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Shell

Shell venderá participaciones no operadas en el delta de Baram en Malasia

Shell venderá participaciones no operadas en el delta de Baram en Malasia 700 534 GNL GLOBAL

Sarawak Shell Berhad (“SSB”), una subsidiaria de Shell plc, acordó vender su participación en dos contratos de producción compartida (PSC) en alta mar en el delta de Baram a Petroleum Sarawak Exploration & Production Sdn. Bhd. (“PSEP”).

La venta se refiere a participaciones no operadas del 40 % en el Contrato de producción compartida Baram Delta EOR modificado de 2011 (“BDO PSC”) y del 50 % en el Contrato de producción compartida SK 307 (“SK307 PSC”). Las participaciones restantes en ambos PSC pertenecen al operador, PETRONAS Carigali Sdn. Bhd. (“PCSB”).

La contraprestación base para la venta es de US$475 millones, con pagos adicionales de hasta US$50 millones entre 2023 y 2024 dependiendo de los precios de las materias primas. La transacción tiene una fecha de entrada en vigencia del 1 de enero de 2023 y se espera que se complete a principios de 2023, sujeto al cumplimiento de las condiciones que incluyen, entre otras, la aprobación regulatoria que se obtendrá de PETRONAS y el consentimiento de PCSB.

“Esta decisión está en línea con nuestro trabajo para continuar enfocando nuestra cartera”, dijo Zoe Yujnovich, Directora Upstream de Shell.

“Malasia sigue siendo una de nuestras ocho posiciones principales de Upstream en todo el mundo y continuaremos ayudando a impulsar el progreso del país invirtiendo en el petróleo y el gas que se necesitan hoy, así como en la transición a un sistema energético bajo en carbono”.

Shell mantiene una fuerte presencia en los sectores de upstream, gas-to-liquids, downstream y servicios empresariales de Malasia. Shell anunció la intención de vender sus intereses en BDO PSC y SK307 PSC en marzo de 2021.

  • Con sede en Bakersfield, California, Aera Energy LLC funciona como una empresa independiente.
  • Si bien esta transacción pondrá fin a la posición Upstream de Shell en California, Shell permanecerá activa en el estado a través de una variedad de otros activos y proyectos.
  • BDO PSC: PCSB (Operador) posee una participación accionaria del 60% en BDO PSC, y SSB posee el 40% restante.
  • El BDO PSC se firmó en 2012 y se modificó en 2016 y 2019 para extender la vida útil y aumentar la recuperación del delta de Baram.
  • SK307 PSC: PCSB (Operador) tiene una participación accionaria del 50 % en el SK307 PSC, y SSB posee el 50 % restante.
  • El SK307 PSC se firmó en 1997.
  • Shell tiene actualmente 19 contratos de producción compartida (PSC) en Malasia.
  • Shell firmó cuatro PSC de exploración a principios de este año, derivados de la ronda de ofertas de PETRONAS en Malasia en 2021, que concluyó este año.
  • El 5 de septiembre de 2022, Shell anunció una inversión en Rosmari-Marjoram en Sarawak, Malasia. Rosmari-Marjoram es un proyecto de gas natural que se desarrollará con SSB (Operador, 80%) y PCSB (20%).

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Enagás

Enagás, GRTgaz, Teréga y REN firman MoU para Proyecto H2MED

Enagás, GRTgaz, Teréga y REN firman MoU para Proyecto H2MED 592 456 GNL GLOBAL

El TSO español Enagás, los franceses Teréga y GRTgaz y el portugués REN firmaron un Memorandum of Understanding (MoU) que ratifica su compromiso de colaboración para desarrollar el proyecto H2MED, en línea con el mandato de los Gobiernos de los tres países anunciado en la Cumbre Euromediterránea el 9 de diciembre.

El objetivo de esta colaboración es que esta infraestructura esté operativa en 2030.

El 20 de octubre de 2022, el Presidente del Gobierno de España, el Presidente de la República Francesa y el Primer Ministro de Portugal acordaron acelerar el desarrollo de nuevas interconexiones energéticas y crear un corredor de energía verde que conecte los tres países con la red energética de la UE.

