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Exportaciones de GNL en EE. UU.

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. aumentan a 20 cargamentos

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. aumentan a 20 cargamentos 1852 1098 GNL GLOBAL

Luego de dos semanas estables, las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en EE. UU. aumentaron durante la semana del 8 al 14 de septiembre.

De acuerdo con el informe Natural Gas Weekly Update, publicado este jueves por la Administración de la Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en Inglés), durante la semana del 8 al 14 de septiembre, un total de 20 cargamentos partieron desde las terminales de exportación de GNL ubicadas en EE. UU., dos envíos más con respecto a la semana anterior (ver gráfico).

Según indica informe, las 20 embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte de 74 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de GNL.

Exportaciones semanales por planta

De acuerdo con los datos de envío, proporcionados por Bloomberg Finance, L.P., indicados por la EIA, durante la semana en revisión, siete buques partieron de la planta Sabine Pass, cuatro de Cameron y Corpus Christi, tres de Calcasieu Pass y uno de Cove Point y Elba Island

Entregas de gas natural

De acuerdo con la EIA, las entregas de gas natural a otras terminales de exportación de GNL se mantuvieron esencialmente estables, semana tras semana.

Según los datos de PointLogic, indicados por agencia, las entregas de gas natural a las terminales de exportación de GNL en el sur de Luisiana aumentaron 0,1 Bcf/d esta semana a un promedio de 8,0 Bcf/d, mientras que, las entregas a las terminales de Texas disminuyeron en 0,2 Bcf/d a 2,0 Bcf/d.

Las entregas generales de gas natural a las terminales de exportación de GNL de EE. UU. disminuyeron en 0,1 Bcf/d a un promedio de 11,2 Bcf/d esta semana del informe.

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NextDecade

NextDecade anuncia colocación privada de acciones ordinarias por USD 85 millones

NextDecade anuncia colocación privada de acciones ordinarias por USD 85 millones 910 1054 GNL GLOBAL

NextDecade Corporation anunció este jueves 15 de septiembre una colocación privada de acciones ordinarias, según la cual, la compañía venderá USD 85 millones de acciones ordinarias a 10 inversores institucionales.

Las acciones ordinarias de NextDecade se venderán a USD 5,50 por acción, y se espera que la colocación privada se cierre el 19 de septiembre de 2022, sujeto al cumplimiento de las condiciones de cierre habituales.

La Compañía tiene la intención de utilizar los ingresos de la colocación privada para continuar la actividad de desarrollo, en preparación para su decisión de inversión final positiva anticipada en los primeros tres trenes en su proyecto Rio Grande LNG.

NextDecade dijo en su comunicado que Credit Suisse Securities (USA) LLC actuará como agente de colocación exclusivo para la colocación privada.

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EIA pronostica consumo récord de gas natural en EE. UU. en 2022

EIA pronostica consumo récord de gas natural en EE. UU. en 2022

EIA pronostica consumo récord de gas natural en EE. UU. en 2022 1450 712 GNL GLOBAL

En su informe mensual «Perspectiva de Energía a Corto Plazo» (STEO, por sus siglas en inglés), la Administración de la Información de Energía (EIA) dijo que espera que el consumo de gas natural en los Estados Unidos aumente en 3,6 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) durante 2022 a un promedio de 86,6 Bcf/d para el año, el consumo más alto anual registrado en el consumo de gas natural en EE. UU.

De acuerdo con la agencia, el consumo de gas natural de EE. UU. aumentará en todos los sectores de uso final este año.

Sector Eléctrico

De acuerdo con la EIA, el sector de la energía eléctrica utiliza más gas natural que cualquier otro sector de uso final de los EE. UU.

«Esperamos que el sector de energía eléctrica de EE. UU. crezca un 4 % en 2022 a 32,1 Bcf/d, superando el récord de 2020 en un 1 %, que es la tasa de crecimiento más alta entre todos los sectores» dijo la agencia en el informe.

A pesar de un gran aumento registrado en los precios del gas natural este año, la EIA dijo que el consumo de gas natural en el sector de la energía eléctrica había aumentado un 7 % en los primeros ocho meses de 2022, en comparación con los primeros ocho meses de 2021, con un promedio de 33,2 Bcf/d.

