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Enagás prevé una caída del beneficio neto de 2023 del 15 % al 17 % tras una caída del 6,9 % en 2022

Enagás prevé una caída del beneficio neto de 2023 del 15 % al 17 % tras una caída del 6,9 % en 2022
Enagás prevé una caída del beneficio neto de 2023 del 15 % al 17 % tras una caída del 6,9 % en 2022 1118 830 GNL GLOBAL

El operador español de la red de gas Enagás dijo el martes que espera que su beneficio neto caiga entre un 15% y un 17% este año después de una caída del 6,9% a 376 millones de euros (US$401 millones) en 2022.

El beneficio neto de la empresa en 2022 estuvo ligeramente por debajo de su objetivo de 380 a 390 millones de euros, aunque en línea con los 373 millones que esperaban los analistas encuestados por Refinitiv.

El beneficio neto caería a 310-320 millones de euros este año, dijo la empresa.

Enagas dijo que los ingresos en 2022 cayeron un 2,1% a 970 millones de euros debido a que un cambio de regulación en 2020 la obligó nuevamente a cobrar tarifas más bajas en su mercado local.

El objetivo de Enagás para 2022 incluía una plusvalía de 40 millones de euros por la venta prevista de un gasoducto en México que ahora espera llevar a cabo a principios de 2023.

Las aportaciones de sus operaciones en Estados Unidos, Europa del Este y Latinoamérica cayeron un 7,5% hasta los 201 millones de euros.

La compañía obtuvo dos plusvalías, una por 205 millones de euros por la venta de una unidad chilena y otra por 50 millones de euros por la venta del 30% de su unidad de renovables.

Contabilizó un deterioro de 134 millones de euros en su unidad estadounidense Tallgrass Energy.

Imagen: Cortesía de ENAGÁS

Enagás añadió que la infraestructura necesaria para bombear el hidrógeno verde producido en España y Portugal al norte de Europa costaría 4.670 millones de euros en 2030, incluido el coste de 2.140 millones de euros del gasoducto submarino H2Med entre Barcelona y Marsella.

Fuente: Reuters

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El consumo de gas de la UE disminuyó un 19%

Consumo de gas de la UE disminuyó un 19% en el período agosto 2022-enero 2023
Consumo de gas de la UE disminuyó un 19% en el período agosto 2022-enero 2023 1458 830 GNL GLOBAL

El consumo de gas natural en la Union Europea (UE) disminuyó un 19,3% en el período agosto 2022-enero 2023, en comparación con el consumo medio de gas para los mismos meses (agosto-enero) entre 2017 y 2022, dijo un informe publicado por la Eurostat.

El Reglamento (UE) 2022/1369 del Consejo sobre medidas coordinadas de reducción de la demanda de gas, parte del plan REPowerEU para poner fin a la dependencia de la UE de los combustibles fósiles rusos, establece un objetivo de reducción del 15 % para el período agosto 2022-marzo 2023 en comparación con el promedio del mismo período de los cinco anteriores años consecutivos.

De acuerdo con el informe, entre agosto de 2022 y enero de 2023, entre los países de la UE, Irlanda (-0,3 %) registró la menor disminución en el consumo de gas natural en el período de referencia, mientras que España (-13,7 %) y Eslovenia (-14,2 %) registraron una caída significativa pero han aún no ha alcanzado el objetivo del 15%. En otros miembros de la UE, el consumo cayó más allá del objetivo del 15 %, en algunos, por un amplio margen (por encima del 40 %).

El consumo cayó más en Finlandia (-57,3 %), Lituania (-47,9 %) y Suecia (-40,2 %).

Esta información procede de los datos energéticos publicados por Eurostat y transmitidos por los Institutos Nacionales de Estadística de los Estados miembros.