También acordaron la construcción de una interconexión de hidrógeno entre Portugal y España (Celorico-Zamora) y un corredor marítimo entre España y Francia (Barcelona-Marsella) que permitan transportar hidrógeno renovable desde la Península Ibérica a Europa Central.

Los tres mandatarios ratificaron su compromiso en la Cumbre Euromediterránea del 9 de diciembre, con el apoyo de la Presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen.

Los cuatro TSOs han recibido esta decisión de manera muy positiva. H2MED es un ejemplo de cooperación y multilateralismo entre países vecinos con un objetivo común: la descarbonización de Europa. Los operadores de infraestructuras energéticas están colaborando desde el 20 de octubre con sus respectivos Gobiernos ofreciendo asesoramiento técnico para el desarrollo de H2MED.

Enagás, GRTgaz, Teréga y REN presentarán estos proyectos conjuntamente el 15 de diciembre como candidatos a Proyectos de Interés Común (PCI), en línea con lo establecido por la nueva regulación TEN-E (Trans-European Network for Energy) EU/2022/869.

H2MED es el primer hito de la iniciativa European Hydrogen Backbone, cuyo objetivo es impulsar la descarbonización de Europa a través de la creación de una red de infraestructuras dedicada al hidrógeno que permita desarrollar un mercado paneuropeo líquido y competitivo de hidrógeno renovable. H2MED agilizará el desarrollo del hidrógeno en Europa y conectará la Península Ibérica con Francia y con el norte de Europa.

Entre los beneficios del proyecto destacan el fomento del desarrollo industrial, con un alto componente de innovación, la reducción de emisiones y el desarrollo de las energías renovables, así como la generación de empleo y el fomento de una transición justa.

H2MED tendrá capacidad para transportar hasta 2 millones de toneladas al año (MTPA) de hidrógeno renovable, lo que supone un 10% del consumo previsto en Europa en 2030, según REPowerEU. 

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Mozambique Buque British Contributor

FLNG Coral Sul en Mozambique envía su segundo cargamento

FLNG Coral Sul en Mozambique envía su segundo cargamento 1920 1086 GNL GLOBAL

La planta flotante Coral Soul, ubicada en Mozambique, operada por ENI de Italia, envió su segundo cargamento gas natural licuado (GNL) esta semana.

De acuerdo con el portal de seguimiento de barcos, Marine Traffic, la segunda carga fue levantada por el buque British Contributor, con capacidad para transportar hasta 173.6000 metros cúbicos de GNL.

Según los datos, British Contributor, propiedad de BP, ahora se dirige hacia el Canal de Suez, probablemente rumbo a Europa.

Ruta del Buque British Contributor. Imagen Marine Traffic

Todos los cargamentos de GNL producidos en la planta flotante Coral Soul son tomados por Bp.

Bp tiene un acuerdo a largo plazo para comprar el 100% de la producción de GNL de la instalación que tiene capacidad para producir hasta 3,4 millones de toneladas de GNL por año

El primer cargamento de GNL de la planta flotante partió a bordo del buque British Sponsor, también propiedad de la empresa Bp, el 12 de noviembre y se entregó a la terminal de Bilbao en España el 7 de diciembre.

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EIA: Consumo de gas natural en el Sector Industrial en EE. UU.

EIA: Consumo de gas en el sector industrial en EE. UU. aumentará en un 2,4 % este año

EIA: Consumo de gas en el sector industrial en EE. UU. aumentará en un 2,4 % este año 1468 768 GNL GLOBAL

De acuerdo con el informe mensual Short-Term Energy Outlook (STEO), de noviembre, publicado por la Administración de la Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés), el consumo de gas natural en el sector industrial en EE. UU. se espera aumente en un 2,4 % este año, superior al 1,9% registrado en 2021.

Según la EIA, el consumo de gas natural en el sector industrial de EE. UU. alcanzará máximos históricos en 2022, lo que revertirá una tendencia a la baja observada en 2019-2020, causada por la reducción de la actividad económica como resultado de la pandemia.

