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Mozambique

Saipem reiniciará proyecto de GNL de Mozambique para TotalEnergies en julio

Saipem reiniciará proyecto de GNL de Mozambique para TotalEnergies en julio 624 400 GNL GLOBAL

Saipem acordó reiniciar un proyecto de gas natural licuado (GNL) en Mozambique para TotalEnergies en julio, dijo el martes el director ejecutivo del grupo italiano de servicios de energía.

El proyecto, que sería el primer desarrollo on-shore de una planta de GNL en el país africano, quedó congelado en 2021 por cuestiones de seguridad. El contrato tiene un valor de 3.500 millones de euros (3.720 millones de dólares) para el grupo italiano.

«Esperamos reiniciar gradualmente el proyecto (Mozambique), de acuerdo con la información recibida por nuestros clientes, a partir de julio de este año», dijo el presidente ejecutivo de Saipem, Alessandro Puliti, durante una llamada sobre los resultados del grupo para 2022.

Puliti dijo que Saipem no tenía información directa sobre la situación de derechos humanos y seguridad de la provincia de Cabo Delgato donde se ubicará el proyecto.

A principios de este mes, TotalEnergies encargó a Jean-Christophe Rufin, experto en acción humanitaria y derechos humanos, que llevara a cabo una misión independiente para evaluar la situación humanitaria en la provincia antes de tomar una decisión sobre el reinicio de las operaciones.

«No tenemos visibilidad directa sobre el informe de derechos humanos, pero acordamos con Total reiniciar en julio… esto implica que nuestro cliente confía en resolver los posibles problemas pendientes para esa fecha», dijo Puliti.

El martes, Total dijo a Reuters que esperaría una evaluación de derechos humanos encargada por Rufin antes de anunciar el reinicio del proyecto.

La compañía francesa agregó que aún no tenía una fecha para recibir el informe, luego de una estimación inicial de fines de febrero.

Lorette Philippot, activista de Amigos de la Tierra Francia, dijo que no era posible que las consecuencias negativas del proyecto para el clima y las personas se resolvieran para el verano.

“La situación sobre el terreno es crítica: la industria del gas ha sido central en el brutal conflicto que ha creado 1 millón de refugiados internos”, dijo Philippot.

$1 = 0,9418 euros)

Fuente: Reuters

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NFE espera finalizar la primera unidad FLNG para la primavera de 2023

NFE espera finalizar la primera unidad FLNG para la primavera de 2023

NFE espera finalizar la primera unidad FLNG para la primavera de 2023 1920 1052 GNL GLOBAL

La firma estadounidense New Fortress Energy (NFE) presentó este martes los resultados financieros de su cuarto trimestre y del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, destacando el estatus de sus principales proyectos.

Fast LNG

Sobre su tecnología flotante, NFE dijo que la construcción de sus unidades flotante de producción de gas natural licuado (FLNG, por sus siglas en inglés) seguían avanzando rápidamente y que esperaba que la primera unidad FLNG logrará su finalización mecánica en la primavera de 2023, arrancando las operaciones a mediados de 2023.

Imagen: Q4 2022 Investor Presentation New Fortress Energy

«A medida que agregamos capacidad de licuefacción y el correspondiente suministro de GNL a nuestra cartera, tenemos la intención de firmar acuerdos de compra de clientes a largo plazo que generen sólidos márgenes operativos y flujos de efectivo sostenibles» dijo en su comunicado.

NFE también destacó que había simplificado la estructura de capital y que había asegurado más de 2.000 millones de dólares de liquidez generada internamente para financiar su programa Fast LNG.

Proyectos en Brasil

Sobre los proyectos en Brasil, NFE dijo que la Terminal Barcarena había sido completada y que esperaba entregar el primer gas a Norsk Hydro a finales de este año.

Sobre la planta de generación asociada a la terminal, NFE dijo que la construcción de la planta de energía de 600 MW estaba en marcha y que esperaba que las operaciones arrancaran en julio de 2025, de conformidad con PPA de 25 años con empresas de distribución brasileñas.

También indicó el cierre de la venta de CELSE, el propietario de la Planta e Instalación de Energía de Sergipe en Brasil, por ganancias netas antes de impuestos a NFE de aproximadamente USD 550 millones.

