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Mapa de Brasil

BNDES dice que no va a financiar el gasoducto de Argentino

BNDES dice que no va a financiar el gasoducto de Argentino 624 400 GNL GLOBAL

En una primera visita oficial a Argentina, el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, afirmó el interés de los empresarios, el gobierno brasileño y el el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) en financiar el gasoducto argentino de Vaca Muerta. Sin embargo, la entidad financiera anunció que sus recursos se destinarán sólo a empresas locales, dejando en suspenso, el financiamiento para el segundo tramo del gasoducto en Vaca Muerta.

La oficina de prensa del BNDES informó, a través de una nota, que aún espera detalles sobre las propuestas.

“Los discursos del presidente Lula son muy bienvenidos y valoran al BNDES”, afirmó el texto de la nota. “La nueva junta directiva del Banco esperará el regreso de la delegación brasileña para obtener más información sobre asociaciones, referencias y eventuales participaciones en proyectos”.

De acuerdo con el portal La Política Online, apenas unas horas después que Lula dejó Argentina se supo que el BNDES no aportaría los 689 millones de dólares necesarios para construir el segundo tramo del gasoducto de Vaca Muerta, como había anunciado la secretaria de Energía, Flavia Royón.

Según el diario, Lula y Alberto firmaron acuerdos en los cuales se instruían a equipos de trabajo a avanzar en acciones comunes a través del BNDES, el BICE y el Banco Nación, con el objetivo de financiar el comercio exterior y aumentar la capacidad de préstamos de los bancos de desarrollo latinoamericanos a través de sinergias entre la CAF y el FONPLATA.

Sin embargo, el banco brasileño informó que no tiene previsto financiar obras de infraestructura en el exterior, destacando que sus esfuerzos financieros estarán dirigidos específicamente a apalancar la exportación de productos y bienes en Brasil.

En una nota distribuida en los medios, el BNDES dijo que cualquier cambio en esa política «necesariamente» pasará por el Tribunal Federal de Cuentas (TCU) .

El anuncio del BNDES parece atender razones de política interna, porque para Brasil la concreción del segundo tramo del gasoducto de Vaca Muerta implica financiar importaciones y obtener gas argentino a precios más competitivos que los que ofrece Bolivia. De manera que, es muy razonable que estén interesados en que se extienda el gasoducto que podría llevar el más barato gas de Vaca Muerta al corazón industrial paulista, detalló el diario.

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New Fortress Energy

Subsidiaria de NFE sleccionada para administrar el sistema de generación de energía de Puerto Rico

Subsidiaria de NFE sleccionada para administrar el sistema de generación de energía de Puerto Rico 512 512 GNL GLOBAL

New Fortress Energy anunció que, su subsidiaria, Genera PR LLC, administrada de forma independiente de NFE, había sido seleccionada por la Autoridad de Asociaciones Público-Privadas de Puerto Rico (P3A) para una operación de 10 años y Contrato de Mantenimiento con la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE).

Con sede en San Juan, Puerto Rico, Genera es un proveedor de servicios de energía y energía fundado por NFE para apoyar la transición de Puerto Rico hacia una energía limpia, asequible y confiable.

Según el Acuerdo, Genera operará, mantendrá, desmantelará y modernizará el sistema de generación de energía térmica propiedad de la AEE de aproximadamente 3,600 MW después de un período de movilización.

En esta función, Genera administrará el presupuesto operativo, los contratos de combustible y los fondos federales para la flota de generación en nombre de la AEE.

“Todos los puertorriqueños merecen acceso a energía limpia, confiable y de bajo costo”, dijo Wes Edens, presidente y director ejecutivo de NFE.

Agregando, “A medida que se realizan grandes inversiones para modernizar la red de Puerto Rico y hacer la transición a la energía renovable, esta asociación proporcionará ahorros de costos significativos para los consumidores y las empresas, mejorará la confiabilidad y reducirá el impacto ambiental de un sistema de generación térmica obsoleto. Creemos que la transformación de Puerto Rico a las energías renovables con el apoyo de combustibles bajos en carbono será un modelo para los mercados de todo el mundo y un importante paso adelante en la misión de nuestra empresa”.