Sin embargo, si bien en 2022, la EIA prevé que el consumo de gas en el sector industrial estadounidense aumentará, para el 2023, la agencia dijo que el consumo registrará una disminución del 3,4%, debido al impacto de una disminución en el índice de producción manufacturera y a los altos precios del gas natural.

Aumento durante el 2022

Sobre el aumento esperado para este año, la EIA dijo que gran parte del aumento provendrá del subsector de productos químicos y el otro subsector de fabricación.

De acuerdo con la EIA, el subsector químico, el mayor consumidor de gas natural en el sector industrial (29%), utiliza gas natural para generar calor, generar electricidad o servir como materia prima para producir metanol, fertilizantes e hidrógeno.

El gas natural utilizado para producir fertilizantes es una de las materias primas químicas más importantes. Según indicó la agencia, la demanda de fertilizantes se mantuvo relativamente plana en 2021 y este año, por lo que se espera que continúe estable en 2023.

El metanol (CH3OH), una sustancia derivada del gas natural que se usa ampliamente como precursor de derivados químicos, es otro de los mayores usos como materia prima química para el gas natural.

En los últimos años, Estados Unidos agregó una importante capacidad de producción de metanol, particularmente en Texas y Luisiana. La capacidad de producción de metanol de EE. UU. creció tanto en 2021 como en 2022, y el mayor rendimiento representó parte del mayor consumo industrial este año, dijo la agencia.

Consumo de gas natural en las refinerías

Las refinerías de petróleo crudo también son un importante consumidor de gas natural, ya que representan aproximadamente el 14 % de todo el consumo industrial de gas natural en 2021.

El consumo de gas natural de las refinerías en los EE. UU. ha crecido constantemente hasta 2021, impulsado por las refinerías de la Costa del Golfo, incluso cuando las millas recorridas por vehículos disminuyeron bruscamente en 2020 y se mantuvo por debajo del promedio a principios de 2021. En particular, el gas natural utilizado como combustible (calefacción y electricidad) ha aumentado constantemente desde 2017.

Hidrógeno

El gas natural utilizado como materia prima de hidrógeno ha disminuido, compensando parcialmente el aumento en el uso de combustible, pero el uso general de gas natural en las refinerías tuvo una tendencia al alza en 2021.

La EIA dijo que la entrada de hidrógeno a las refinerías aumentó en 2021, lo que reflejaba el aumento de las compras comerciales de hidrógeno en las refinerías sobre la producción interna en los EE. UU..

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Union Europea

La UE podría enfrentar escasez de gas el próximo año, advierte la AIE

La UE podría enfrentar escasez de gas el próximo año, advierte la AIE 797 597 GNL GLOBAL

La Unión Europea (UE) tiene suficiente gas para el invierno, pero podría enfrentar una escasez el próximo año si Rusia recorta aún más los suministros, dijo el lunes la Agencia Internacional de Energía (AIE), instando a los gobiernos a actuar más rápido para ahorrar energía y expandir las energías renovables.

A pesar de que Rusia redujo drásticamente las entregas de gas este año, Europa evitó una grave escasez y comenzó el invierno con tanques de almacenamiento de gas rebosantes, gracias en parte a las medidas de emergencia de la UE para llenar el almacenamiento, además de una racha de suerte de clima templado y altos precios de la gasolina que frenaron la demanda de el combustible.

Pero el próximo año puede representar una prueba aún más dura que la crisis energética que este año ha visto dispararse las facturas de combustible para los hogares europeos y ha obligado a las industrias a cerrar temporalmente para evitar agobiantes facturas de gas.

Si Rusia redujera la pequeña porción de gas que aún entrega a Europa, y la demanda de gas china se recuperara de los mínimos inducidos por el bloqueo de COVID-19, la UE podría enfrentar un déficit de gas de 27 mil millones de metros cúbicos (bcm) en 2023, la AIE dijo.

El consumo total de gas de la UE fue de 412 bcm en 2021, según datos de la UE.

«Este es un desafío serio», dijo el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, en una conferencia de prensa con la Comisión Europea en Bruselas, y agregó que el déficit habría sido de alrededor de 60 bcm sin las medidas de respuesta de emergencia de la UE.