De acuerdo con las cifras de Eurostat, al observar los datos mensuales de enero de 2022 a enero de 2023, el consumo ha estado constantemente por debajo del promedio de 2017-2022 de los respectivos meses de esos años. Entre enero y julio de 2022, el consumo de gas natural en la UE varió entre 1 938 petajoules (PJ) en enero y 785 PJ en julio, lo que indica una disminución mensual en general, incluso antes de que el Reglamento del Consejo estableciera el objetivo de reducción de gas del 15 %. (UE) 2022/1369. Pero las mayores caídas se registraron en el segundo semestre del año a partir de agosto de 2022, con una reducción del consumo del 14,0%, seguido del 14,3% en septiembre, el 24,7% en octubre y el 25,0% en noviembre.

El consumo en diciembre de 2022 llegó a 1 575 PJ, lo que indica una disminución menor (-12,6 %) que en meses anteriores, pero luego cayó aún más en enero de 2023 (-22,1 %).

Enero estacionalmente es un mes más frío y con mayor consumo, y aún así, en enero de 2023 (1 534 PJ), la reducción en el consumo fue evidente en comparación con diciembre de 2022 (1 575 PJ) y con enero de 2022 (1 938 PJ), cerró el informe.

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Freeport LNG Development, L.P.

Freeport LNG recibe aprobación para comenzar las operaciones comerciales
Freeport LNG recibe aprobación para comenzar las operaciones comerciales 700 466 GNL GLOBAL

Freeport LNG Development, L.P. (Freeport LNG) anunció este martes, 21 de febrero, que había recibido la aprobación regulatoria para comenzar las operaciones comerciales de la instalación de licuefacción y exportación de gas natural licuado (GNL) de la compañía, ubicada en Texas.

«La autorización de hoy prevé el regreso completo inmediato al servicio de un tren de licuefacción, que ya se reinició, y el reinicio incremental y el regreso completo al servicio de un segundo tren. El reinicio y el regreso al servicio del tercer tren de licuefacción de Freeport LNG requerirán una aprobación regulatoria posterior una vez que se cumplan ciertas condiciones operativas», dijo la compañía en un comunicado.

Freeport LNG anticipa que durante las próximas semanas se producirá un perfil de aumento conservador para establecer una producción de tres trenes de aproximadamente 2.000 millones de pies cúbicos por día a medida que se establezca y mantenga una operación estable de cada tren incremental.

Freeport LNG Development, L.P.
Foto Cortesía Freeport LNG Development, L.P. Las operaciones están utilizando inicialmente dos de los tres tanques de almacenamiento de GNL de Freeport LNG y uno de sus dos atracaderos de GNL, dijo en el comunicado.

Recordemos que, el 9 de febrero, la compañía recibió la aprobación de la la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) para reanudar las actividades de carga de barcos desde las instalaciones del Muelle 1 de LNG. Y el pasado lunes, 13 de febrero, en una presentación ante FERC de EE. UU., Freeport LNG solicitó permiso para poner en operación comercial, lo que llamó la Fase 1 de su plan de reinicio.

La Fase 1 incluía el reinicio completo de los tres trenes de licuefacción de la planta, dos tanques de almacenamiento y un muelle de carga de GNL.

En el marco del anuncio, Michael Smith, fundador, presidente y director ejecutivo de Freeport LNG dijo «Volver a las operaciones de licuefacción es un logro importante para Freeport LNG».

Agregando “Durante los últimos ocho meses, implementamos mejoras en nuestros procesos, procedimientos y capacitación para garantizar operaciones seguras y confiables, y aumentamos significativamente los niveles de personal con una amplia experiencia operativa de GNL y petroquímica para reducir las horas extra, mejorar la excelencia operativa y mejorar la garantía de calidad y el rendimiento del negocio. Ocho meses de diligencia, disciplina y esfuerzos dedicados por parte de nuestros equipos, trabajando en colaboración con las agencias reguladoras y los funcionarios locales, nos han posicionado para reanudar la producción de GNL y comenzar a acelerar el establecimiento seguro de las operaciones comerciales de nuestra instalación de licuefacción”.

Freeport LNG espera que el segundo atracadero de GNL y el tercer tanque de almacenamiento de GNL vuelvan a estar en servicio en mayo.

La semana pasada, tres buques partieron de Freeport LNG luego de cargar el GNL de los tanques de almacenamiento. Estos tres envíos fueron los primeros cargamentos de GNL registrados de la planta desde junio de 2022.