Genera fue seleccionada por la P3A luego de un proceso competitivo que inició en mayo de 2020 en cumplimiento con el requisito establecido por la Ley 120-2018 (Ley de Transformación del Sistema Eléctrico de Puerto Rico).

La selección se realizó sobre la base de amplios criterios de calificación, que incluyeron experiencia operativa, experiencia técnica, enfoque y metodología y ahorros de costos estimados. El contrato ha recibido todas las aprobaciones reglamentarias necesarias del gobierno de Puerto Rico, la Junta de Supervisión Fiscal y el Negociado de Electricidad de Puerto Rico.

Con este paso histórico, Puerto Rico garantiza la continuidad de la transformación del sistema eléctrico de la isla y la transición hacia la integración de las fuentes de energía renovable según lo establece el Plan Integrado de Recursos (PIR) y la política energética pública de Puerto Rico.

“Esta alianza público-privada marca un hito en la historia energética de la isla”, dijo el Director Ejecutivo del P3A, Fermín Fontanés Gómez. “Hoy logramos el cumplimiento total con el requisito de la Ley 120, para ofrecerle a Puerto Rico la oportunidad de tener un sistema de energía eléctrica en el que la ciudadanía pueda confiar. Tras este proceso que duró más de dos años, podemos asegurar que cada vez estamos más cerca de alcanzar las metas establecidas en el IRP, para seguir avanzando hacia un modelo de generación de energía basado en recursos renovables. Este objetivo tendrá un impacto en nosotros, pero lo que es más importante, también afectará a las generaciones futuras”.

Durante los próximos meses, Genera trabajará de cerca con el gobierno de Puerto Rico y la AEE en la fase de movilización para transferir operaciones e incorporar la fuerza laboral operativa existente de la AEE.

Las características clave de la propuesta de Genera seleccionada por la P3A incluyen:

  • Ahorros significativos en costos para el beneficio de los contribuyentes de Puerto Rico a través de la administración de combustible y operaciones optimizadas
  • Mayor confiabilidad y eficiencia en todo el sistema de generación con un enfoque en energía distribuida y microrredes
  • Retiro de plantas de energía obsoletas mientras se garantiza que haya una generación confiable, de bajo costo y más limpia en los centros de carga para respaldar la transición a las energías renovables.
  • Compromiso con la contratación local y planes para reclutar, capacitar e incentivar a los empleados

GNL GLOBAL

Sempra anuncia asociación estratégica con ConocoPhillips para proyecto Port Arthur LNG

Sempra Infraestructura y PKN ORLEN firman acuerdo para comprar 1 MTPA de Port Arthur LNG

Sempra Infraestructura y PKN ORLEN firman acuerdo para comprar 1 MTPA de Port Arthur LNG 1920 1078 GNL GLOBAL

Sempra Infraestructura, una subsidiaria de Sempra, anunció hoy la firma de un contrato de compraventa (SPA) a largo plazo con PKN ORLEN S.A., que recientemente adquirió la compañía polaca de petróleo y gas (PGNiG), para el suministro de gas natural licuado (GNL) del proyecto Port Arthur LNG Fase 1 en desarrollo en el condado de Jefferson, Texas.

Bajo el SPA, PKN ORLEN acordó comprar aproximadamente 1 millón de toneladas por año (Mtpa) de GNL del proyecto Port Arthur LNG Fase 1 de forma gratuita durante 20 años.

Con este acuerdo, la capacidad de extracción de GNL proyectada para el proyecto de la Fase 1 ahora está totalmente suscrita en virtud de acuerdos vinculantes a largo plazo, indicó Sempra en su comunicado.

Sempra anuncia asociación estratégica con ConocoPhillips para proyecto Port Arthur LNG
Proyecto Port Arthur LNG. Cortesía de Sempra Infraestructura

«Estamos entusiasmados de asociarnos con PKN ORLEN, el grupo energético más grande de Europa Central, ya que continúan buscando suministros diversos a largo plazo de fuentes de energía seguras», dijo Justin Bird, director ejecutivo de Sempra Infrastructure. «Con la capacidad de compra a largo plazo para la Fase 1 ahora vendida bajo acuerdos vinculantes, esperamos llegar a FID a finales de este trimestre y comenzar la construcción del proyecto Port Arthur LNG Fase 1 para ayudar a satisfacer la creciente demanda de GNL en Europa y el resto del mundo.»