La escasez potencial podría evitarse ampliando los subsidios y las políticas para ahorrar energía mediante la renovación de casas con corrientes de aire y reemplazando la calefacción basada en combustibles fósiles con bombas de calor, mientras se sigue adelante con los planes de la UE para expandir masivamente las energías renovables, dijo la AIE.

La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, dijo que el suministro de gas del bloque era «seguro para este invierno» y que la UE de 27 países se estaba preparando para el próximo.

El organismo de control de la energía también pidió mejores campañas para alentar a los consumidores a usar menos energía.

Fuente: Reuters

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Gasunie

Gasunie busca aumentar la capacidad de GNL en los Países Bajos

Gasunie busca aumentar la capacidad de GNL en los Países Bajos 1480 1014 GNL GLOBAL

El operador de la red de gas de los Países Bajos, Gasunie, dijo este lunes que está estudiando opciones para expandir temporalmente la capacidad de importación de gas natural licuado (GNL) en los Países Bajos.

La empresa dijo que el estudio se lleva a cabo después de consultar con el Ministerio de Asuntos Económicos y Clima y encaja con los planes que el Ministro de Clima y Energía.

«Se están examinando tanto los sitios existentes como los nuevos. Por ejemplo, hay planes para expandir aún más las instalaciones de GNL existentes en Eemshaven (EemsEnergyTerminal) y en Rotterdam (Gate) sobre la base de optimizaciones técnicas. Además, una o más nuevas terminales de GNL (flotantes) también deberán garantizar un suministro suficiente de gas el próximo año. Para ello, el puerto de Terneuzen se encuentra actualmente en la mira» dijo el operador.

Rotterdam planea construir un tanque adicional en Gate. En Eemshaven, Gasunie está investigando la optimización técnica de la planta existente. Imagen cortesia de Gasuine

No hay escasez de gas este invierno, pero precios altos

No habrá escasez física de gas en los Países Bajos este invierno.

Esto se mostró anteriormente en un estudio de Gasunie Transport Services (GTS) y este escenario ahora es una realidad. Sin embargo, los precios son altos, y esto se debe a que todavía existe una escasez estructural en el noroeste de Europa. Las consecuencias de esto conducen a un efecto de conducción de precios en nuestra área de mercado.

La presión sobre los precios se puede aliviar ahorrando energía, ampliando la capacidad de importación de GNL en los Países Bajos y acelerando la transición energética.

Hidrógeno

Gasunie dijo estaba trabajando en estrecha colaboración con el gobierno holandés, para construir una red nacional de hidrógeno. Sin embargo, el hidrógeno aún no puede reemplazar la demanda de gas natural durante los próximos dos o tres años. El ahorro de energía sigue siendo importante, pero las cifras muestran que los hogares y las empresas holandesas ya lo están haciendo sustancialmente debido a los altos precios.

Temporalmente más oferta para contrarrestar la escasez y la presión de los precios
Por lo tanto, a corto plazo, la obtención de una capacidad adicional de importación de GNL es el enfoque más apropiado para estabilizar los precios en el mercado del gas. El GNL adicional que ingresa a través de los Países Bajos reducirá la escasez de suministro y, por lo tanto, podría contribuir a reducir los precios del gas.

Para buscar una disminución en el precio de este gas, Gasunie está considerando una mayor expansión temporal de la capacidad de importación hasta el invierno de 2025/2026. Se trata de medidas que pueden desplegarse a partir del próximo invierno (2023/2024) y preferiblemente antes de que comience la temporada de llenado de almacenamiento de gas (abril de 2023).

Gasunie quiere realizar esta expansión de forma temporal debido a la importancia de la transición hacia un suministro de energía sostenible. La intención es utilizar tantas partes de las instalaciones temporales como sea posible para el transporte de hidrógeno después de unos años.

GNL GLOBAL

Precios del GNL en Asia

Precios del GNL en Asia aumentan tras movimientos en la demanda china

Precios del GNL en Asia aumentan tras movimientos en la demanda china 800 532 GNL GLOBAL

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) en Asia aumentaron la semana pasada debido a un sentimiento alcista después de que China relajara las restricciones por el COVID-19 y algunos de los principales actores hicieran compras spot.