Proyectos en México

Sobre sus proyectos en México, NFE dijo que se habían ampliado la alianzas estratégicas con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (Pemex) para avanzar proyectos en múltiples ubicaciones en México.

  • En Altamira, acordó crear un nuevo centro FLNG frente a la costa de Altamira, Tamaulipas, con CFE suministrando el gas de alimentación necesario a las unidades NFE FLNG utilizando la capacidad de gasoducto subutilizada existente de CFE.
  • En la Paz, también con CFE, acordó la venta de nuestra central La Paz de 135 MW por aproximadamente USD180 millones. Extendiendo y ampliado el contrato de suministro de gas con CFE en Baja California Sur.
  • En Lakach, con Pemex, acordó desarrollar y operar un proyecto integrado de upstream y licuefacción de gas natural frente a las costas de Veracruz en el sureste de México.

En Europa

En respuesta a la crisis energética europea, dijo que la terminal de energía Eems en los Países Bajos comenzó a operar en septiembre de 2022 utilizando la FSRU Energos Igloo, propiedad de la compañía.

Infraestructura

En cuanto a la flota, destacó el cierre de una transacción de 2 mil millones de dólares para formar una empresa conjunta con Apollo relacionada con una cartera de FSRU, FSU y transportadores de GNL para los cuales NFE tiene contratos a largo plazo.

Resultados financieros

Durante la presentación, NFE dijo que el EBITA ajustado durante el cuarto trimestre de 2022 había sido de USD 239 millones y ~USD 1,100 millones para el año finalizado el 31 de diciembre de 2022. Asimismo, dijo que la utilidad neta de la compañía en el último trimestre y el año terminado el 31 de diciembre de 2022 había sido de USD 66 millones y USD 185 millones, respectivamente.

Hablando de sobre los resultados y los nuevos negocios, NFE dijo que seguía buscados hacer coincidir la demanda de gas con el suministro de gas, brindando una solución integral y totalmente integrada a sus clientes en todo el mundo.

«Si bien históricamente hemos comprado (y seguimos comprando) suministro de GNL de terceros, estamos avanzando en nuestra iniciativa Fast LNG («FLNG») para abastecer a nuestras terminales y a otros clientes en todo el mundo».

«Creemos que estos desarrollos nos permitirán controlar nuestro propio suministro de GNL y completar la cadena de valor permitiendo la integración vertical completa de nuestro negocio» dijo en su comunicado.

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YPF y el Puerto de Bahía Blanca firmaron un convenio de reserva y disponibilidad de tierras para megaproyecto de GNL

YPF y el Puerto de Bahía Blanca firmaron un convenio de reserva y disponibilidad de tierras para megaproyecto de GNL 1708 996 GNL GLOBAL

El presidente del Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca, Federico Susbielles, mantuvo una reunión con el presidente de YPF Pablo González, el CEO Pablo Luliano, y Adnan Zainal Abidin, COO & EVP de Petronas con motivo de la firma del convenio de reserva y disponibilidad de tierras en el Puerto de Bahía Blanca

La reserva se mantendrá por un período inicial de seis meses, durante el cual YPF y Petronas realizarán estudios técnicos, económicos, marítimos, de suelo y ambientales, que permitan determinar la forma de viabilizar el proyecto, haciéndolo competitivo a nivel internacional. Al final de ese período, las empresas presentarán una “Iniciativa Privada” que tendrá por objeto obtener la “Declaración de Interés Portuario” y el otorgamiento de un contrato de concesión a largo plazo.

Esta reserva representa un nuevo paso en el camino de este proyecto que podría cambiar el rumbo energético y económico de la Argentina. Actualmente se continúa avanzando en los marcos legales del proyecto de ley necesario para definir la inversión.