«Estamos encantados de celebrar este acuerdo a largo plazo con Sempra Infrastructure. Este es un paso importante hacia el fortalecimiento de la posición de PKN ORLEN como piedra angular de la seguridad del suministro de crudo y combustible en Europa Central y del Este», dijo Daniel Obajtek, CEO de PKN ORLEN.

«Ya el año pasado, durante una situación muy tensa en el mercado energético de la UE, Estados Unidos se convirtió en uno de los principales proveedores de gas natural a Polonia. Al establecer una asociación con Sempra Infraestructura, estamos aumentando la diversificación de nuestra cartera de importaciones y están asegurando volúmenes adicionales de gas natural, que se utilizarán tanto para satisfacer las necesidades de los clientes polacos como para mejorar la presencia de PKN ORLEN en el mercado energético internacional».

Sempra Infraestructura ha anunciado previamente que ha celebrado acuerdos a largo plazo con ConocoPhillips, INEOS, ENGIE y RWE para la venta y compra de GNL del proyecto Fase 1 propuesto. En conjunto, la Fase 1 de Port Arthur LNG ahora está totalmente suscrita con 10,5 Mtpa en virtud de acuerdos vinculantes a largo plazo. La compañía está enfocada en completar los pasos restantes necesarios para lograr su objetivo de tomar una decisión final de inversión para el proyecto Port Arthur LNG Fase 1 en el primer trimestre de 2023, con las primeras entregas de carga previstas para 2027.

Se permite que el proyecto Port Arthur LNG Fase 1 incluya dos trenes de licuefacción de gas natural y tanques de almacenamiento de GNL e instalaciones asociadas capaces de producir, en condiciones óptimas, hasta aproximadamente 13,5 Mtpa de GNL. Un proyecto Port Arthur LNG Fase 2 de tamaño similar también está posicionado competitivamente y bajo marketing y desarrollo activos.

El desarrollo de los proyectos de GNL de Port Arthur depende de la finalización de los acuerdos comerciales requeridos, la obtención y/o el mantenimiento de todos los permisos necesarios, la obtención de financiamiento y la toma de una decisión final de inversión, entre otros factores.

Acerca de PKN ORLEN

PKN ORLEN es una empresa integrada de múltiples servicios públicos que opera en Europa Central y Canadá. Proporciona energía y combustible a más de 100 millones de europeos, mientras que sus productos avanzados se comercializan en más de 90 países en 6 continentes.

PKN ORLEN busca fortalecer su posición de líder regional en transición energética mediante la implementación de tecnologías limpias y sostenibles, así como la generación de energía a partir de fuentes de baja y cero emisiones. Las acciones de la compañía están impulsadas por un objetivo estratégico de alcanzar la neutralidad de emisiones para 2050.

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Gorgon LNG

Chevron planea mantenimiento en Gorgon LNG en abril y mayo

Chevron planea mantenimiento en Gorgon LNG en abril y mayo 800 471 GNL GLOBAL

Chevron Corp dijo que realizará un mantenimiento en su planta de gas natural licuado (GNL) de Gorgon frente a Australia Occidental entre abril y mayo de 2023.

Gorgon LNG
Gorgon LNG cortesía Chevron

De acuerdo con un comunicado en su pagina web, se espera que la planta realice el mantenimiento del 22 de abril al 28 de mayo, cuando se planea cerrar más de la mitad de un tren, o unidad de producción, aunque no más de un tren completo, se indicó.

La planta australiana de exportación de GNL, Gorgon LNG, posee tres trenes con una capacidad total combinada para exportar hasta 15,6 millones de toneladas al año.

Fuente: Reuters

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Mapa de Argentina

Argentina cierra el 2022 con un récord en la producción de petróleo

Argentina cierra el 2022 con un récord en la producción de petróleo 624 400 GNL GLOBAL

La Secretaria de Energía de Argentina, Flavia Royon, dijo este martes que el volumen de petróleo no convencional producido por ese país en 2022 alcanzó los 282 mil barriles diarios, registrando el pico más alto de su historia.