De acuerdo con el informe semanal de precios, publicado por la agencia Reuters el viernes, el precio promedio de GNL para las entregas de enero, al noreste de Asia, fue de USD 37 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), un aumento de dos dólares, o un 5,7%, con respecto a la semana anterior, estimaron fuentes de la industria.

Asia

«El sentimiento positivo temprano y algunas compras rápidas de las principales empresas empujaron las tasas al alza, pero cerramos la semana en declive, a pesar de una clara señal de demanda alcista con China moviéndose para reabrir», dijo Toby Copson, jefe global de comercio y asesoría de Trident LNG.

«Fundamentalmente, todavía vemos un fuerte caso de demanda en el futuro, pero la debilidad en los precios del petróleo y de Europa, junto con las temperaturas suaves, ha mantenido los precios en los 30 grados bajo-mediados. El spot hasta enero parece plano y febrero parece estar donde la actividad debe entrar», dijo.

Movimientos de la demanda en China

Después de tres años de una política de «COVID cero», las autoridades chinas han relajado drásticamente sus estrictas medidas esta semana, recortando los requisitos de prueba, cuarentena y bloqueo, dijo el informe.

«El mercado global de GNL continúa considerando la posibilidad de revertir los controles de COVID-19, pero ha comenzado a surgir un consenso de que los precios de carga entregados al contado de GNL tendrían que caer sustancialmente para estimular un aumento significativo en el gas del sector industrial y energético chino demanda», dijo Samuel Good, jefe de precios de GNL en la agencia de precios de productos básicos Argus.

Europa

En Europa, los precios del GNL estaban en máximos de 10 semanas, ya que las temperaturas cayeron por debajo de las normas estacionales, lo que obligó a fuertes retiros del almacenamiento. sin embargo, las importaciones récord de GNL aún respaldan el mercado.

S&P Global Commodity Insights (SPGCI) evaluó su precio de referencia diario del Marcador de GNL del Noroeste de Europa (NWM), para cargamentos entregados en enero en base ex-ship (DES), en $33,588/MMBtu el 8 de diciembre, un descuento de USD 8,05/MMBtu para el precio del gas de enero en el hub TTF de gas holandés.

«El contrato del mes anterior TTF (holandés) se ha empujado a 150 euros/MWh, a pesar de que los inventarios están bien llenos. La incertidumbre sobre cómo estarán los inventarios al final del invierno está comenzando a aparecer», dijo Hans van Cleef, economista sénior de energía en ABN Amro.

Alex Froley, analista de GNL de la firma de inteligencia de datos ICIS, dijo que las temperaturas de la semana pasada en el Reino Unido y Europa occidental dispararon la demanda de calefacción, con un pronóstico de demanda de más de 400 millones de metros cúbicos (mcm) en Gran Bretaña, un nivel que solo se ve en raras ocasiones en los últimos años, y por encima de un promedio de 265 mm3/día en noviembre.

«Después de un octubre y noviembre templados, es un recordatorio de que las condiciones podrían volverse mucho más estrictas si hubiera un período prolongado de clima frío en los meses restantes del invierno», dijo.

Fletes

Con relación a los fletes para los buques que transportan GNL, el informe señaló que las tarifas de flete de GNL spot se redujeron a la mitad en las últimas dos semanas, con tarifas en ambas cuencas ahora por debajo de USD 200,000 / día, debido a la demanda limitada de carga y la mayor disponibilidad de embarcaciones que pasan al período de vacaciones más tranquilo, según Henry Bennett, jefe global de fijación de precios en Spark Commodities.

La tarifa del Atlántico de Spark el cayó el viernes a USD 182,500 / día, mientras que la tarifa del Pacífico cayó a USD 175,750 / día.

Fuente: Reuters

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Imagen cortesía de YPFB

YPFB factura un 49% más por venta de gas a Brasil y Argentina entre enero y noviembre de este año

YPFB factura un 49% más por venta de gas a Brasil y Argentina entre enero y noviembre de este año 1920 996 GNL GLOBAL

La exportación de gas natural boliviano a los mercados de Brasil y Argentina permitió a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) facturar un valor alrededor de USD 3.027 millones entre enero y noviembre de este año, dijo la petrolera de Bolivia en un comunicado.

