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Departamento de Energía de EE. UU. (DOE)

DOE invertirá USD 47MM para reducir las emisiones de metano del sector de petróleo y gas en EE. UU.

DOE invertirá USD 47MM para reducir las emisiones de metano del sector de petróleo y gas en EE. UU. 1056 686 GNL GLOBAL

El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) dijo esta semana que invertirá cerca de USD 47 millones en fondos para 22 proyectos de investigación para avanzar en el desarrollo de nuevas e innovadoras tecnologías de medición, monitoreo y mitigación para ayudar a detectar, cuantificar y reducir las emisiones de metano en la producción de petróleo y gas natural en regiones de los Estados Unidos.

Las emisiones de metano son el segundo mayor contribuyente al cambio climático: solo el dióxido de carbono se ubica por delante del metano como fuente de gases de efecto invernadero.

Los proyectos seleccionados ayudarán a garantizar una infraestructura de gas natural de EE. UU. eficiente, resistente y a prueba de fugas y respaldarán el Plan de Acción de Reducción de Emisiones de Metano de EE. UU. del presidente Biden y el objetivo climático de la Administración Biden-Harris de una economía de cero emisiones netas para 2050.

“El metano es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el dióxido de carbono, lo que hace que la reducción del metano sea una parte fundamental de la solución climática a largo plazo de nuestra nación”, dijo la Secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer M. Granholm.

Agregando “Los proyectos anunciados hoy ayudarán al DOE a acelerar el despliegue de tecnología que detecta y reduce las emisiones de metano en el sector del petróleo y el gas, nuestra mayor fuente de metano industrial, lo que genera beneficios ambientales y de salud duraderos para las comunidades de todo el país”.

El programa de mitigación de metano del DOE aborda problemas ambientales críticos asociados con la producción, transmisión y almacenamiento de petróleo y gas natural doméstico.

Los proyectos se centrarán en los desafíos técnicos de cuantificar y mitigar las emisiones de metano a lo largo de la cadena de suministro de petróleo y gas natural de EE. UU., incluido el desarrollo y la demostración de una plataforma integrada de monitoreo de metano eficiente para permitir la detección temprana de las emisiones de metano.

Los proyectos seleccionados promoverán tecnologías de vanguardia en cinco áreas:

  • Mitigación de las emisiones de metano de fuentes upstream/midstream: seis proyectos abordarán la mitigación de las emisiones de metano de los motores y la maquinaria utilizados en la extracción y producción de gas natural y petróleo para avanzar en el desarrollo de combustibles más limpios para la industria.
  • Redes de monitoreo y medición de metano en la superficie: dos proyectos recopilarán y compilarán datos de emisiones de metano en la superficie y mediciones apropiadas de la velocidad y dirección del viento para caracterizar de manera efectiva las fuentes de metano y las tasas de emisión en un área amplia que incluye múltiples operadores de instalaciones de producción de petróleo y gas.
  • Necesidades específicas de la cuenca para mitigar las emisiones de metano: en los Estados Unidos, las cuencas productoras de petróleo y gas tienen características que requieren enfoques únicos para la producción, el transporte y el almacenamiento de recursos. Cinco proyectos demostrarán métodos para medir y cuantificar las emisiones de metano a lo largo de la cadena de suministro de gas natural centrándose en los requisitos específicos de la cuenca.
  • Diseño de plataforma integrada de monitoreo de metano: siete proyectos tendrán como objetivo desarrollar plataformas integradas de monitoreo de metano para recopilar y analizar continuamente datos de emisiones de metano en toda la cadena de suministro de gas natural para caracterizar las emisiones de metano de emisores crónicos y superemisores e informar decisiones de mitigación casi en tiempo real.
  • Investigación de emisiones de tanques de almacenamiento: dos proyectos trabajarán para identificar las fuentes principales de emisiones de metano de los tanques de almacenamiento y sus equipos asociados a lo largo de la cadena de valor del petróleo y el gas natural y evaluarán las tecnologías de monitoreo.