Según destacó, los números de la producción de petróleo correspondientes al último mes de diciembre del 2022 expresaron el sostenido incremento de la actividad en la Argentina.

Durante el mes de diciembre, el país alcanzó un nivel de producción de 622.500 barriles diarios, esto representó un incremento de 0,8% con respecto a noviembre y un aumento del orden del 11,2 % en la comparación interanual para diciembre. Asimismo, el volumen producido en diciembre, registra el mayor nivel de producción total alcanzado desde el año 2009.

La otra dimensión destacable, de acuerdo con la Secretaria de Energía, es que, de ese total es la participación del petróleo no convencional en esta escalada productiva. En particular, se indicó que el shale oil contribuyó con 282.400 barriles diarios y marcó un nuevo récord histórico.

El volumen del no convencional fue 2,1% superior al del mes inmediatamente anterior y cristalizó un incremento de 32,9% respecto a la producción del mismo mes en 2021.

“Fuimos elevando la vara mes a mes y rompiendo récord de producción no convencional durante todo el año y este diciembre que pasó no fue la excepción. Junto al Ministro Sergio Massa estamos convencidos que las subas en los volúmenes de petróleo (no convencional) potencian la cadena de valor, generando más empleo genuino y mayor ingreso de divisas para el país”, dijo.

Estos números reflejan la consolidación del aporte de la producción no convencional al conjunto de la actividad hidrocarburífera de la Argentina, que representó un 45% de la producción de petróleo total.

A su vez, dentro de esa participación, sigue ascendiendo la actividad proveniente de la formación Vaca Muerta: con 276.500 barriles diarios alcanzó un incremento de 2,3% respecto de noviembre último y conformó un alza del 33,9% en relación a diciembre de 2021.

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Mapa de Trinidad y Tobago

EEUU otorga licencia a Trinidad y Tobago para desarrollar campo de gas en costas venezolanas

EEUU otorga licencia a Trinidad y Tobago para desarrollar campo de gas en costas venezolanas 624 400 GNL GLOBAL

El Departamento del Tesoro de EE. UU. otorgó una licencia a Trinidad y Tobago para desarrollar un importante campo de gas ubicado en aguas territoriales venezolanas, dijo el martes un alto funcionario de la administración Biden, marcando una mayor relajación de algunas sanciones. sobre Venezuela.

Con el objeto de mejorar la seguridad energética regional del Caribe, la licencia, emitida a pedido de Trinidad y Tobago, significa que la nación insular podrá reanudar los negocios relacionados con el campo de gas Dragón con la petrolera estatal venezolana PDVSA, que está fuertemente sancionada, dijo a Reuters el alto funcionario estadounidense.

El primer ministro Keith Rowley, hablando en una conferencia de prensa en Puerto España, dijo que Trinidad espera obtener acceso a 350 millones de pies cúbicos de gas por día del campo Dragón.

Rowley, que solicitó la licencia a mediados de 2022, obtuvo la aprobación después de discutirla con altos funcionarios estadounidenses, incluido el presidente estadounidense Joe Biden, y al mismo tiempo mantuvo abierto un canal de comunicación con el presidente venezolano, Nicolás Maduro

Un alto funcionario estadounidense, que habló con Reuters bajo condición de anonimato, dijo que «al régimen de Maduro no se le permitirá recibir ningún pago en efectivo de este proyecto» y que todas las sanciones estadounidenses restantes se mantendrán sin cambios y se aplicarán.

La decisión fue el resultado de una amplia diplomacia entre la vicepresidenta Kamala Harris y los líderes del Caribe en un esfuerzo por garantizar la seguridad energética regional y reducir la dependencia de los recursos de otras naciones, incluida Rusia, dijo el funcionario.

«El vicepresidente de EE. UU. ha sido un oyente cuidadoso y comprometido», dijo el primer ministro Rowley.

PDVSA ha encontrado reservas de 4,2 billones de pies cúbicos (TCF) en el campo Dragón, en el lado venezolano de su frontera marítima con Trinidad. El proyecto se dirigía a la producción hace más de una década, pero se estancó por la falta de capital y socios, así como por las sanciones.