Freeport LNG confirmó en su comunicado que la primera producción de GNL y la carga de barcos desde la instalación comenzaron el 11 de febrero.

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ACE Terminal y Cepsa firman un acuerdo para la importación de hidrógeno verde y amoníaco

ACE Terminal y Cepsa firman un acuerdo para la importación de hidrógeno verde y amoníaco
ACE Terminal y Cepsa firman un acuerdo para la importación de hidrógeno verde y amoníaco 1364 952 GNL GLOBAL

Uniendo fuerzas para crear la cadena de suministro de hidrógeno verde desde España hasta los Países Bajos, Cepsa y ACE Terminal firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU).

La compañía energética española suministrará amoníaco verde a la terminal de importación de ACE prevista en el puerto de Róterdam, para aplicaciones de uso final en la industria después de convertir el amoníaco de nuevo en hidrógeno, o para uso final directo en el transporte marítimo y otras industrias en el noroeste de Europa.

El MoU con Cepsa es el primero de los acuerdos que ACE firma para la importación de hidrógeno verde y amoníaco para crear la terminal de importación de amoníaco verde más grande de Europa.

El acuerdo refuerza el corredor verde del hidrógeno entre el norte y el sur de Europa y supone un importante hito en la estrategia europea para descarbonizar y desarrollar hidrógeno renovable y combustibles sostenibles. Rob Jetten, Ministro de Clima y Energía, que estuvo presente en la firma del MoU en Madrid, dijo: “Este MoU entre Cepsa y ACE Terminal es un gran ejemplo del tipo de colaboraciones que se necesitan y queremos estimular con el nuevo Memorando de Entendimiento en el campo del hidrógeno renovable entre España y los Países Bajos. Constituye un hito significativo para la Estrategia Europea del Hidrógeno en el desarrollo de corredores de hidrógeno entre el sur y el norte de Europa. Esto nos permitirá reducir la dependencia de los combustibles fósiles y alcanzar los objetivos climáticos y de descarbonización de Holanda”.

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AIE: Emisiones de Metano

AIE: Emisiones de metano se mantuvieron obstinadamente altas en 2022
AIE: Emisiones de metano se mantuvieron obstinadamente altas en 2022 2174 1118 GNL GLOBAL

Las emisiones de metano se mantuvieron obstinadamente altas en 2022, incluso cuando los altos precios de la energía hicieron que las acciones para reducirlas fueran más baratas que nunca, dijo recientemente la Agencia Internacional de Energía (AIE) en su informe anual «Global Methane Tracker 2023»

Fuente: IEA, Global methane emissions from the energy sector, 2000-2022, IEA, Paris https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/global-methane-emissions-from-the-energy-sector-2000-2022, IEA. Licence: CC BY 4.0

El informe la AIE muestra que el sector del petróleo y el gas podría reducir las emisiones de potentes gases de efecto invernadero utilizando solo una fracción de sus extraordinarios ingresos de la crisis energética.

La última actualización de la AIE encontró que la industria energética global fue responsable de 135 millones de toneladas de metano liberado a la atmósfera en 2022, solo un poco por debajo de los máximos históricos observados en 2019. «Hoy, el sector energético representa alrededor del 40% de las emisiones totales de metano atribuibles a la actividad humana, sólo superada por la agricultura».

Según la AIE, una combinación de altos precios de la energía, preocupaciones sobre la seguridad del suministro y la incertidumbre económica no fueron suficientes para reducir las emisiones de metano el año pasado.

El metano es responsable de alrededor del 30% del aumento de las temperaturas globales desde la Revolución Industrial. Se disipa más rápido que el dióxido de carbono, pero es un gas de efecto invernadero mucho más potente durante su corta vida útil. Reducir las emisiones de metano es una de las formas más efectivas de limitar el calentamiento global y mejorar la calidad del aire a corto plazo. El informe de este año también incluye las emisiones de metano de las minas de carbón y las medidas para reducirlas a la mitad.