La Oficina de Gestión de Energía Fósil y Carbono (FECM, por sus siglas en inglés) del DOE administrará los proyectos seleccionados. Una lista detallada de los proyectos seleccionados se puede encontrar allí

FECM lleva a cabo investigaciones, desarrollos, demostraciones e implementaciones que se enfocan en tecnologías para reducir las emisiones de carbono y otros impactos ambientales de la producción y el uso de combustibles fósiles y de procesos industriales clave, particularmente las aplicaciones más difíciles de descarbonizar en los sectores eléctrico e industrial.

Las áreas prioritarias de trabajo tecnológico incluyen captura de carbono, conversión de carbono, eliminación de dióxido de carbono, transporte y almacenamiento de dióxido de carbono, producción de hidrógeno con gestión de carbono, reducción de emisiones de metano y producción de minerales críticos.

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FLNG Hilli Episeyo

Golar cierra la adquisición de la participación de New Fortress Energy en FLNG Hilli

Golar cierra la adquisición de la participación de New Fortress Energy en FLNG Hilli 700 498 GNL GLOBAL

Siguiendo el anuncio del 6 de febrero de 2023, Golar LNG Limited confirmó, este miércoles 15 de marzo, que había adquirido la participación de New Fortress Energy (NFE) en FLNG Hilli, también conocida como Hilli Episeyo.

«A cambio de la participación del 50 % de la unidad común de NFE en Golar Hilli LLC, Golar transfirió sus 4,1 millones de acciones restantes de NFE a NFE, pagando a NFE 100 millones de dólares en efectivo y asumió aproximadamente 323 millones de dólares de deuda de FLNG Hilli», dijo Golar LNG.

FLNG Hilli Episeyo
FLNG Hilli. Imagen cortesía de Golar LNG

FLNG Hilli (Hilli Episeyo) se encuentra actualmente en la costa de Kribi, Camerún. Entre sus clientes se encuentran a la empresa de petróleo y gas Perenco y la empresa petrolera nacional de Camerún, Société Nationale des Hydrocarbures (SNH).

El buque, el primer FLNG de África en operación y el primer FLNG convertido del mundo, comenzó a operar en 2018.

Las empresas anunciaron por primera vez el acuerdo en febrero cuando dijeron que se había acordado adquirir la participación de propiedad de New Fortress Energy (NFE) en FLNG Hilli a cambio de 4,1 millones de acciones restantes de Golar en NFE y $100 millones en efectivo.

Golar también dijo que asumiría aproximadamente $323 millones en obligaciones de deuda vinculadas a Hilli.

Según los términos del acuerdo, Golar dijo en ese momento que adquiriría la participación del 50% en los Trenes 1 y 2 de FLNG Hilli, en ese momento propiedad de una subsidiaria de NFE.

Golar no tiene participación restante en NFE luego de la transacción.

La compañía dijo en febrero que la transacción aumentaría la porción de generación de flujo de efectivo de Golar LNL a partir del contrato existente de Hilli que finaliza en julio de 2026.

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Énestas de México se une a SEA-LNG

Énestas de México se une a SEA-LNG

Énestas de México se une a SEA-LNG 1604 856 GNL GLOBAL

SEA-LNG, la coalición industrial multisectorial establecida para demostrar los beneficios comerciales y ambientales del gas natural licuado (GNL) como combustible marino, dió la bienvenida a la empresa mexicana de gas natural Énestas.

Énestas posee la red de distribución de GNL más grande de México y está expandiendo la infraestructura de gas y las soluciones logísticas en la región, incluido el abastecimiento de combustible de GNL, donde ve grandes oportunidades. Asimismo, la empresa se ha enfocado en brindar acceso competitivo a las materias primas y combustibles necesarios para el desarrollo de las industrias y comunidades regionales en México.

Imagen cortesia de Énestas

Énestas ha construido e implementado con éxito proyectos logísticos innovadores que son únicos en América Latina. Entre los proyectos de la empresa, destacan el Fast Track en Coatzacoalcos, Veracruz. Por su papel en el desarrollo de este proyecto, Énestas fue reconocida formalmente como una “Empresa Excepcional” por el gobierno mexicano en su contribución a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU.