YPF y Petronas, la compañía nacional de petróleo y gas malaya, firmaron el 1º de septiembre de 2022 un Acuerdo de Estudio y Desarrollo Conjunto para liderar un proyecto integrado de GNL en Argentina que abarca el desarrollo de los recursos de gas no convencional de Vaca Muerta y la construcción de plantas de licuefacción de gas natural para producir hasta 25 millones de toneladas por año, que serán exportadas al mercado global. El proyecto incluye el diseño y la construcción de un gasoducto dedicado, el cual duplicará la capacidad total actual de la Argentina, más las instalaciones portuarias y complementarias requeridas. La inversión total se estima en unos 50.000 millones de dólares.

El Proyecto GNL es estratégico para el país: permitirá aprovechar los recursos de Vaca Muerta y generar un gigantesco impacto positivo en la economía argentina, creando miles de empleos, incorporando tecnologías de última generación, y conectando a la Argentina con los principales centros de desarrollo del mundo.

Federico Susbielles, presidente del Puerto de Bahía Blanca, celebró la noticia y aseguró: «La reserva de tierras es un hito trascendente en la senda que venimos transitando. Seguiremos realizando los esfuerzos necesarios para que este gran proyecto se concrete, sabiendo del enorme impacto transformador que puede tener en el desarrollo de nuestro puerto, nuestra ciudad y nuestro país”.

Fuente: Puerto Bahía Blanca

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Enagás y Reganosa entran en acuerdos para adquirir red de gasoductos y participación en la Planta de El Musel

Enagás y Reganosa entran en acuerdos para adquirir red de gasoductos y participación en la Planta de El Musel 1138 716 GNL GLOBAL

Enagás y Reganosa firmaron un acuerdo por el que Enagás adquiere la red de 130 km de gasoductos de Reganosa por un importe de 54 millones de euros, y Reganosa compra un 25% de la Planta de Regasificación de El Musel, en Gijón, por un importe de 95 millones de euros.

Red de gasoductos de Reganosa

Según los términos del acuerdo, Enagás dijo que adquiere el total de la red de transporte que hasta ahora era propiedad de Reganosa y que consta de 130 km de gasoductos de 80 bares de presión.

Esta red, incluida dentro de la Red Troncal y es clave para garantizar la seguridad de suministro y el correcto funcionamiento del mercado ibérico del gas, conecta con la terminal de GNL de Mugardos y con el gasoducto Tui – Llanera en Guitiriz y Abegondo. Cuenta con tres estaciones de medición (EM), tres estaciones de regulación y medida (ERM) y trece posiciones de válvulas.

La red de transporte hace llegar el gas natural directamente a las centrales de ciclo combinado de As Pontes (800 MW) y Sabón (400 MW), a la refinería de A Coruña (120.000 barriles/día) y a las poblaciones de As Pontes y Cerceda.

Además, Reganosa cede a Enagás su posición como promotor del hidroducto entre Guitiriz (Lugo) y Zamora, candidato a Project of Common Interest (PCI) de la Unión Europea. PCI.

Enagás, por su parte, se comprometió a impulsar el desarrollo de esa infraestructura de transporte y su conexión a la interconexión con Portugal, garantizando la total integración de la producción de hidrógeno renovable en la zona con los corredores futuros de hidrógeno en la península ibérica, con el objetivo de que entre en operación en 2030.

Enagás dijo que impulsará y dará continuidad a la tramitación de esta infraestructura como PCI y contará con el apoyo de Reganosa para agilizar al máximo su aprobación. El pacto favorece la creación de un gran hub energético en el noroeste peninsular que refuerza a su vez el papel de España como hub del hidrógeno renovable de Europa.

Planta Regasificadora El Musel

Por su parte Reganosa entró con un 25% en el accionariado de la Planta de El Musel en Gijón, que hasta ahora era propiedad 100% de Enagás y que cuenta una capacidad de almacenamiento de 300.000 m3 de GNL, repartida en dos tanques de 150.000 m3 cada uno.

También cuenta con unas instalaciones de atraque y descarga diseñados para los buques metaneros más grandes de mundo, los QMAX, de hasta 266.000 m3.

La planta de El Musel, según está contemplado en el Plan Más Seguridad Energética del Gobierno, está preparada para su puesta en marcha para uso logístico próximamente, en cuanto finalicen los trámites administrativos en curso. Una vez en funcionamiento, podrá aportar hasta 8 mil millones de metros cúbicos (bcm)/año de gas natural licuado (GNL) para reforzar la seguridad de suministro energético de Europa.