Según la AIE, las emisiones de metano del petróleo y el gas solo podrían reducirse en un 75 % con las tecnologías existentes, lo que pone de relieve la falta de acción de la industria sobre un problema que a menudo es muy barato de abordar. Se necesitaría menos del 3% de los ingresos acumulados por las empresas de petróleo y gas en todo el mundo el año pasado para realizar la inversión de USD 100 000 millones en tecnologías necesarias para lograr esta reducción.

“Nuestro nuevo Global Methane Tracker muestra que se están logrando algunos avances, pero que las emisiones aún son demasiado altas y no disminuyen lo suficientemente rápido, especialmente porque los recortes de metano se encuentran entre las opciones más baratas para limitar el calentamiento global a corto plazo. Simplemente no hay excusa”, dijo el director ejecutivo de la IEA, Fatih Birol.

Agregando “La explosión del gasoducto Nord Stream el año pasado liberó una gran cantidad de metano a la atmósfera. Pero las operaciones normales de petróleo y gas en todo el mundo liberan la misma cantidad de metano que la explosión de Nord Stream todos los días”.

Detener todas las quemas y venteos de metano que no sean de emergencia es la medida más impactante que los países pueden tomar para controlar las emisiones. Actualmente, cada año se pierden en la atmósfera alrededor de 260 mil millones de metros cúbicos (bcm) de metano debido a las operaciones de petróleo y gas. Las tres cuartas partes de esto podrían retenerse y llevarse al mercado utilizando políticas y tecnologías probadas y probadas. El metano capturado equivaldría a más que las importaciones anuales totales de gas de la Unión Europea desde Rusia antes de la invasión de Ucrania.

Los satélites brindan una imagen cada vez más clara de las emisiones de metano y aumentan considerablemente el conocimiento mundial de las fuentes de emisión. El Rastreador Global de Metano de la AIE incorpora sus últimas lecturas junto con datos de otras campañas de medición basadas en la ciencia. Solo en 2022, los satélites detectaron más de 500 eventos de superemisión de operaciones de petróleo y gas y se observaron otros 100 en minas de carbón.

Fuentes de emisiones de metano
Fuente: IEA, Sources of methane emissions, IEA, Paris https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/sources-of-methane-emissions-4918, IEA. Licence: CC BY 4.0

La AIE estima que el sector energético mundial fue responsable de casi 135 millones de toneladas de emisiones de metano en 2022, un ligero aumento con respecto a la cantidad de 2021. Las operaciones de carbón, petróleo y gas natural son responsables cada una de alrededor de 40 Mt de emisiones y casi 5 Mt de emisiones. Fugas del equipo de uso final. Alrededor de 10 Mt de emisiones provienen de la combustión incompleta de bioenergía, en gran parte del uso tradicional de biomasa. El sector energético es responsable de casi el 40% de las emisiones totales de metano atribuibles a la actividad humana, solo superado por la agricultura.

“La liberación incontrolada de metano en la producción de combustibles fósiles es un problema que a veces pasa desapercibido en el debate público”, dijo el Dr. Birol. “Desafortunadamente, no es un problema nuevo y las emisiones siguen siendo obstinadamente altas. Muchas empresas obtuvieron grandes ganancias el año pasado luego de un período turbulento para los mercados internacionales de petróleo y gas en medio de la crisis energética mundial. Los productores de combustibles fósiles deben dar un paso adelante y los formuladores de políticas deben intervenir, y ambos deben hacerlo rápidamente”.

El informe destaca las formas más efectivas de limitar las emisiones de metano de las minas de carbón además de reducir el consumo de carbón. El despliegue de medidas de mitigación debería ser una prioridad, especialmente dado el riesgo de que la demanda de carbón siga siendo alta en los próximos años.

La AIE ha desarrollado una nueva hoja de ruta regulatoria y un conjunto de herramientas para guiar las acciones de los legisladores y las empresas que buscan reducir las emisiones de metano de las minas de carbón. Esto se encuentra junto a publicaciones similares sobre petróleo y gas publicadas en años anteriores que se han convertido en la fuente de referencia para los legisladores y reguladores que buscan desarrollar regulaciones nuevas e impactantes sobre el metano.