Por su parte, SEA-LNG continúa apoyando la colaboración entre aquellos con experiencia comercial y técnica para abordar los desafíos del mercado de GNL e impulsar aún más la adopción de GNL y sus versiones biológicas y sintéticas.

Steve Esau, Director de Operaciones de SEA-LNG, comentó: “Nos complace poder apoyar a Énestas en su objetivo de expandir de manera segura y eficiente la infraestructura de abastecimiento y abastecimiento de GNL en México y EE. región marítima”.

Miguel González de Cossío Vigil, Director Comercial de Énestas México, dijo: “La firma se enorgullece de unirse a SEA-LNG como un socio que ayudará a los armadores y operadores a avanzar hacia un futuro más limpio para el transporte marítimo, con GNL. Las oportunidades de trabajo en red y de investigación de alta calidad de SEA-LNG serán invaluables para el equipo de Énestas a medida que continuamos mejorando la accesibilidad al gas y al combustible”.

Peter Keller, presidente de SEA-LNG, indicó: “SEA-LNG continúa uniendo organizaciones de toda la cadena de valor de GNL para mejorar aún más la disponibilidad de GNL en todo el mundo y para ayudar a la industria del transporte marítimo global a abordar las emisiones locales y avanzar en el camino del GNL para neutralidad climática”.

En enero de 2023, según los datos de Clarksons, el GNL estaba disponible en 185 puertos en todo el mundo y se planearon cincuenta instalaciones más para 2025.

SEA-LNG ha dicho que reconoce la importancia de continuar impulsando la construcción de infraestructura global para mejorar la disponibilidad de abastecimiento de GNL para la flota global alimentada con GNL en rápido crecimiento.

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Bandera Argentina

CEO de YPF: Luz verde a proyecto de gas de Argentina con Petronas en 2024

CEO de YPF: Luz verde a proyecto de gas de Argentina con Petronas en 2024 1024 597 GNL GLOBAL

La energética argentina YPF y Petronas de Malasia esperan tomar una decisión final el próximo año sobre si invertir en la primera fase de un enorme proyecto de gas natural de 60.000 millones de dólares en Argentina, dijo el jefe de YPF.

El proyecto de cinco fases para integrar la producción, el almacenamiento, el transporte por gasoducto y la licuefacción de gas es clave para que el país sudamericano monetice sus vastas reservas y se convierta en un exportador de gas natural licuado (GNL).

Una delegación de técnicos de Petronas viajó a Argentina en febrero para planificar el proyecto. Se espera que su primera fase requiera una inversión de USD 5-6 mil millones para construir instalaciones capaces de producir hasta 5 millones de toneladas métricas por año de GNL.

Las plataformas de perforación podrían importarse para la parte upstream del proyecto de gas mientras Argentina lucha por asegurar equipos especializados, dijo a los periodistas el presidente ejecutivo de YPF, Pablo Iuliano, en la conferencia CERAWeek en Houston.

Por otra parte, YPF también espera tomar una decisión final de inversión (FID) este año para un proyecto de midstream petrolero que integra un gasoducto desde la región de Vaca Muerta junto con una terminal y una monoboya para dar servicio a superpetroleros para exportaciones, dijo Iuliano.

Si la decisión es afirmativa, la construcción podría comenzar entre fines de 2023 y principios de 2024.

El proyecto de gas con Petronas, la terminal petrolera y un gasoducto bifásico que conecta Vaca Muerta con la región norte del país son necesarios para impulsar la producción y exportación de petróleo y gas del país.

La construcción de la primera fase del gasoducto está programada para completarse en junio, mientras que se espera una licitación para la segunda fase en el segundo trimestre, ya que el gobierno inicia conversaciones con fondos de Arabia Saudita y China para asegurar el financiamiento bancario, dijo la secretaria de energía de Argentina, Flavia Royon, en Houston.

Argentina se asienta sobre una de las reservas de gas de esquisto más grandes del mundo, pero la nación con problemas de liquidez aún debe importar combustible para generar electricidad. Su déficit energético el año pasado se estimó en unos 5.000 millones de dólares.