De acuerdo con las compañías, este acuerdo refuerza a Enagás y Reganosa, permitiendo aprovechar sus sinergias y trabajar conjuntamente en nuevas posibilidades de colaboración para reforzar la seguridad de suministro y avanzar en los objetivos de descarbonización de España y Europa.

El Consejero Delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, ha destacado que “se trata de un acuerdo histórico que refuerza la estrategia de las dos compañías, y fortalece el Sistema Gasista Español. El acuerdo contribuye además a reforzar el potencial de la planta de El Musel y favorece nuestro plan de inversiones en Galicia”.

Agregando “Somos dos empresas con muchas sinergias y esta operación nos hace estar mejor preparadas para afrontar los retos que tenemos por delante como son continuar garantizando el suministro energético de España y Europa y contribuir a la descarbonización. En esta línea, esta alianza supone también un impulso al papel de España como hub del hidrógeno renovable de Europa”.

“juntos, Reganosa y Enagás, vamos a continuar explorando nuevas posibilidades de colaboración”.

Arturo Gonzalo, en el centro de control del Sistema Gasista español y el Director General de Reganosa, Emilio Bruquetas, y el Consejero Delegado de Enagás.

Por su parte, Emilio Bruquetas, director general de Reganosa expresó “La colaboración público-privada y la cooperación entre empresas están en la génesis de Reganosa, forman parte de su ADN. Este es un ejemplo más de ello, uno histórico”.

Agregando “Es para nosotros un orgullo -ha abundado- poder contribuir junto con Enagás al desarrollo del noroeste peninsular, al robustecimiento del sistema energético español, al incremento de la seguridad del suministro y a la consecución de los objetivos de descarbonización de la economía”.

Finalmente, Bruquetas destacó: “El noroeste español cuenta con unas condiciones excepcionales para la producción de hidrógeno verde y biogás. Esta alianza alicata el futuro, pone los cimientos para que todas las infraestructuras clave en el desarrollo de los gases renovables se construyan y operen al servicio del sistema”.

La operación está sujeta a las aprobaciones y condiciones suspensivas de este tipo de operaciones, indicó el comunicado.

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Mapa de Japón

Japón promoverá la inversión en gas, GNL e hidrógeno durante la presidencia del G7

Japón promoverá la inversión en gas, GNL e hidrógeno durante la presidencia del G7 624 400 GNL GLOBAL

Japón enfatizará la importancia de la inversión en gas natural, gas natural licuado (GNL) y combustibles más limpios como el hidrógeno y el amoníaco durante su presidencia del G7 este año, dijo el martes un alto funcionario de energía.

Actualmente presidente de la agrupación de países ricos para 2023, Japón celebrará una reunión ministerial sobre clima, energía y medio ambiente en la ciudad de Sapporo los días 15 y 16 de abril, antes de la cumbre principal del G7 en la ciudad de Hiroshima del 19 al 21 de mayo.

El país espera que los mercados mundiales de energía se mantengan ajustados durante años y «enfatizaría la inversión en gas natural, GNL, hidrógeno y amoníaco», dijo en una conferencia Takeshi Soda, director de la división de petróleo y gas natural del Ministerio de Economía, Comercio e Industria.

Soda señaló que Japón depende del gas superenfriado del proyecto Sakhalin-2 de Rusia y necesitaría al menos varios años para encontrar un sustituto.

Rusia ordenó una reorganización de los accionistas de Sakhalin-2, incluido Japón, en represalia por las sanciones occidentales por su invasión de Ucrania hace un año.

Japón impuso sus propias sanciones a Rusia pero aún compra su GNL, obteniendo casi el 10% de las importaciones anuales de GNL de Sakhalin-2.

Con una autosuficiencia energética de solo el 11%, el nivel más bajo de los miembros del G7, Japón ve un riesgo en volverse aún más dependiente de Rusia si las perspectivas de producción de gas natural en los Estados Unidos no se materializan, dijo Soda.

El Ministerio de Economía, Comercio e Industria planea lanzar el llamado GNL de amortiguamiento estratégico (SBL), similar a sus reservas estratégicas de petróleo, que se encuentran entre las más grandes del mundo.