Bengalas activas de enero a septiembre de 2022
Imagen: AIE

El Compromiso Global de Metano, lanzado en noviembre de 2021 en la Conferencia sobre Cambio Climático COP26 en Glasgow, marcó un importante paso adelante al unir a los gobiernos sobre este tema. El compromiso ahora tiene alrededor de 150 participantes que se han comprometido colectivamente a reducir las emisiones de metano de las actividades humanas en un 30% para 2030. Esto incluye las emisiones de la agricultura, el sector energético y otras fuentes. Los países que se han unido al compromiso representan actualmente el 55% de las emisiones totales de metano de las actividades humanas y alrededor del 45% del metano de las operaciones de combustibles fósiles. Será fundamental para los participantes formular estrategias y medidas pragmáticas para reducir sus propias emisiones y comprometerse con los países que aún no se han sumado al compromiso.

GNL GLOBAL

Nature Energy

Shell completa la adquisición del productor de gas natural renovable Nature Energy
Shell completa la adquisición del productor de gas natural renovable Nature Energy 1270 738 GNL GLOBAL

Shell Petroleum NV, una subsidiaria de propiedad total de Shell plc (Shell), completó la adquisición del 100% de las acciones de Nature Energy Biogas A/S (Nature Energy).

Recordemos que Shell anunció la firma de un acuerdo para adquirir Nature Energy el pasado 28 de noviembre de 2022.

Con la compra de las acciones de Nature Energy, Shell ha adquirido el mayor productor de gas natural renovable (RNG) en Europa, su cartera de plantas operativas, el suministro de materia prima asociado y la infraestructura, su cartera de proyectos de crecimiento y su experiencia interna en el diseño, construcción y operación de tecnología de planta RNG innovadora y diferenciada.

En un comunicado, Shell dijo que la adquisición respaldaba sus ambiciones de construir una cadena de valor RNG integrada a escala global y aumentar de manera rentable sus ofertas bajas en carbono para clientes en múltiples sectores.

«Nature Energy es un negocio generador de efectivo, y se espera que la adquisición aumente las ganancias de Shell desde la finalización y genere rendimientos de dos dígitos. Shell generará valor adicional en nuestro insuperable acceso a clientes y escala global en nuestras posiciones comerciales y de cadena de suministro» dijo la compañía.

Nature Energy operará como una subsidiaria de propiedad total de Shell, inicialmente bajo su marca actual.

Nature Energy

Nature Energy fue fundada en 1979 como distribuidora de gas natural. La empresa estableció su primera planta de biogás en Dinamarca en 2015 y ahora tiene 14 plantas operativas con infraestructura asociada, acuerdos de materia prima y una producción para 2022 de alrededor de 6,5 millones MMBtu/año (3000 boe/d¹).

Nature Energy


La compañía también tiene una cartera de alrededor de 30 nuevos proyectos de plantas en Europa y América del Norte. Más de un tercio de estos proyectos se encuentran en una etapa de desarrollo medio a tardío en Dinamarca, los Países Bajos y Francia y podrían generar hasta 9,2 millones MMBtu/año (4400 boe/d) para 2030, sujeto a futuras decisiones finales de inversión y aprobaciones regulatorias relevantes. .

Esta transacción se ajusta a la estrategia Powering Progress de Shell para acelerar su transición energética y se absorberá dentro de nuestro rango de capital para 2023 de USD 23-27 mil millones.

RNG, también conocido como biometano, es químicamente idéntico al gas natural convencional y se puede utilizar en la infraestructura de transmisión y distribución existente. Esto lo convierte en una opción competitiva para ayudar a descarbonizar múltiples sectores difíciles de reducir, incluidos el transporte comercial por carretera, la marina, la calefacción y la industria pesada. Los beneficios de sostenibilidad se amplifican con el procesamiento y uso de metano que, de otro modo, podría liberarse a la atmósfera a partir de la descomposición de subproductos y desechos orgánicos.