Bajo las sanciones de EE. UU., las empresas y los gobiernos deben obtener autorización del Departamento del Tesoro de EE. UU. para hacer negocios con PDVSA. La administración del presidente Joe Biden ha otorgado solo unas pocas licencias de este tipo desde que asumió el cargo en enero de 2021.

La licencia sigue a una ronda de negociaciones en noviembre entre el gobierno socialista de Maduro y la oposición, con el objetivo de encontrar un camino hacia nuevas elecciones. Pero Maduro, cuya reelección de 2018 fue ampliamente ridiculizada por los gobiernos occidentales como una farsa, se ha resistido a enviar a su equipo negociador de vuelta a la mesa desde entonces.

Los socios estadounidenses en el Caribe han pedido ayuda para hacer frente a los precios más altos de la energía tras la invasión rusa de Ucrania el año pasado.

“El vicepresidente le transmitió al primer ministro que el Departamento del Tesoro tomaría medidas para ayudar a satisfacer las necesidades energéticas a largo plazo de la región”, dijo un comunicado de la oficina de Harris, refiriéndose a una llamada el martes con el primer ministro de Trinidad, Keith Rowley.

La licencia permitirá a PDVSA, Shell y Trinidad planificar y desarrollar en conjunto un proyecto de exportación de gas luego de acordar los detalles pendientes en los próximos días. Una parte del gas resultante debe exportarse a Jamaica y República Dominicana, según los términos de la licencia de dos años, dijo Rowley.

Trinidad es el mayor exportador de gas natural licuado (GNL) de América Latina, con una capacidad instalada para procesar 4200 millones de pies cúbicos por día (bcfd) en GNL, petroquímicos y energía. Sin embargo, su producción de gas está justo por debajo de los 3 bcfd.

Incluso con la concesión de Washington a la solicitud de Trinidad, podría llevar años de inversión y desarrollo llevar el gas venezolano a Trinidad e impulsar el GNL a Europa, dicen los expertos.

Además, sin pagos autorizados a Venezuela, podría ser difícil para Trinidad llegar a un acuerdo con Caracas.

“A pedido del Gobierno de Trinidad y Tobago, el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos emitió una licencia específica para permitir que Trinidad y Tobago desarrolle el campo de gas Dragon”, dijo el alto funcionario de la administración.

Pero, agregó el funcionario, “la política de Estados Unidos hacia Venezuela no ha cambiado y seguimos aplicando las sanciones y restricciones que siguen vigentes”.

En noviembre, Estados Unidos emitió una licencia de seis meses a Chevron, autorizándola a asumir un papel más amplio en cuatro empresas conjuntas venezolanas que producen, procesan y exportan petróleo, y a llevar su petróleo a Estados Unidos.

La licencia de Chevron está destinada a reabrir algunos flujos de petróleo que fueron cerrados por las sanciones de Estados Unidos hace casi cuatro años. La licencia fue uno de los primeros pasos significativos de Washington para aliviar las sanciones como un incentivo para que Caracas trabaje con los líderes de la oposición en una elección presidencial a fines de 2023.

Fuente: Reuters

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Mapa de los Estados Unidos

Gas natural en EE. UU. sube un 9% luego de anuncio de solicitud de Freeport LNG y pronóstico de clima más frío

Gas natural en EE. UU. sube un 9% luego de anuncio de solicitud de Freeport LNG y pronóstico de clima más frío 623 400 GNL GLOBAL

Los futuros de gas natural de EE. UU. subieron alrededor de un 9 % el lunes desde un mínimo de 19 meses en la sesión anterior debido a la solicitud de Freeport LNG de comenzar el proceso de reinicio de su planta de exportación de gas natural licuado (GNL) en Texas y a las previsiones de un clima más frío y una mayor calefacción. demanda durante las próximas dos semanas de lo que se esperaba anteriormente.

Freeport LNG, el segundo exportador más grande de GNL de EE. UU., dijo que había completado las reparaciones en su planta y solicitó permiso a los reguladores de EE. UU. para tomar las primeras medidas para reiniciar la instalación inactiva por incendios.