Los productores de petróleo y gas están esperando que el gobierno envíe proyectos de ley para promover la producción de GNL e hidrógeno al Congreso, lo que sucederá este mes, agregó Royon.

La ley de gas propuesta, que se esperaba que fuera debatida por los legisladores a principios de este año, alentaría la construcción de plantas de GNL e infraestructura relacionada.

«Vemos esa ley como un muy buen primer paso (para crear) condiciones en el futuro para otros negocios«, dijo Iuliano. Es absolutamente necesario.

Se espera que el proyecto de ley incluya medidas para asegurar la estabilidad fiscal, el acceso a los mercados de divisas y permisos para que las empresas puedan invertir en proyectos de gas y GNL a largo plazo, dijo.

Fuente: Reuters

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Mapa de Europa

Cuatro razones para la caída récord de la demanda de gas natural en Europa

Cuatro razones para la caída récord de la demanda de gas natural en Europa 624 400 GNL GLOBAL

La demanda de gas natural de Europa cayó al máximo registrado el año pasado, con una disminución equivalente a los volúmenes de gas necesarios para abastecer a más de 40 millones de hogares, dijo la Agencia Internacional de Energía (AIE) en un comentario el martes.

El consumo de gas natural en la OCDE Europa cayó aproximadamente un 13% en 2022, su caída más pronunciada en términos absolutos en la historia, dijo la AIE en su informe trimestral de gas a fines de febrero. La demanda en Europa cayó en medio de un invierno templado y una reducción de la demanda en la industria debido a los altos precios.

Los cambios significativos en la (1) combinación energética, (2) la actividad económica, (3) el clima y (4) el comportamiento del consumidor fueron responsables del cambio dramático en el consumo de gas natural en Europa el año pasado, escribieron en el comentario los analistas de la AIE, Peter Zeniewski, Gergely Molnar y Paul Hugues.

Las adiciones récord de energía solar y eólica ayudaron a reducir la demanda de gas, pero los precios récord del gas en el verano de 2022 también provocaron muchas reducciones en la industria y un menor consumo por parte de industrias y empresas, según la AIE.

Sin embargo, sigue sin estar claro hasta qué punto los altos precios conducirán a reducciones permanentes en la demanda en los sectores industriales intensivos en gas, dijeron los analistas de la AIE.

En la industria europea, el uso de gas cayó 25 bcm, o alrededor de un 25 %, en 2022, debido a la reducción de la producción y al cambio de combustible, ya que las industrias que consumen mucha energía fueron las primeras en responder a las crisis del precio del gas el año pasado, dijo la AIE.

En el consumo de los hogares, «las medidas de política, como los planes de apoyo a las energías renovables, las subvenciones y los préstamos preferenciales para la modernización de viviendas y las instalaciones de bombas de calor, junto con campañas para fomentar el cambio de comportamiento, jugaron un papel importante en la moderación de la demanda de gas», según los analistas.

La Unión Europea logró superar su objetivo de reducir la demanda de gas este invierno, según mostraron las cifras de Eurostat el mes pasado. Según los datos, la demanda invernal de la UE ha caído hasta ahora un 19,3 % en comparación con la media de cinco años, superando el objetivo del 15% que se había fijado para sobrevivir el invierno sin escasez de gas.

Fuente: OilPrice por Tsvetana Paraskova

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Proyecto Cedar LNG en Canadá recibe aprobación ambiental y firma MoU con ARC Resources Ltd.

Proyecto Cedar LNG en Canadá recibe aprobación ambiental y firma MoU con ARC Resources Ltd.

Proyecto Cedar LNG en Canadá recibe aprobación ambiental y firma MoU con ARC Resources Ltd. 1816 1008 GNL GLOBAL

La Nación Haisla y Pembina Pipeline Corporation, socios en el desarrollo del Cedar LNG propuesto en Canadá, anunciaron que su proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) había recibido el Certificado de Evaluación Ambiental (EAC) de la Oficina de Evaluación Ambiental de British Columbia (B.C.).