Shell tiene un negocio de producción de RNG existente en América del Norte, con un sitio operativo y tres en construcción. Shell también tiene una cartera comercial de RNG existente en Europa, a la que esta adquisición agregará nuevos volúmenes y respaldará los esfuerzos de Shell para hacer la transición de su creciente base de clientes europeos de GNL a BioLNG, con un suministro destinado a abarcar clientes de carretera, marinos y otros.

Cero Emisiones

Shell ha dicho que tiene el objetivo de convertirse en una empresa de energía con cero emisiones netas para 2050.

En octubre de 2021, la compañía estableció un objetivo adicional para reducir las emisiones absolutas sobre una base neta bajo control operativo en un 50 % para 2030, en comparación con los niveles de 2016.

GNL GLOBAL

QatarEnergy anunció este lunes que se hará cargo de todas las actividades de marketing y relacionadas actualmente gestionadas por Qatargas Operating Company Limited (Qatargas).

QatarEnergy se encangará de todas las actividades de marketing de Qatargas
QatarEnergy se encangará de todas las actividades de marketing de Qatargas 1278 1212 GNL GLOBAL

QatarEnergy anunció este lunes que se hará cargo de todas las actividades de marketing y relacionadas actualmente gestionadas por Qatargas Operating Company Limited (Qatargas).

Según indicó la empresa, la alineación reforzada de las actividades de comercialización de gas natural licuado (GNL) dentro de QatarEnergy aprovechará un conjunto combinado de capacidades técnicas, comerciales y financieras de ambas organizaciones para crear un centro mejorado de excelencia para la comercialización y venta de todos los productos energéticos exportados desde el Estado de Qatar.

Se espera que la integración de tales actividades en QatarEnergy se complete a fines de 2023.

Comentando en esta ocasión, Saad bin Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado para Asuntos Energéticos, Presidente y Director Ejecutivo de QatarEnergy dijo: “La integración de las actividades de comercialización de GNL en QatarEnergy es una decisión estratégica tomada como parte de su viaje de crecimiento y reafirma nuestro compromiso de brindar excelencia en todo lo que hacemos. También tiene como objetivo fortalecer aún más la oferta global de GNL del Estado de Qatar a nuestros clientes y permitirnos proporcionar una interfaz unificada de clientes y partes interesadas con mayor valor”.

Agregando “Este movimiento lleva a QatarEnergy un paso más cerca de lograr nuestra visión de convertirnos en una de las mejores compañías de energía del mundo, y estamos agradecidos por el apoyo que nuestros socios internacionales de confianza nos han brindado para cumplir con esta iniciativa estratégica crítica. No hace falta decir que garantizaremos la continuidad del negocio y una transición fluida, durante la cual Qatargas seguirá cumpliendo todos sus compromisos sin interrupciones”.

QatarEnergy gestiona actualmente la comercialización y venta de todos los productos producidos para la exportación por su grupo de empresas/filiales, a excepción de GNL y Helio.

Una vez que se concluya la integración antes mencionada, QatarEnergy será el único punto de responsabilidad para todos los clientes existentes y potenciales interesados en la compra de productos energéticos del Estado de Qatar y podrá proporcionar una oferta diversificada de productos y servicios con una cartera integrada superior.

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Precios del gas TTF

Precios del gas natural en Europa caen a mínimos de 18 meses
Precios del gas natural en Europa caen a mínimos de 18 meses 1494 880 GNL GLOBAL

Los precios del gas natural en Europa han caído a su nivel más bajo en casi 18 meses en la última señal de que la región ha evitado una crisis energética muy temida.

Los precios de referencia del gas al por mayor cayeron casi un 5% el viernes para alcanzar los 49 euros (52 dólares) por megavatio hora, su nivel más bajo desde septiembre de 2021 y una fracción del máximo histórico de 320 euros alcanzado en agosto del año pasado, según datos de Independent Commodity.

Es un cambio notable para un continente que, hace solo unos meses, enfrentó escasez y posibles apagones cuando Rusia, que alguna vez fue su mayor proveedor, redujo drásticamente las exportaciones de gas a Europa en represalia por las sanciones de la UE por su guerra en Ucrania.

La caída de los precios reducirá aún más el riesgo de una recesión en Europa.