Freeport ya retrasó la fecha de reinicio planificada de la planta muchas veces de octubre a noviembre a diciembre y más recientemente a enero. Su regreso al servicio impulsará la demanda de gas y es probable que los precios aumenten.

La instalación, que cerró en un incendio el 8 de junio de 2022, puede extraer alrededor de 2100 millones de pies cúbicos por día (bcfd) de gas y convertirlo en GNL cuando funciona a plena potencia. Eso es alrededor del 2% de la producción diaria de EE. UU.

Los futuros de gas del mes anterior NGc1 para entrega en febrero subieron 27,3 centavos, o un 8,6%, para ubicarse en 3,447 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu). El viernes, el contrato cerró en su nivel más bajo desde el 10 de junio de 2021.

El contrato del primer mes salió del territorio técnicamente sobrevendido por primera vez en cuatro días, en camino a su mayor ganancia porcentual diaria desde principios de noviembre, cuando subió alrededor del 9,7%.

Las acciones en circulación del U.S. Natural Gas Fund UNG, un fondo cotizado en bolsa (ETF) diseñado para rastrear el movimiento diario del precio del gas, alcanzaron los 55,2 millones el viernes, su cuarto récord consecutivo, según datos de Refinitiv.

Las compras de UNG en lo que va del año ya han alcanzado tres de las 10 mayores compras diarias de acciones registradas.

Con la llegada del clima más frío, Refinitiv pronosticó que la demanda de gas de EE. UU., incluidas las exportaciones, aumentaría de 130,8 bcfd esta semana a 139,9 bcfd la próxima semana. Esos pronósticos fueron más altos que la perspectiva de Refinitiv el viernes.

Los comerciantes dijeron que la mayor incertidumbre en el mercado sigue siendo cuándo regresará la planta de Freeport.

Aunque los buques se han alejado de Freeport en las últimas semanas, varios petroleros estaban esperando en el Golfo de México para recoger GNL de la planta, incluido Prism Diversity desde alrededor del 28 de octubre, Prism Courage desde alrededor del 4 de noviembre y Prism Agility desde alrededor 2 de enero. Corcovado LNG, que estaba esperando cerca de Freeport, regresó a las afueras de la planta durante el fin de semana.

En otras noticias sobre GNL, se esperaba que Cadiz Knutsen llegara a la terminal CEG.O Everett LNG de Constellation Energy Corp en Massachusetts durante uno o dos días con un cuarto cargamento de combustible superenfriado desde Trinidad este invierno. Cadiz Knutsen también entregó GNL a Everett en noviembre y diciembre y principios de enero.

Fuente: Reuters

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GIIGNL

Industria del GNL adopta el Marco MRV para emisiones desarrollado por el GIIGNL

Industria del GNL adopta el Marco MRV para emisiones desarrollado por el GIIGNL 700 371 GNL GLOBAL

La industria del Gas Natural licuado (GNL) está progresando en la adopción del marco integral desarrollado por el Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (GIIGNL) destinado a promover la cuantificación verificada y consistente de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en función de los estándares y metodologías establecidos, anunció hoy el Grupo.

El anuncio sigue a la entrega por parte de Shell Eastern LNG de un cargamento piloto de GNL neutral en GEI desde el Proyecto Gorgon en Australia a CPC Corporation, Taiwán, que está alineado con el Marco de Monitoreo, Informe y Verificación (MRV) y GHG Neutral de GIIGNL lanzado en noviembre de 2021.

DE acuerdo con el GIIGNL, el marco crea una práctica transparente para declarar cargas neutrales en GEI a través de una declaración de carga verificada de forma independiente que establece tanto las emisiones como las compensaciones.

Steve Hill, EVP Energy Marketing, Shell declaró: “Este envío piloto nos ha ayudado a aprender sobre la mejor manera de utilizar esta herramienta integral para aumentar la transparencia y precisión en la cuantificación y el informe de las emisiones asociadas con los cargamentos de GNL. Estamos muy agradecidos con nuestro socio a largo plazo CPC Corporation, Taiwán, por su interés y colaboración en esta fase piloto. Estamos trabajando con otros socios para desarrollar nuestra comprensión sobre su adopción”.