Todavía tiene que establecer detalles sobre cómo asegurará los suministros a través de acuerdos a corto y largo plazo ni ha identificado una empresa para manejar las compras de GNL.

En caso de emergencia, la empresa elegida vendería GNL de SBL a las empresas de servicios públicos para evitar la interrupción del suministro y la empresa estatal JOGMEC intervendría para cubrir cualquier pérdida en la que pudiera incurrir la empresa, según una presentación que realizó Soda.

Si los suministros de GNL de Rusia se interrumpen antes de que se pueda establecer el SBL, Tokyo Gas, uno de los principales compradores de GNL de Japón, compraría en el mercado spot o en sus otros acuerdos a largo plazo, y también podría pedirles a los clientes que reduzcan el consumo, Atsunori Takeuchi, ejecutivo y gerente general sénior del negocio de GNL de Tokyo Gas, dijo en la conferencia.

Fuente: Reuters

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Sempra anuncia asociación estratégica con ConocoPhillips para proyecto Port Arthur LNG

Sempra en camino de anunciar FID en su proyecto Port Arthur en el primer trimestre

Sempra en camino de anunciar FID en su proyecto Port Arthur en el primer trimestre 1920 1078 GNL GLOBAL

La compañía estadounidense Sempra Energy dijo este martes que su unidad Sempra Infraestructura estaba en camino de tomar una decisión final de inversión (FID) en el primer trimestre, para construir la planta de exportación de gas natural licuado (GNL) Port Arthur en Texas.

Port Arthur LNG
Proyecto Port Arthur LNG Foto: Cortesía Sempra Infraestructura

La compañía dijo en sus ganancias del cuarto trimestre que la primera fase de Port Arthur ahora estaba totalmente suscrita a 10,5 millones de toneladas por año (MTPA) de contratos a largo plazo.

Los compradores de GNL del proyecto Port Arthur incluyen unidades de la polaca Polski Koncern Naftowy Orlen SA, el productor de petróleo estadounidense ConocoPhillips y la alemana RWE AG.

Sempra tiene un contrato de ingeniería, adquisición y construcción de aproximadamente $10.500 millones con la constructora estadounidense Bechtel para construir la planta.

Sempra no es el único desarrollador que se espera que comience la construcción de nuevas plantas de exportación de GNL de EE. UU. este año. Otros proyectos incluyen Lake Charles de Energy Transfer LP en Louisiana y Rio Grande de NextDecade Corp en Texas.

Sempra también dijo que la segunda fase de su proyecto de desarrollo Cameron LNG en Luisiana «sigue en camino para completar el competitivo proceso de diseño de ingeniería inicial en el verano».

Además, Sempra señaló que Vista Pacífico y la segunda fase de sus proyectos de desarrollo de GNL Costa Azul en México recibieron aprobaciones del Departamento de Energía de EE. UU. en diciembre para exportar gas natural de EE. UU. en forma de GNL de México a países no libres. Países del Acuerdo Comercial.

Sempra es parte de una empresa conjunta propietaria de la planta de exportación Cameron LNG, actualmente operativa, con capacidad de 15 MTPA.

Además, para la primera fase de 13,5 MTPA de Port Arthur, Sempra está construyendo una planta de exportación de GNL de 3,3 MTPA en su planta de importación de GNL de Costa Azul.

La compañía también está desarrollando una segunda fase de 13,5 MTPA en Port Arthur, una segunda fase de 6,8 MTPA en Cameron, una segunda fase de 12 MTPA en Costa Azul y la planta de exportación de 3,5 MTPA en Vista Pacífico.

Fuente: Reuters

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Proyecto Plaquemines LNG. Imagen cortesía de Venture Global LNG

Venture Global y Excelerate Energy anuncian acuerdo SPA de GNL por 20 años

Venture Global y Excelerate Energy anuncian acuerdo SPA de GNL por 20 años 1188 814 GNL GLOBAL

Venture Global LNG y Excelerate Energy, Inc. anunciaron este martes, 28 de febrero, la ejecución de un Acuerdo de Compra y Venta (SPA) para el suministro de gas natural licuado (GNL).