Los precios se han visto reducidos por el clima inusualmente cálido de este invierno, así como por los enormes esfuerzos de la región para conservar el gas, encontrar proveedores alternativos y llenar sus instalaciones de almacenamiento.

Los almacenamientos de gas en toda la Unión Europea estaban llenas en un 65% el jueves, según Gas Infrastructure Europe, un organismo de la industria. Eso está muy por encima del 45% que promedió la UE en este punto en los cinco años hasta 2022.

El bloque también ha aumentado las importaciones de gas natural por tubería de Noruega y de gas natural licuado (GNL), principalmente de Estados Unidos y Qatar.

“Parece que Europa se ha destetado con éxito del gas ruso”, dijo a CNN Henning Gloystein, director de energía, clima y recursos de Eurasia Group.

«Sigue siendo relativamente caro, en comparación con el promedio a largo plazo anterior a la crisis, pero los niveles de precios actuales ya no reflejan un riesgo de escasez, como ocurrió gran parte del año pasado».

Salomon Fiedler, economista del banco Berenberg, dijo en una nota el viernes que esperaba que Europa evitara una crisis energética el próximo invierno si, bajo temperaturas promedio, mantiene sus niveles actuales de importación de proveedores no rusos; el consumo de gas se mantiene un 20% por debajo de los niveles medios; y la producción de gas doméstico se mantiene igual.

“En el peor de los casos, una combinación de falta de suministros rusos, clima más frío y ahorros [de gas] significativamente reducidos, de solo el 10%, expondría a la UE a un riesgo de escasez el próximo invierno”, dijo, aunque esto es un “ combinación improbable.”

Compitiendo con china

Pero la demanda de gas en China podría volver con fuerza este año, endureciendo el mercado mundial de GNL y ejerciendo una presión alcista sobre los precios.

La segunda economía más grande del mundo abandonó su estricta política de cero covid en diciembre después de más de tres años, aumentando las estimaciones de crecimiento económico mundial y las expectativas de consumo de energía a medida que sus ciudadanos comienzan a gastar y viajar nuevamente.

“Europa está en una posición mucho mejor de lo que se temía hace solo unos meses”, dijo a CNN Massimo Di Odoardo, vicepresidente de investigación de gas y GNL en Wood Mackenzie. “Pero es solo a partir de 2025, cuando un suministro sustancial de GNL comenzará a llegar al mercado, que los precios europeos podrían volver a algún tipo de normalidad”.

Fuente: CNN

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IEA Fatih Birol

Birol advierte sobre un suministro de energía más ajustado para el próximo invierno
Birol advierte sobre un suministro de energía más ajustado para el próximo invierno 790 452 GNL GLOBAL

El jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol, advirtió sobre la posible escasez de energía el próximo invierno, ya que relativamente poco nuevo gas natural licuado (GNL) llegará al mercado, mientras que se espera que el consumo de China aumente este año.

Los gobiernos europeos tomaron muchas decisiones correctas durante el último año para garantizar el suministro de energía, como la construcción de más terminales de GNL para reemplazar las entregas de gas ruso por gasoducto, dijo Birol a Reuters al margen de la Conferencia de Seguridad anual de Munich el sábado.

Pero también tuvieron suerte, dijo, con un invierno suave que redujo la demanda, mientras que la debilidad económica en China provocó la primera caída en el consumo allí en 40 años.

«Para este invierno es correcto decir que estamos fuera de peligro. Si no hay sorpresas de última hora, deberíamos salir adelante… tal vez con algunos moretones aquí y allá», dijo Birol. «Pero la pregunta es… ¿qué pasará el próximo invierno?»

Este año se esperan 23 mil millones de metros cúbicos (bcm) adicionales de GNL, dijo Birol, y agregó que incluso con solo un pequeño aumento en la producción económica a medida que disminuyen las restricciones pandémicas, China probablemente tragaría el 80% del gas adicional.

«Aunque tenemos suficientes terminales de importación de GNL, es posible que no haya suficiente gas para importar y, por lo tanto, no será fácil el próximo invierno para Europa», dijo, y señaló que esto probablemente haría subir los precios nuevamente.