Shun-Chin LEE, presidente de CPC Corporation, Taiwán, declaró: “Es un gran placer recibir la carga de prueba en el marco de GIIGNL. Este es un paso importante para mejorar la transparencia y la responsabilidad del GNL neutral en GEI y es un paso adelante no solo para nosotros sino para la industria del GNL en su conjunto. La demanda de abordar las emisiones de GEI del uso de energía está aumentando aguas abajo en Taiwán y estamos ansiosos por encontrar nuevas y mejores formas de satisfacer esta demanda”.

El presidente de GIIGNL, Abiteboul, dijo: “Dado que el GNL se está volviendo cada vez más vital para garantizar la seguridad energética en el mundo, es imperativo que nuestro sector rinda cuentas de manera consistente y colaborativa de las emisiones en toda la cadena de valor. El Marco ayuda a la industria a lograr una mayor transparencia y precisión en la notificación y compensación de emisiones y estamos muy contentos de ver la primera aplicación del Marco GIIGNL. Continuaremos trabajando colectivamente con nuestros miembros en los aprendizajes y mejoraremos el Marco con la debida consideración a los comentarios de la fase piloto”.

De acuerdo con el requisito del Marco para una declaración de «GNL neutral en GEI», Shell ha cuantificado la huella de GEI de esta carga de GNL en el ciclo de vida completo de acuerdo con los requisitos y directrices de ISO 14067:2018 (Huella de carbono de los productos) para
cuantificación, además de cumplir con la norma internacional PAS2060:2014 (especificación para la demostración de la neutralidad en carbono).

Con 85 empresas con sede en 27 países, los miembros de GIIGNL manejan más del 90 % de las importaciones de GNL en todo el mundo.

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Freeport LNG

Freeport LNG: Se completaron las reparaciones de la planta de Texas, busca reiniciar algunas operaciones

Freeport LNG: Se completaron las reparaciones de la planta de Texas, busca reiniciar algunas operaciones 700 467 GNL GLOBAL

Freeport LNG, el segundo mayor exportador de gas natural licuado de EE. UU., dijo el lunes que había completado las reparaciones en su planta de Texas y pidió permiso a los reguladores de EE. UU. para tomar las primeras medidas para reiniciar la instalación inactiva por incendios.

La instalación de exportación de gas natural licuado (GNL) de propiedad cerrada quedó fuera de servicio por una explosión de fuego el 8 de junio y se le prohibió reanudar la producción hasta que los reguladores federales completaron una revisión de seguridad exhaustiva y aprobaron los cambios resultantes.

Freeport LNG solicitó permiso para comenzar a introducir GNL en el sistema de tuberías de la planta, según un documento publicado el lunes ante la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de EE. UU. «Serían necesarias aprobaciones posteriores» para devolver completamente los trenes de licuefacción al servicio, escribió.

Un portavoz confirmó la solicitud, pero se negó a hacer más comentarios.

Los futuros del gas natural de EE. UU. subieron hasta un 9% a 3,46 dólares por millón de unidades térmicas británicas, lo que se sumó a una ganancia anterior por los pronósticos de un clima más frío. El viernes, los futuros cerraron al precio más bajo desde junio de 2021.

Freeport LNG
Cortesía Freeport LNG

La instalación consume alrededor de 2100 millones de pies cúbicos por día (bcfd) de gas cuando opera a plena potencia.

«Las noticias de Freeport explican el repunte tardío de los precios. En este negocio, la gente compra primero y pregunta después», dijo John Kilduff, socio de Again Capital LLC en Nueva York.

La compañía buscó la aprobación «para comenzar a enfriar su tubería de transferencia Loop 1 y restablecer los compresores de gestión de gas de ebullición de la instalación y la tubería asociada», según el documento.

El procedimiento, que tomaría alrededor de 11 días, sería un primer paso para que la instalación de exportación de 15 millones de toneladas por año regrese a sus operaciones normales después de una interrupción de siete meses.

Freeport solicitó una respuesta a su solicitud antes del 24 de enero.

