatiana, como parte de este proyecto LNG-to-Power que ilumina a El Salvador en la transición energética de la región.

Desde que comenzó a operar en mayo pasado, EDP ha demostrado ser una piedra angular en la infraestructura y la estabilidad económica de América Central al reducir los precios de la electricidad local en casi un tercio, lo que ha resultado en un ahorro de cerca de $ 100 millones para los hogares locales hasta la fecha. Menos apagones y energía asequible ayudan a permitir una mayor estabilidad económica y una sociedad más segura y sostenible».

FSRU Tatiana. Fuente Wartsila
La FSRU Tatiana, Imagen cortesía de BW LNG

Financiamiento y Suministro de GNL

El proyecto, que inició en 2015, contó con capital propio y con el financiamento de la Corporación Financiera Internacional para el Desarrollo de Estados Unidos, la Corporación Financiera Internacional IDB Invest, Finnish Export Credit Ltd y KfW IPEX-Bank.

Para el suministro de GNL, Energía del Pacífico firmó un contrato de compraventa a largo plazo con Shell International en 2017.

Impacto positivo significativo en la comunidad local

En abril de 2015, EDP firmó un acuerdo de inversión social con la Alcaldía Municipal y el FISDL (actualmente conocido como Ministerio de Desarrollo Local) para desarrollar y ejecutar proyectos que sean propuestos y priorizados por las comunidades locales y aprobados por la Alcaldía.

«EDP también tiene un impacto positivo significativo en la comunidad local, invirtiendo más de USD 4 millones en proyectos de impacto social, creando empleos estables para sus empleados y mejorando la calidad del aire local al reducir las emisiones de carbono en más de 400,000 toneladas por año. El proyecto también ha traído mejoras de infraestructura, como mejoras en las carreteras, electrificación de áreas remotas y mejoras en las escuelas públicas. Además, las capacidades avanzadas de EDP permiten la integración confiable de energías renovables intermitentes a la red», indicó BW LNG.

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Nimofast firma asociación con Kanfer Shipping para vender GNL a pequeña escala en Brasil

Kanfer y CB Fenton incorporan un nuevo socio para comercializar centro de abastecimiento de GNL en Panamá

Kanfer y CB Fenton incorporan un nuevo socio para comercializar centro de abastecimiento de GNL en Panamá 1084 606 GNL GLOBAL

La empresa noruega Kanfer Shipping y CB Fenton, parte de Ultramar (Chile), firmaron un memorando de entendimiento (MoU) con Melones Oil Terminal (MOTI) para comercializar abastecimiento y distribución degas natural licuado (GNL) a pequeña escala en Panamá.

En diciembre de 2022, Kanfer Shipping y CB Fenton unieron fuerzas para establecer un centro de abastecimiento de GNL y distribución de GNL a pequeña escala dentro y fuera de Panamá.

LEER: Kanfer se asocia con CB Fenton para crear centro de abastecimiento de GNL en Panamá

Ahora, las compañías están incorporando a MOTI, uno de los mayores operadores de terminales de fuel oil marítimo en Panamá que brinda servicios de almacenamiento de combustibles marinos, y su empresa afiliada Trader Tankers para comercializar el centro de abastecimiento de GNL en Panamá y más específicamente en Balboa.

Las partes ven al GNL como el combustible de transición para la industria marítima y consideran a Panamá un lugar estratégico para el abastecimiento de GNL.

MOTI está ubicado en el lado del Pacífico de Panamá, donde se realiza aproximadamente el 80% del abastecimiento de combustible convencional y las partes quieren establecer una terminal de GNL a pequeña escala en este lado, para servir a los puertos a lo largo del lado del Pacífico y hacer GNL a pequeña escala distribución a lo largo de la costa.

Según su declaración conjunta, los socios van por buen camino para realizar sus planes, ya que han identificado la mayoría de las fuentes de GNL en la región.

Para el siguiente paso, el grupo tiene como objetivo comercializar este proyecto y comenzará un estudio de viabilidad que incluirá encontrar otro socio de la cadena de valor de abastecimiento y distribución de GNL.

Kanfer señaló que las conversaciones con dichas partes ya han comenzado.

El objetivo de las partes es ver el servicio en funcionamiento con los barcos de abastecimiento de combustible de Kanfer a finales de 2025 o principios de 2026.

Fuente: Offshore Energy

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Tellurian-logo

Tellurian nombra al banquero de inversiones Simon Oxley como nuevo director financiero

Tellurian nombra al banquero de inversiones Simon Oxley como nuevo director financiero 775 577 GNL GLOBAL

Tellurian Inc, desarrollador estadounidense del proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) Driftwood, dijo el miércoles que había nombrado a Simon Oxley como director financiero, a partir del 1 de junio.