Bajo el SPA, Excelerate comprará 0,7 millones de toneladas por año (MTPA) de GNL, por un periodo de 20 años, sobre una base FOB.

Según el comunicado de Venture Global LNG, el GNL será suministrado de la instalación de Plaquemines LNG, en Plaquemines Parish, Luisiana.

Proyecto Plaquemines LNG. Imagen cortesía de Venture Global LNG

En el marco del acuerdo de suministro, Steven Kobos, presidente y director ejecutivo de Excelerate dijo «Estamos orgullosos de ingresar a esta nueva asociación estratégica con Venture Global, que respalda nuestros esfuerzos para mejorar la seguridad energética y acelerar la transición energética mediante el suministro de gas natural a nuestros clientes en todo el mundo».

Agregando, «Este acuerdo es un hito importante para Excelerate a medida que continuamos ejecutando nuestra estrategia de crecimiento. Construir una cartera de suministro de GNL diversificada con socios fuertes como Venture Global nos permitirá ofrecer productos más flexibles y rentables a clientes nuevos y existentes en mercados intermedios.»

Por su parte, Mike Sabel, director ejecutivo de Venture Global dijo «Venture Global se complace en lanzar esta nueva colaboración con Excelerate, líder en la industria de FSRU, como su proveedor inaugural de GNL a largo plazo»

«Su trabajo de previsión y transformación para llevar la infraestructura energética tan necesaria a los mercados de todo el mundo ha permitido a los países de Europa, el sur global y el mundo en desarrollo cambiar de combustible del carbón al gas natural y sacar a millones de personas de la pobreza energética. Esperamos con ansias muchos años por delante de trabajar juntos como socios estratégicos para impulsar estos diversos mercados en todo el mundo».

Este es el segundo acuerdo firmado por Venture Global en febrero. La semana pasada, la compañía y la subsidiaria de propiedad absoluta China Gas Hongda Energy Trading Co., LTD, China Gas Holdings Limited, firmaron dos SPA, también por un periodo de 20 años. Según esos acuerdos, China Gas comprará 1 MTPA de GNL, FOB, de Plaquemines LNG y otra 1 MTPA de la instalación de exportación CP2 LNG.

A través de sus cuatro proyectos de exportación de GNL (Calcasieu Pass, Plaquemines, Delta LNG, CP2, Venture Global LNG está construyendo o desarrollando una capacidad combinada de producción de unas 60 MTPA en Luisiana.

Asimismo, Venture Global LNG también está desarrollando proyectos de Captura y Secuestro de Carbono (CCS) en cada una de sus instalaciones de GNL.

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Buque Asia Energy. Foto cortesía: Chevron Shipping Company LLC

Chevron anuncia proyecto de modificación de la flota de GNL con bajas emisiones de carbono

Chevron anuncia proyecto de modificación de la flota de GNL con bajas emisiones de carbono 1354 964 GNL GLOBAL

Chevron Corporation, a través de su subsidiaria Chevron Shipping Company LLC, anunció la entrada en un acuerdo con Sembcorp Marine Repairs & Upgrades Pte. Ltd, una subsidiaria de propiedad total de Sembcorp Marine Ltd. (Sembcorp Marine), con la intención de reducir la intensidad de carbono de las operaciones de su flota de GNL.

Según el acuerdo, con el apoyo de Sembcorp Marine, Chevron instalará nuevas tecnologías a bordo de los buques de Chevron para respaldar sus objetivos de transición energética. Los cambios también están alineados con los objetivos de descarbonización establecidos por la Organización Marítima Internacional (OMI).

Buque Asia Energy. Foto cortesía: Chevron Shipping Company LLC

Chevron tiene como objetivo reducir la huella de carbono del transporte de GNL mediante la instalación de nuevas tecnologías, como un sistema de relicuación, lubricación de aire del casco y un nuevo compresor de gas. Juntos, se espera que estos cambios reduzcan la evaporación de la carga, reduzcan el consumo de combustible y aumenten los volúmenes de carga entregados.