Asimismo, los socios también anunciaron la firma de un Memorando de Entendimiento (MoU) con ARC Resources Ltd. para un acuerdo de servicios de licuefacción a largo plazo.

El Proyecto Cedar LNG será la primera instalación de exportación de GNL propiedad de una mayoría indígena en Canadá.

El proyecto

El proyecto Cedar LNG es una instalación flotante propuesta de GNL ubicada en terrenos propiedad de Haisla Nation en Kitimat, B.C. con capacidad para exportar tres millones de toneladas anuales de GNL.

El proyecto Cedar LNG está ubicado a ~ 8 km al suroeste del centro de la ciudad de Kitimat y ~ 3 km al otro lado del canal Douglas desde Kitamaat Village.

El proyecto está estratégicamente posicionado para aprovechar el abundante y sostenible suministro de gas natural de Canadá y ofrecer una opción de energía con menos carbono a los mercados globales.

Cedar LNG tomó varias decisiones de diseño innovadoras para minimizar la huella ambiental del Proyecto y garantizar que sea una de las instalaciones de GNL con emisiones más bajas del mundo. Una de las decisiones más importantes fue alimentar la instalación con electricidad renovable de BC Hydro.

Además, la elección de la ubicación del sitio permite que el Proyecto aproveche la infraestructura de GNL existente, incluido el gasoducto Coastal GasLink, con el que Cedar LNG tiene un acuerdo de transporte a largo plazo, un puerto de aguas profundas, carreteras y otra infraestructura.

Crystal Smith, consejera principal de Haisla Nación dijo «La recepción de nuestro EAC es la culminación de más de una década de trabajo de Haisla Nation y marca un hito importante para el proyecto Cedar LNG y el viaje de Haisla Nation hacia la autodeterminación económica».

«Con Cedar LNG, estamos estableciendo un nuevo estándar de desarrollo energético responsable y sostenible. Junto con nuestro socio, Pembina, estamos comprometidos con el avance de un proyecto de GNL que protege el medio ambiente, respeta los valores de la Nación Haisla y cumple con los más altos estándares de responsabilidad social y responsabilidad ambiental”.

Por su parte, Scott Burrows, presidente y director ejecutivo de Pembina dijo «Cedar LNG beneficiará a Pembina y sus clientes, la Nación Haisla y todo Canadá, mientras contribuye significativamente a la transición hacia una economía con menos emisiones de carbono».

Agregando, «Pembina se enorgullece de su larga historia de operaciones seguras y confiables, y esperamos contribuir con nuestra experiencia mientras trabajamos juntos para llevar el GNL canadiense al mundo».

Cedar LNG recibió su primer permiso del Regulador de Energía de B.C. para el gasoducto de aproximadamente 8,5 kilómetros que conectará el Proyecto con el gasoducto Coastal GasLink.

De acuerdo con los desarrolladores del proyecto, el éxito de Cedar LNG hasta la fecha ha sido el fuerte apoyo de las naciones vecinas. Años de colaboración y compromiso constructivo con estas naciones han ayudado a garantizar que el Proyecto se diseñe, construya y opere de manera responsable, al tiempo que proporcione beneficios a través de trabajos de construcción y contratación, oportunidades de capacitación, empleo a largo plazo y otras medidas que contribuirán a la prosperidad económica en la región.

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España

España toma un 84% más de GNL ruso que antes de la invasión

España toma un 84% más de GNL ruso que antes de la invasión 575 470 GNL GLOBAL

España ha importado un 84 por ciento más de GNL ruso desde la invasión rusa de Ucrania, lo que pone de relieve la persistente dependencia que tiene la Unión Europea (UE) de la energía rusa.

Según Bloomberg, la entrada de España de GNL derivado de Rusia ha aumentado un 84 por ciento desde principios del año pasado después de redujo los suministros de otro de sus proveedores de gas: Argelia.

España recibió el 14 por ciento de sus necesidades de GNL de Rusia en el período comprendido entre marzo del año pasado y febrero de este año, un aumento de 6,2 puntos porcentuales.