En el marco del anuncio, el presidente de YPFB, Armin Dorgathen Tapia manifestó “Este valor representa un incremento aproximado de 49% en relación del monto contabilizado en igual período de 2021 por la comercialización de gas natural entregado a ambos mercados. Ratificamos nuestro compromiso de contribuir a la reactivación económica, para mejorar la calidad de vida de las familias bolivianas”.

YPFB dijo además que en la presente gestión, se había suscrito contratos interrumpibles, cuya característica es la comercialización de volúmenes disponibles, después de cubiertos el mercado interno y los principales compromisos en firme. “Esta comercialización generó ingresos adicionales”, añadió la autoridad.

Imagen cortesía de YPFB

Comercializacion a Brasil

Según indicó la empresa, entre enero y noviembre despachó a la República Federativa del Brasil un volumen promedio de 16,88 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), bajo las condiciones contractuales vigentes con Petrobras y otros mercados con el vecino país.

Este volumen permitió facturar poco más de USD 1.432 millones en el período mencionado, valor que representa un incremento de alrededor 23% respecto al valor registrado entre enero y noviembre de 2021.

Entre mayo y noviembre, YPFB dijo que se había activado el sistema termoeléctrico para el abastecimiento de electricidad a Brasil, debido a la época de menor precipitación pluvial.

YPFB dijo que el contexto de cambio en la normativa en Brasil permitía la gestión de mejores expectativas de precios por la molécula en contratos interrumpibles de exportación como los alcanzados a la fecha con CDGN (MDC), DELTA GERACAO (empresa termoeléctrica en Brasil), DELTA COMERCIALIZADORA, TRADENER, AMBAR y MTGAS y, próximamente, COMPASS, UNIGEL y NFE.

Ventas a Argentina

Con respecto a las ventas a Aegentina, YPFB dijo entre enero y noviembre, comercializó un promedio de 10,80 MMmcd de gas natural al mercado argentino, volumen que le permitió alcanzar un ingreso superior a USD 1.595 millones en el marco del contrato con la empresa Integración Energética Argentina (IEASA).

De acuerdo con la empresa boliviana, el mercado argentino reportó un incremento producto de la sexta Adenda al contrato de compra venta de gas natural.

«El logro de las negociaciones por mayores volúmenes demandados se tradujo en mayor beneficio a YPFB, debido a que se obtuvo una mejor valorización por la molécula», dijo en el comunicado.

Mercado Doméstico

En el periodo comprendido entre enero y noviembre de 2022, el consumo en el mercado interno alcanzó un promedio de 12,70 MMmcd mismo que permitió cubrir la demanda de los sectores de generación térmica para los sistemas eléctricos, residencial, comercial, industrial, transporte vehicular, consumidores directos y otros. El volumen promedio posibilitó facturar alrededor de USD 169,90 millones.

YPFB dijo que los recursos contribuyen a la renta petrolera en beneficio de gobernaciones, municipios y el sistema universitario público, instituciones que desarrollan programas y proyectos de cobertura en salud, educación, vivienda, empleo y diversificación productiva, además del Tesoro General del Estado y la empresa.

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Australia

Australia obtiene ingresos récord por las exportaciones de GNL en octubre

Australia obtiene ingresos récord por las exportaciones de GNL en octubre 1024 790 GNL GLOBAL

Los ingresos de Australia por las exportaciones de gas natural licuado (GNL) alcanzaron un récord en octubre, superando los USD 7 mil millones, beneficiándose de precios récord y un dólar australiano más débil.

Los volúmenes de exportación de GNL han alcanzado niveles récord durante los primeros diez meses del año en medio de la crisis energética en Europa que provocó ondas en todo el mundo, elevando los precios y beneficiando a los productores.

Los ingresos de las exportaciones de energía y minerales de Australia aumentaron un 33 por ciento en los primeros diez meses de este año, informó Argus, y agregó que esto ya era más alto que las exportaciones de energía y minerales de cualquier año calendario completo anterior. Los impulsores de estos mayores ingresos fueron la creciente demanda y la moneda local más débil, lo que hizo que las materias primas australianas fueran más asequibles.