“Estamos entusiasmados de trabajar con Sembcorp Marine para ayudarnos a avanzar en nuestros objetivos de reducción de carbono”, dijo el Sr. Mark Ross, presidente de Chevron Shipping Company.

Agregando “Creemos que el GNL será un componente clave de la transición energética global en los próximos años, y Chevron se enfoca en continuar con su disciplinada inversión de capital en nuestra flota de GNL”.

Sembcorp Marine tiene una experiencia significativa en modificaciones complejas de flotas de GNL y tiene un historial comprobado de soluciones con menos carbono para la industria marítima. Sembcorp Marine proporcionará a Chevron servicios de ingeniería, adquisición, instalación y puesta en marcha (EPIC) y espera completar el trabajo a mediados de 2025.

El Sr. Wong Weng Sun, presidente y director ejecutivo de Sembcorp Marine, dijo: “Sembcorp Marine está comprometida con el avance de la sustentabilidad ambiental a través del desarrollo de soluciones líderes en la industria. Trabajar con Chevron en las actualizaciones de su flota de GNL es una forma inmediata de acelerar la reducción de la huella de carbono en la industria marítima, para lograr el objetivo de la OMI de reducir las emisiones del transporte marítimo internacional al menos a la mitad para 2050, en comparación con los niveles de 2008.”

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Venture Global LNG: Plaquemines LNG avanza con el primer tanque de almacenamiento de GNL

Venture Global LNG alcanza hito en su proyecto Plaquemines LNG

Venture Global LNG alcanza hito en su proyecto Plaquemines LNG 1274 988 GNL GLOBAL

Venture Global LNG, desarrollador de proyectos de gas natural licuado (GNL) en EE. UU., anunció este lunes la exitosa elevación del techo del primer tanque de almacenamiento de GNL en las instalaciones de exportación de Plaquemines LNG, en Plaquemines Parish, Louisiana.

De acuerdo con un comunicado de la compañía, esto es un hito importante para el proyecto ya que se ha completado antes de lo previsto y ha ocurrido a tan solo nueve meses de haber sido anunciado la decisión final de inversión (FID) del proyecto.

Tanque de Almacenamiento de GNL del Proyecto Plaquemines LNG. Imagen cortesía de Venture Global LNG

Tanque de Almacenamiento de GNL de Plaquemines LNG

Venture Global LNG dijo que cuando esté operativo, el tanque será capaz de almacenar 200.000 m3 de GNL.

El techo pesa 900 toneladas y tiene 294 pies de diámetro. La elevación por aire permite un acceso mejor y más seguro, así como un cronograma de construcción más rápido, ya que el techo se puede erigir al mismo tiempo que el armazón. El domo del tanque se elevó en 85 minutos utilizando 0,3 psi de presión debajo del techo. Se elevó desde el nivel del suelo hasta la parte superior de la altura de la pared de 130 pies.

Eventualmente, el tanque tendrá un tanque interior hecho de una aleación de níquel al 9% y una pared exterior y un techo exterior de hormigón para proporcionar una contención total del GNL y brindar el máximo nivel de resiliencia y seguridad.

Este es el primero de cuatro tanques en total para el proyecto Plaquemines LNG.

Mike Sabel, director ejecutivo de Venture Global LNG dijo «Me gustaría agradecer tanto a nuestro equipo como a los socios de CB&I por la elevación segura y exitosa del techo del primer tanque en Plaquemines LNG, un hito emocionante en la construcción de nuestra segunda instalación de exportación de GNL».

Venture GLobal también está construyendo o desarrollando una capacidad de producción adicional de 60 MTPA en Luisiana para proporcionar energía limpia y asequible al mundo. La compañía está desarrollando proyectos de Captura y Secuestro de Carbono (CCS) en cada una de sus instalaciones de GNL.

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EIA: Adición de capacidad de gasoductos en EE. UU. en 2022 ha sido las más bajas desde 1995

EIA: Adición de capacidad de gasoductos en EE. UU. en 2022 ha sido las más bajas desde 1995

EIA: Adición de capacidad de gasoductos en EE. UU. en 2022 ha sido las más bajas desde 1995 1076 1096 GNL GLOBAL

El año pasado, las adiciones de capacidad de gasoductos entre estados en EE. UU. fueron las adiciones más bajas registradas desde 1995, indicó un informe recientemente publicado por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés).