Y no es sólo España. Las exportaciones de GNL de Rusia a Europa el año pasado aumentaron un 30 por ciento, ya que el país sancionado redujo sus exportaciones de gas natural a Europa a través de gasoductos.

España se ha establecido como el principal comprador de GNL ruso en lo que va de 2023, con Bélgica y Francia ocupando el segundo y tercer lugar, respectivamente, según muestran los datos de seguimiento de barcos de Bloomberg. La dependencia de España de la energía de Rusia va más allá del GNL, logrando la posición de mayor gasto en todo lo relacionado con la energía rusa, con USD 1 mil millones gastados en petróleo y gas combinados de Rusia, según muestran los datos del Centro de Investigación de Energía y Aire Limpio.

El fuerte aumento de España en las importaciones de GNL desde Rusia seguramente llamará la atención de los reguladores de la UE, que han instado a sus países miembros a tomar menos, no más, proyectos energéticos rusos. El objetivo final del bloque es dejar de importar productos energéticos rusos por completo para cortar el flujo de ingresos de Rusia, que luego podría utilizar para financiar sus acciones en Ucrania.

Pero países como China e India no tienen reparos en importar petróleo crudo y gas natural ruso. De hecho, gran parte de lo que Europa compraba anteriormente a Rusia ahora se lo están quedando a bajo precio los principales compradores de Asia. Algunos de estos productos finalmente regresan a la UE.

Fuente: OilPrice por Julianne Geiger

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Haugesund Knutsen

Haugesund Knutsen realiza su primer abastecimiento de GNL a Megacrucero

Haugesund Knutsen realiza su primer abastecimiento de GNL a Megacrucero 1676 1026 GNL GLOBAL

Knutsen Group anunció el primer abastecimiento de gas natural licuado (GNL) de su buque Haugesund Knutsen.

Haugesund Knutsen, el primer buque de suministro de GNL con bandera española y recién incorporado a la flota de la sociedad Knutsen Scale Gas, realizó en el puerto de Barcelona el 13 de marzo el primer suministro barco a barco (ship-to-ship) al costado de estribor del megacrucero italiano “Costa Smeralda”.

Imagen cortesía de Knutsen Group.

«Tuvimos una operación exitosa suministrando suficiente GNL a Costa Smeralda para navegar durante una semana» dijo Knutsen Group en su perfil oficial en la red social LinkedIn.

El buque Haugesund Knutsen es una gabarra de transporte de GNL de 5000 m# especialmente diseñado para suministrar GNL a buques gaseros y buques alimentados con gas (por ejemplo, cruceros y transbordadores) en la dársena portuaria de Barcelona.

Haugesund Knutsen, construido en Astilleros Armón Gijón, está fletado a largo plazo al servicio de Shell. 

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Consumo de gas natural de EE. UU. estableció nueve récords mensuales y un récord anual en 2022

Consumo de gas natural de EE. UU. estableció nueve récords mensuales y un récord anual en 2022

Consumo de gas natural de EE. UU. estableció nueve récords mensuales y un récord anual en 2022 1346 668 GNL GLOBAL

En 2022, el consumo de gas natural de EE. UU. promedió un récord de 88 500 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d), el consumo anual de gas natural más alto, según los registros que comenzaron en 1949, dijo un informe publicado por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, pos sus siglas en inglés).

De acuerdo con la EIA, el consumo de gas natural de EE. UU. el año pasado aumentó un 5 % (4,5 Bcf/d) a partir de 2021, el segundo crecimiento interanual más rápido desde 2013. El consumo de gas natural en los Estados Unidos estableció récords mensuales en 9 de 12 meses en 2022.

El consumo de gas natural alcanza su punto máximo dos veces al año en los Estados Unidos, impulsado por los sectores residencial y comercial durante el invierno y el sector de la energía eléctrica durante el verano. En invierno, la mayor parte del gas natural se consume en enero o febrero, cuando la demanda de calefacción de espacios alcanza su punto máximo. Mientras que en verano, la mayor parte del gas natural se consume típicamente en julio o agosto para satisfacer la demanda de aire acondicionado.