El mayor mercado de exportación de Australia para su GNL es Asia, con Japón encabezando la lista de compradores este año, seguido de China y Corea del Sur. Taiwán, Singapur y Malasia también fueron grandes compradores de GNL australiano.

También había un recién llegado europeo en esta lista. El mes pasado, Alemania se unió a los compradores de GNL australiano con el primer acuerdo de entrega de gas desde Down Under a Europa.

El cargamento de 75.000 toneladas fue enviado por Woodside a Uniper, la empresa de servicios públicos de gas alemana en problemas que el gobierno tuvo que nacionalizar de manera efectiva.

“En esos momentos, es más importante que nunca que los compradores y vendedores trabajen juntos para responder con flexibilidad a la dinámica del mercado. Nuestra relación con Uniper es un ejemplo de dicha cooperación. La entrega de un cargamento de GNL de la Plataforma Noroccidental a Europa también destaca el papel que el GNL australiano puede desempeñar en el apoyo a la seguridad energética global”, dijo en ese momento el vicepresidente ejecutivo de Woodside, Mark Abbotsford.

Octubre fue el sexto mes consecutivo de ingresos récord de GNL para los productores australianos este año, señaló Argus en su informe. Sus otras exportaciones de energía, en particular las de carbón, también aumentaron significativamente este año en medio de una mayor demanda.

Fuente: Oil Price | Irina Slav

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REGANOSA, NATURGY Y REPSOL PROYECTAN UN HUB DE HIDRÓGENO RENOVABLE DE HASTA 200 MW EN MEIRAMA

Reganosa, Naturgy y Repsol proyectan un hub de hidrógeno renovable de hasta 200 MW

Reganosa, Naturgy y Repsol proyectan un hub de hidrógeno renovable de hasta 200 MW 1128 722 GNL GLOBAL

Reganosa, Naturgy y Repsol se aliaron para desarrollar un hub de producción de hidrógeno renovable en Galicia, dijo en un comunicado Reganosa.

De acuerdo con la empresa, el proyecto contempla la instalación de una planta de electrólisis alimentada con energía 100 % renovable en los terrenos de la antigua central térmica de Meirama, en el municipio de Cerceda (A Coruña). Con el impulso de este vector energético, las tres compañías refuerzan su compromiso con una transición energética justa.

La planta de hidrógeno renovable tendrá una potencia inicial de 30 MW, escalable en distintas fases hasta un potencial total de 200 MW. Producirá más de 4.000 toneladas de hidrógeno renovable al año en una primera fase y alcanzará una producción total de 30.000 toneladas anuales.

Imagen Cortesía de Reganosa
«Lanzamos un nuevo proyecto de hidrógeno renovable: junto con @Naturgy y @Repsol , una planta de producción de hasta 200 MW en Cerceda (A Coruña). Hoy le hemos expuesto al vicepresidente primero de la @Xunta, Francisco Conde, los planes de los promotores, dijo Reganosa a través de su cuenta oficial en Twitter.

El hidrógeno renovable generado se destinará a uso industrial para sustituir el hidrógeno convencional que actualmente utiliza la refinería de Repsol en A Coruña. También se utilizará en otras industrias, en la inyección en la red gasista para ser mezclado con gas natural y en movilidad. Todos estos usos permitirán reducir la huella de carbono de la zona y demostrar la viabilidad de la producción masiva de hidrógeno renovable y de su distribución al consumidor final.

La directora de Nuevos Negocios en Naturgy, Silvia Sanjoaquín, señaló que “este proyecto permitirá acelerar la introducción del hidrógeno en sectores como el energético, el industrial o el del transporte, además de redundar en un gran impacto sobre la economía local, en un emplazamiento de transición justa como el de Meirama”.

Sanjoaquín también indicó que “en Naturgy queremos ser protagonistas de la transición energética y el hidrógeno es uno de los vectores esenciales para lograr una economía descarbonizada, por eso queremos cubrir la cadena de valor completa, desde su producción hasta el uso final”.