Oxley, quien trabajó como Director Gerente y Codirector de Banca de Inversión en Petróleo y Gas para Europa, Medio Oriente y Asia (EMEA) en Barclays Investment Bank en Londres, reemplazará a Khaled Sharafeldin, quien se desempeñaba como jefe de finanzas interino después de que Kian Granmayeh renunció a la Posición de CFO en marzo.

El presidente y director ejecutivo de Tellurian, Octávio Simões, dijo: “Simon aporta una gran cantidad de experiencia en finanzas globales y gas natural licuado a Tellurian en un momento crucial, ya que financiamos nuestro proyecto fundamental, Driftwood LNG. Esperamos aprovechar su experiencia en banca de inversión y darle la bienvenida a la familia Tellurian”.

Oxley tiene una licenciatura en Ingeniería Química de la Universidad de Edimburgo, como así como una Maestría en Ciencias en Finanzas Corporativas e Internacionales de la Escuela de Negocios de la Universidad de Durham.

Tellurian ha dicho que tiene la intención de crear valor para los accionistas mediante la creación de un negocio global de gas natural de bajo costo, que suministre gas natural de manera rentable a los clientes de todo el mundo.

Tellurian está desarrollando una cartera de producción de gas natural, comercialización y comercialización de GNL e infraestructura que incluye una instalación de exportación de GNL de ~ 27,6 millones de toneladas de GNL al año y un gasoducto asociado

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EIA: Europa terminó el invierno de 2022-23 con la mayor cantidad de gas natural almacenado

EIA: Europa terminó el invierno de 2022-23 con la mayor cantidad de gas natural almacenado

EIA: Europa terminó el invierno de 2022-23 con la mayor cantidad de gas natural almacenado 1408 694 GNL GLOBAL

Temperaturas más cálidas registradas durante el invierno, políticas destinadas a conservar el uso de gas natural y un aumento significativo en las importaciones de gas natural licuado (GNL), contribuyeron a registrar niveles récord de almacenamiento en Europa al final de la temporada de invierno, indicó un informe publicado por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés).

Temperaturas

«El invierno de 2022-23 fue el segundo invierno más cálido registrado en Europa y el enero más cálido» dijo la EIA. Casi todos los países del continente registraron temperaturas más cálidas durante el invierno.

Según han revelado los científicos, entre diciembre y febrero, la temperatura promedio estuvo 1,4 grados centígrados por encima del promedio de 1991-2020. El segundo invierno más cálido jamás registrado en Europa, superado solo por el invierno de 2019-2020.

Las temperaturas invernales excepcionalmente cálidas redujeron la demanda de calefacción.

Políticas

De acuerdo con la EIA, aunado a las temperaturas, en 2022, los gobiernos europeos promulgaron políticas para compensar la reducción de los suministros de gas ruso que requerían que los operadores de almacenamiento maximizaran las inyecciones de gas durante la temporada de recarga para garantizar la disponibilidad del suministro de gas natural durante el invierno.

Como resultado, de acuerdo con las cifras de la EIA, las existencias de almacenamiento el 1 de noviembre estuvieron llenos en un 95 %, en comparación con el promedio de 12 años (2011–22) del 89 %, superando los niveles de almacenamiento al comienzo de la temporada de calefacción en 2021.

«Europa y el Reino Unido suelen depender de las importaciones de gas natural para satisfacer más del 80 % del consumo de gas natural. El año pasado cambiaron el suministro de las importaciones de tuberías de Rusia. Las exportaciones de gas natural de Rusia a Europa, que promediaron 8.800 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) durante el invierno de 2021–22, disminuyeron en un 87 %, con un promedio de 1.1 Bcf/d el invierno pasado» dijo la EIA.

Aunque las importaciones de gas natural por gasoducto desde Noruega aumentaron a 11,3 Bcf/d en 2022 (3 % más que en 2021) y promediaron 11,5 Bcf/d durante el invierno, un aumento significativo en las importaciones de GNL ayudó a rellenar los inventarios de almacenamiento y equilibrar el mercado compensar la disminución de las importaciones de tuberías de Rusia.

Importaciones récord de GNL

Según las cifras de la agencia, durante el invierno pasado, las importaciones de GNL europeas promediaron 16,3 Bcf/d, alcanzando un máximo mensual histórico de 17,9 Bcf/d. /d en diciembre.

«A lo largo de 2022, las importaciones de GNL de Europa se mantuvieron altas, con un promedio de 14,9 Bcf/d, un 65 % (5,8 Bcf/d) más que en 2021».

Para la EIA, la reducción de la demanda de GNL spot en Asia, que también registró un invierno muy cálido, permitió redirigir volúmenes récord de GNL de Asia a Europa.