Las plantas generadoras a carbón recién retiradas, los precios relativamente altos del carbón y las existencias de carbón por debajo del promedio limitaron el consumo de carbón del sector de la energía eléctrica el año pasado, lo que condujo a un mayor consumo de gas natural para la generación de electricidad. En comparación con 2021, el consumo de gas natural aumentó en todos los sectores, pero el sector de la energía eléctrica consumió más gas natural que cualquier otro sector de uso final de EE. UU., lo que representa el 38 % del consumo de gas natural de EE. UU.

El consumo de gas natural alcanzó su punto máximo en enero y julio de 2022

En enero de 2022, los sectores residencial y comercial, combinados, consumieron un 9 % más de gas natural que en enero de 2021, y el sector de energía eléctrica consumió un 10 % más año tras año. El gas natural consumido para energía eléctrica alcanzó un nuevo récord en enero de 2022, lo que llevó el consumo general de gas natural a un récord mensual.

El verano de 2022 fue el tercero más cálido registrado en los 48 estados inferiores de EE. UU., lo que generó una fuerte demanda de aire acondicionado y generó nuevos récords diarios de generación de electricidad en julio. Como resultado, se consumió más gas natural en el sector eléctrico, empujando el consumo en julio a ser el más alto para el verano.

El año terminó con otro récord mensual de consumo de gas natural. En diciembre, en gran parte de los EE. UU., las temperaturas por debajo de lo normal a mediados o finales del mes llevaron a una mayor demanda de gas natural, tanto directa como indirectamente, de las plantas que funcionan con gas natural para generar electricidad para la calefacción de espacios.

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Argentina recibe primer cargamento de GNL del 2023

Argentina recibe el primer cargamento de GNL de este año

Argentina recibe el primer cargamento de GNL de este año 1920 1109 GNL GLOBAL

La terminal argentina de Escobar recibió, este martes 14 de marzo, el primer cargamento de gas natural licuado (GNL) de 2023.

De acuerdo con los datos del portal de seguimiento de buques, Marine Traffic, se trata del buque Golar ICE, con capacidad para transportar cerca de 155.000 metros cúbicos de GNL, fletado por la compañía BP.

Según lo informado por MarineTraffic, el buque GOLAR ICE se encuentra actualmente en el puerto Escobar, donde posteriormente entregará la carga de GNL al buque regasificador Expedient (Ver imagen).

Imagen cortesía del portal Marine Traffic.

La embarcación levantó la carga de GNL de la planta estadounidense Cove Point, de donde partió el 27 de febrero de 2023.

Segunda Licitacion de GNL

La semana pasada, la empresa estatal Energía Argentina celebró la recepción de ofertas de su segunda licitación para la compra de GNL de este año. Entre las empresas que presentaron sus ofertas se encontraron a las firmas New Fortress Energy, Total Gas & Power Limited, Gunvor, Trafigura, Shell, Bp, Petrochina, Glencore y Vitol.

La Secretaria de Energía, Flavia Royon, dijo el miércoles pasado que Argentina planeaba gastar alrededor de USD 1,8 mil millones en importaciones de GNL en los próximos meses, destacando que esta sería su última gran compra antes de que se inaugure un gasoducto clave que permitirá aprovechar los vastos recursos de Vaca Muerta.

«Este será el último año que Argentina haga una gran compra de GNL, que ya se acordó»… «En los próximos años, (importará) solo para cubrir los picos de demanda», dijo Royon a los periodistas al margen de la conferencia de energía CERAWeek, citó un informe de la agencia Reuters.

Según la Secretaria, el país espera pagar un precio promedio de USD 20,80 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) por las importaciones de GNL este año, en comparación con los USD 40/MMBtu en 2022, lo que obligó a cambiar a la generación de energía con otros combustibles.

Argentina se asienta sobre una de las mayores reservas de gas de esquisto del mundo, pero en los últimos años el país ha importado grandes volúmenes de combustibles, incluido GNL, para generar electricidad, principalmente debido a la falta de transporte para producción interna.

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