Según el último Rastreador de capacidad de estado a estado de la EIA, que contiene información sobre la capacidad de los gasoductos de gas natural que cruzar fronteras estatales e internacionales, el año pasado se agregaron colectivamente 897 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d) de capacidad de gasoductos interestatales de gas natural de cinco proyectos, esto es la capacidad del gasoducto interestatal de gas natural agregada más baja observada desde 1995.

Adición de capacidad adicional de gasoductos entre estados en EE. UU. (2012 – 2022)

De acuerdo con el informe de la EIA, las adiciones de capacidad interestatal fueron bajas en 2022 debido a un mayor enfoque en la capacidad intraestatal (que no cruza las fronteras estatales y, por lo tanto, no se captura en nuestro Rastreador de capacidad de estado a estado) y menores gastos generales de capital por parte de las empresas de petróleo y gas natural.

Según la agencia, la mayoría de los proyectos que reconfiguran los flujos de gasoductos para acomodar la creciente producción de gas natural de los Apalaches, que impulsó las adiciones de capacidad de gasoductos interestatales durante muchos años, están terminados.

Igualmente, la mayor parte del crecimiento de la producción de gas natural desde aproximadamente 2017 proviene de las regiones de Permian y Haynesville. Estas dos regiones están ubicadas muy cerca de las terminales de exportación de gas natural licuado (GNL) a lo largo de la Costa del Golfo.

La EIA destacó que en Texas y Luisiana, los proyectos intraestatales habían aumentado la capacidad de extracción y han conectado la producción de gas natural a terminales de exportación de GNL en lugar de proyectos de gasoductos interestatales más largos que cruzan las fronteras estatales.

La construcción de gasoductos comerciales de gas natural a gran escala que cruzan las fronteras estatales implica una serie de requisitos contractuales, de ingeniería, reglamentarios y financieros. Estos requisitos pueden implicar una mayor coordinación y pueden tardar más en completarse en comparación con los proyectos de gasoductos intraestatales, dijo la EIA.

Adición de Capacidad de Gasoductos en 2022

En 2022, solo cinco proyectos aumentaron la capacidad interestatal.

Los proyectos se centraron principalmente en la mejora de las estaciones compresoras, y solo un proyecto construyó una cantidad relativamente pequeña de tubería nueva:

  • El proyecto Louisiana XPress de Columbia Gulf Transmission aumentó la capacidad de Mississippi a Louisiana en 493 MMcf/d y de Tennessee a Mississippi en 50 MMcf/d. Este proyecto agregó tres estaciones compresoras y actualizó una estación compresora adicional para aumentar la capacidad de entregar gas natural desde la cuenca de los Apalaches a Luisiana.
  • El proyecto del condado móvil de Florida Gas Transmission aumentó la capacidad de Mississippi a Alabama en 175 MMcf/d. Este proyecto modificó la estación compresora CS10 en el condado de Perry, Mississippi, para agregar capacidad adicional de oeste a este para ayudar a satisfacer la demanda en el condado de Mobile, Alabama.
  • El proyecto Southwest Alabama de Florida Gas Transmission aumentó la capacidad de Mississippi a Alabama en 100 MMcf/d. Este proyecto mejoró una estación compresora para aumentar la capacidad entregada al condado de Escambia, Alabama.
  • El proyecto de acceso a Wisconsin de ANR Pipeline Company aumentó la capacidad de Illinois a Wisconsin en 51 MMcf/d al actualizar varios medidores y estaciones de filtrado en el oleoducto ANR. El proyecto ayudó a aliviar las limitaciones en partes del norte y centro de Wisconsin como resultado del crecimiento de las comunidades residenciales y comerciales en esas áreas.
  • El proyecto de expansión de la Fase VI de Gulfstream Natural Gas aumentó la capacidad en 28 MMcf/d entre Alabama y Florida mediante la instalación de unas cuatro millas de tubería y una estación de compresor de refuerzo. Este proyecto ayudó a aumentar los flujos de gas natural a la planta de energía Big Bend de Tampa Electric Company.

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