“No está bien estar relajado, no está bien ahora celebrar”.

Incluso con un impulso renovado para desarrollar nuevos campos de gas, pasarían años antes de que entraran en funcionamiento, dijo.

Por lo tanto, los hogares y las empresas deben continuar los esfuerzos para reducir el uso de gas, mientras que la producción de energía renovable debe expandirse más rápido, dijo.

Klaus Mueller, jefe de la agencia de redes alemana que regula los mercados de gas y electricidad, en una entrevista con Deutschlandfunk el domingo también dijo que no podía excluir una posible escasez de gas el próximo invierno, especialmente porque Alemania ahora tendría que llenar las instalaciones de almacenamiento sin gas ruso.

«Podemos manejarlo, pero realmente tendremos que hacer un gran esfuerzo», dijo, y agregó que sería bueno no dejar que los niveles de almacenamiento caigan demasiado por debajo del 71,52% actual.

En la entrevista, Birol también advirtió a los países que habían decidido eliminar gradualmente la energía nuclear que reconsideraran si este era el mejor momento para hacerlo, diciendo que la extensión temporal de las últimas plantas nucleares de Alemania hasta abril, por ejemplo, era un paso en la dirección correcta.

«Necesitamos todas las fuentes de energía para ayudarnos durante el próximo invierno», dijo.

Fuente: Reuters

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Mapa de Surinam

TotalEnergies acumula ‘recursos sustanciales’ para el desarrollo potencial de petróleo en Surinam
TotalEnergies acumula ‘recursos sustanciales’ para el desarrollo potencial de petróleo en Surinam 624 400 GNL GLOBAL

El gigante energético francés TotalEnergies y su socio APA Corporation completaron la perforación y una prueba de flujo en un pozo de evaluación en el Bloque 58 en alta mar de Surinam, encontrando petróleo y agregando recursos potenciales adicionales para establecer un centro de desarrollo de petróleo.

El socio de TotalEnergies, APA Corporation, anunció los resultados de las pruebas de flujo y perforación del pozo de evaluación Sapakara South-2 (SPS-2), el segundo pozo de evaluación para probar el descubrimiento previamente anunciado el miércoles 8 de febrero de 2023. Este pozo está ubicado aproximadamente 4,6 kilómetros o 3 millas al sur del pozo de evaluación Sapakara South-1 (SPS-1).

John J. Christmann IV, director ejecutivo y presidente de APA, comentó: “Los resultados de las pruebas de flujo y perforación SPS-2 son consistentes con nuestras expectativas previas a la perforación, confirman nuestros modelos geológicos, geofísicos y de yacimiento y, lo que es más importante, agregan recursos sustanciales hacia un desarrollo potencial.”

Según APA Corporation, el SPS-2 encontró aproximadamente 36 metros o 118 pies de arena petrolífera neta en un yacimiento Campano-Maastrichtiano de alta calidad. La firma dice que los datos recopilados de la prueba de flujo y la posterior acumulación de presión indicaron recursos conectados incrementales de más de 200 millones de barriles (MMbbls) de petróleo en el lugar.

El pozo de evaluación se perforó con el buque de perforación Maersk Valiant (ahora llamado Noble Valiant). El Noble Valiant construido en 2013 es un buque de perforación de séptima generación de alta especificación con capacidad de perforación de presión gestionada integrada. El buque de perforación ha estado operando para TotalEnergies costa afuera de Surinam desde marzo de 2021.

Además, APA afirma que la actividad de la plataforma está en curso y se centra en la perforación de dos pozos de evaluación en el descubrimiento de Krabdagu, que se encuentra aproximadamente a 17 kilómetros o 11 millas al este de Sapakara. Mientras Krabdagu-2 se está perforando actualmente, la compañía anticipa que Krabdagu-3 comenzará a perforar en febrero con una segunda plataforma de perforación.

TotalEnergies es el operador del Bloque 58 con una participación activa del 50 por ciento, mientras que APA, como su socio, posee el 50 por ciento restante.

Fuente: OGV Energy

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