Una aprobación permitiría la «introducción de GNL en los sistemas de tuberías para permitir que las tuberías se enfríen a las temperaturas criogénicas necesarias para la circulación de GNL dentro del sistema de tuberías Loop 1 y para transferir GNL al Muelle 1 de la instalación de exportación», dijo Freeport.

La interrupción obligó a grandes clientes, incluidos JERA y Osaka Gas, a registrar pérdidas de cientos de millones de dólares. Sus otros grandes compradores incluyen BP, TotalEnergies y SK E&S.

Fuente: Reuters

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Informe de Shell y BCG muestra un crecimiento acelerado en los mercados de carbono

Informe de Shell y BCG muestra un crecimiento acelerado en los mercados de carbono

Informe de Shell y BCG muestra un crecimiento acelerado en los mercados de carbono 1178 834 GNL GLOBAL

Los mercados de carbono voluntarios y de cumplimiento crecieron a un ritmo récord en los últimos dos años, según un informe conjunto de Shell y Boston Consulting Group (BCG).

El mercado de cumplimiento se disparó a un valor estimado de alrededor de USD 850 mil millones en 2021, casi 2,5 veces el valor en 2020, mientras que el valor del mercado voluntario se cuadruplicó a alrededor de USD 2 mil millones, mostró el informe.

En 2022, el uso de créditos de carbono siguió creciendo, con casi 166 millones de toneladas de retiros, un número récord de retiros. Para 2030, se espera que el valor del mercado voluntario sea cinco veces mayor.

“El mercado voluntario de carbono: perspectivas y tendencias para 2022” presenta nuevas proyecciones de BCG sobre posibilidades de crecimiento y se basa en las opiniones de más de 200 líderes empresariales en sostenibilidad para identificar tendencias en el mercado a medida que se expande.

“El aumento en valor y volumen, a pesar de los obstáculos económicos actuales, es una señal de la creciente importancia del mercado voluntario de carbono”, dijo Nick Osborne, Gerente General de Productos Ambientales Globales de Shell. “Estamos viendo un esfuerzo concertado de las empresas para crear estrategias sostenibles de créditos de carbono en las que ellos y sus partes interesadas tengan confianza. Queremos aprovechar ese enfoque para ayudar a construir un mercado de carbono altamente creíble, ampliado y transparente que respalde un cero neto emisiones futuras.”

Las proyecciones del informe demuestran una demanda acelerada y una oferta más restrictiva. Mientras que las proyecciones anteriores habían mostrado que la demanda de créditos comenzaba a superar la oferta en 2024, los datos de 2021 muestran que esto puede suceder incluso antes para algunas clases de créditos, lo que aumenta la demanda, en particular de los créditos basados en la naturaleza.

Anders Porsborg-Smith, Director Gerente y Socio de BCG, dijo: “A medida que el mercado continúa creciendo a un ritmo acelerado, será cada vez más importante crecer con integridad a través de una alta calificación de calidad crediticia. Del mismo modo, a medida que la infraestructura del mercado de carbono se vuelve más compleja con estándares competitivos, regulaciones de cumplimiento y el Artículo 6, será importante asegurarse de que esto no genere incertidumbre e inhiba el apetito de inversión a largo plazo en los mercados de carbono”.

A partir de la encuesta y las entrevistas en profundidad realizadas como parte de la investigación, Shell identificó cinco tendencias clave entre los participantes del mercado:

  • Los compradores consideran que el gasto en créditos de carbono no es discrecional y anticipan que crecerá.
  • Las estrategias de compra de créditos de carbono están cada vez más influenciadas por grupos industriales.
  • Un marco de monitoreo, reporte y verificación (MRV) confiable es el criterio de compra más importante.
  • El 52 % de las empresas espera que los créditos de mudanza dominen su cartera para 2030
  • Los participantes tienen una claridad limitada sobre el impacto del Artículo 6 del Acuerdo de París y los ajustes correspondientes.

El informe también analiza las perspectivas sobre los créditos de anulación y remoción, además de brindar una actualización sobre los ajustes correspondientes.

Descargue “El mercado voluntario de carbono: tendencias e información para 2022” en: https://www.shell.com

Retirar un crédito de carbono significa que se saca de circulación y no se puede volver a vender.

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