El hidrógeno renovable es uno de los pilares de Repsol en su estrategia para alcanzar las cero emisiones netas en 2050. Para Tomás Malango, director de Hidrógeno de la compañía “este proyecto forma parte de la estrategia de hidrógeno renovable de Repsol en Galicia y supone un hito en la transformación de la refinería de A Coruña en un polo multienergético que proporcione productos descarbonizados a la sociedad”.

Por su parte, el director general de Reganosa, Emilio Bruquetas, subrayó que “hace 15 años dotamos a Galicia de una infraestructura clave para la llegada del gas, y la competitividad de nuestra industria mejoró sustancialmente. Ahora, bajo el liderazgo de la Xunta de Galicia y rodeados de los mejores socios, estamos participando en la configuración de un nuevo ecosistema energético. La Galicia que viene, que ya está en ciernes, será verde, digital e inclusiva, y es un orgullo para nosotros poder favorecer esa transformación que todos ansiamos”.

INNOVACIÓN Y CREACIÓN DE VALOR

La innovación del proyecto aparece en todas las etapas de la cadena de valor: en la propia planta de producción, en sus usos en la industria, en la inyección en la red gasista, en la comercialización mediante Garantías de Origen (GdOs) y en su uso para la movilidad sostenible. Se trata de un proyecto que contempla múltiples demandas.

La publicación del Real Decreto 376/2022 por el que se establece la creación de un sistema de GdOs del hidrógeno renovable, su definición y las condiciones de expedición, favorecerá sin duda el despliegue del hidrógeno para que pueda llegar a todos los consumidores industriales con importantes necesidades de descarbonización, en aquellos sectores en los que es difícil la electrificación y cuya ubicación no coincide exactamente con el lugar donde se produce el hidrógeno renovable.

En este contexto de descarbonización y transición energética, el hidrógeno renovable es un pilar clave en la transformación industrial de la refinería coruñesa de Repsol para fabricar productos de baja, nula e incluso negativa huella de carbono, como combustibles renovables y distintos componentes para el sector sanitario, textil o de envasado de alimentos, entre otros.

De este modo, Reganosa dijo que el proyecto demostrará la viabilidad del uso del hidrógeno renovable para descarbonizar la industria, así como la reutilización de instalaciones ya existentes en una zona afectada por el cierre de una central térmica, donde ahora se promoverá la creación de empleo estable y la formación de profesionales de alta cualificación.

Para la empresa, el proyecto no solamente conllevará una alta creación de empleo, sino que traerá consigo beneficios en el ámbito social, contribuyendo así al cumplimiento de los objetivos de desarrollo sostenible de Naciones Unidas.

APUESTA POR EL HIDRÓGENO RENOVABLE PARA UNA ECONOMÍA DESCARBONIZADA

El enfoque del proyecto valida y fomenta un modelo que está alineado con la Hoja de Ruta del Hidrógeno aprobada por el Ministerio para la Transición Ecológica, el Pacto Verde Europeo (Green Deal), el RePowerEU y el Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC), que promueven el desarrollo de los gases renovables. La iniciativa encaja también con la Ley de Simplificación Administrativa y de Apoyo a la Reactivación Económica de Galicia, la Estrategia Gallega de Cambio Climático y Energía 2050, y la Agenda Energética de Galicia 2030.

Este hub de hidrógeno forma parte de las iniciativas energéticas estratégicas impulsadas por la Xunta de Galicia en el marco del programa EU Next Generation y del Plan de Recuperación y Resiliencia nacional. Su objetivo es fomentar el crecimiento económico, la generación de empleo y el desarrollo de un tejido empresarial competitivo, sostenible y circular.

Según la empresa, este proyecto conjunto de Naturgy, Repsol y Reganosa puede además posicionar a Galicia como un referente a nivel mundial en la producción, distribución y consumo de hidrógeno renovable, favoreciendo así el crecimiento económico de la región. La singularidad del proyecto y su gran escala le confieren un elevado potencial a la hora de replicarlo en otras ubicaciones, tanto nacionales como internacionales. Las tres compañías son agentes esenciales en el desarrollo de este tipo de iniciativas industriales por la aportación de su capacidad y conocimiento global en toda la cadena de valor de la planta, cerró el comunicado de Reganosa.

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