Europa fue el principal destino de las exportaciones de GNL de EE. UU. en 2022.

Por segundo año consecutivo, Estados Unidos siguió siendo el mayor proveedor de GNL de Europa, representando el 44 % (6,5 Bcf/d) de las importaciones de GNL en la región durante 2022.

Todo lo anterior notablemente contribuyó a que, para el final de la temporada de invierno, Europa mantuviera alto los niveles de almacenamiento en comparación con otras temporadas (ver gráfico).

Almacenamiento al final de la temporada de Invierno

Según datos del Inventario de almacenamiento de gas agregado de Gas Infrastructure Europe (AGSI+), a partir del 1 de abril, los inventarios de almacenamiento de gas natural estuvieron llenos en un 56 %, el porcentaje más alto registrado para el final de una temporada de calefacción (del 1 de noviembre al 31 de marzo).

Según datos de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA), el 1 de abril, el almacenamiento de gas natural en Europa totalizó 2,02 billones de pies cúbicos (Tcf), superando el récord anterior de 1,98 Tcf al final del invierno 2019-20 y el promedio de cinco años (2018-22) de 1,21 Tcf.

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Foto: Golar Tundra, una unidad flotante de almacenamiento y regasificación, poco después de su llegada al puerto de Piombino, Italia, el 20 de marzo de 2023. Fotografía: Jennifer Lorenzini/Reuters

Snam: Terminal Piombino comenza primera fase de prueba de la FSRU Golar Tundra

Snam: Terminal Piombino comenza primera fase de prueba de la FSRU Golar Tundra 1920 1122 GNL GLOBAL

La nueva terminal Piombino, en Italia, recibió una carga de gas natural licuado (GNL) para dar inicio a las operaciones de prueba de su unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) Golar Tundra, dijo el grupo italiano Snam.

En un comunicado, Snam dijo que entre el 4 y el 5 de mayo, el buque metanero Maran Gas Kalymnos había arribado al puerto Piombino transportando la primera carga de GNL para iniciar una serie de controles y pruebas de seguridad.

«Maran Gas Kalymnos amarró al muelle junto a la FSRU Golar Tundra ubicada en el muelle norte en el puerto de Piombino para dar inicio a las operaciones de prueba», dijo el comunicado.

Foto: Golar Tundra, una unidad flotante de almacenamiento y regasificación, poco después de su llegada al puerto de Piombino, Italia, el 20 de marzo de 2023. Fotografía: Jennifer Lorenzini/Reuters

La transferencia de GNL del barco a la FSRU

Con 293 m de largo y equipada con cuatro tanques capaces de almacenar 170.000 m3 de GNL, la FSRU Golar Tundra cuenta con una capacidad de regasificación continua de 5.000 millones de m3 al año.

Snam dijo que las pruebas comenzarían conectando y enfriando las mangueras que conectan el transportador de GNL con la FSRU, lo que dará como resultado la transferencia de aproximadamente 70 000 metros cúbicos de GNL (de un total de 170 000) a los tanques de Golar Tundra.

El grupo italiano dijo que la siguiente fase de pruebas implicarían el inicio de las fases de prueba de regasificación, que supondrá la puesta en marcha de las plantas y sistemas necesarios, con el envío de parte del gas a través del nuevo gasoducto hasta el punto de entrada en la red nacional.

Unas semanas más tarde, el buque transportador de GNL regresará al puerto para amarrarse nuevamente en Golar Tundra para descargar los 90,000 metros cúbicos restantes de GNL. La fase final de prueba consiste en comprobar el rendimiento en diferentes perfiles de regasificación (prueba de aceptación).

Alrededor del 90% de la carga se alimentará a la red para consumo interno, mientras que el 10% restante se utilizará para garantizar la operatividad del buque.

Alrededor de 100 tripulantes y personal de tierra participarán en este período de prueba. En el futuro, se espera que el regasificador cuente con una plantilla de aproximadamente 60 personas, de las cuales unas 40 serán tripulantes.

Durante un recorrido por la instalación, el presidente ejecutivo de Snam, Stefano Venier, dijo: «La llegada de la primera carga de gas, que nos permitirá llevar a cabo las operaciones de prueba y puesta a punto de la planta, es otro paso importante para dotar al país de una infraestructura fundamental para la seguridad y diversificación del suministro, prueba de ello es que el 86% de la capacidad de entrada ya está vendida a múltiples operadores desde hace 20 años, y [se ha vendido el 100% de la capacidad] los próximos tres años Comenzamos esto hace 11 meses con la compra de Golar Tundra, y durante los últimos seis meses hemos estado trabajando con unas 450 personas en la costa y en los muelles empleando a 150 subcontratistas y proveedores».

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