El precio del gas natural en el índice de referencia Henry Hub promedió USD 6,41 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) en los primeros ocho meses de 2022, en comparación con USD 3,43/MMBtu en 2021 y USD1,86/MMBtu en 2020.

Las centrales eléctricas de carbón se han visto limitadas en su capacidad para aumentar la generación de energía en 2022, probablemente debido a inventarios de carbón en el sitio históricamente bajos, restricciones en el suministro de combustible a las centrales de carbón y retiros continuos de capacidad de carbón.

Para la EIA, el gas natural fue crucial para satisfacer los picos de demanda de electricidad durante temperaturas récord en el verano de 2022. «Esperamos que el consumo de gas natural en el sector eléctrico disminuya durante el cuarto trimestre de 2022 y durante 2023, cuando creemos que llegue más capacidad de generación de electricidad renovable en línea.

«Pronosticamos que el consumo de gas natural aumentará en los sectores residencial, comercial e industrial. Las bajas temperaturas de enero pasado aumentaron la demanda de calefacción de espacios en edificios, particularmente en los sectores residencial y comercial. En comparación con sus promedios de enero de cinco años (2017–21), el consumo de gas natural tanto residencial como comercial fue un 8% más alto este enero. Esperamos que el consumo de gas natural aumentará este año en el sector residencial en 0,9 Bcf/d, en el sector comercial en 0,7 Bcf/d y en el sector industrial en 0,4 Bcf/d a partir de 2021″.

Fuente: EIA

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El diferencial de precio del gas natural de Waha Hub a Henry Hub se está ampliando en 2022. Fuente: EIA

EIA: El diferencial de precio del gas natural de Waha Hub a Henry Hub se ha ampliado en 2022

EIA: El diferencial de precio del gas natural de Waha Hub a Henry Hub se ha ampliado en 2022 1142 1256 GNL GLOBAL

Desde finales de 2021 hasta agosto de 2022, el diferencial de precios del gas natural entre Waha Hub en el oeste de Texas y Henry Hub en Louisiana se amplió, dijo un informe publicado por la Administración de la Información de Energía de EE. UU. (EIA por sus siglas en inglés)

Según los datos de Natural Gas Intelligence, indicados por la EIA, el precio del gas natural negociado en Waha Hub, que está cerca de las actividades de producción de Permian Basin, promedió USD 1,13 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) por debajo del precio de Henry Hub en agosto. En comparación, en agosto de 2021, el gas natural en Waha Hub se negoció a un promedio de 26 centavos/MMBtu por debajo del precio de Henry Hub.

De acuerdo con la agencia, los precios regionales del gas natural pueden verse influenciados por las tasas de producción en la región y la disponibilidad de infraestructura para transportar gas natural a regiones de alta demanda. El mantenimiento de varios gasoductos que transportan gas natural desde la región de Permian a los mercados de consumo ha contribuido a una mayor diferencia de precios en Waha Hub.

El 2 de mayo, los flujos de gas natural en el gasoducto Permian Highway de Kinder Morgan fuera de la región disminuyeron y el precio de Waha Hub cayó a $ 1,82 / MMBtu por debajo de Henry Hub.

El mes pasado, el mantenimiento del gasoducto de gas natural de El Paso, que redujo los flujos desde el oeste de Texas hacia el desierto del suroeste y California, contribuyó al descuento del precio de Waha Hub para Henry Hub que alcanzó los $1,78/MMBtu el 26 de agosto.

Según la EIA, la mayor parte de la producción de gas natural en la región Pérmica es gas asociado, que es un subproducto de (o asociado con) la producción de petróleo crudo. La producción de gas natural en la región de Pérmico se duplicó con creces en los últimos cinco años, de un promedio de 7,800 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) en 2017 a un máximo anual de 16,7 Bcf/d en 2021 como resultado del aumento de la producción de petróleo crudo en la región durante el mismo período.

Desde 2018 hasta principios de 2020, la producción de gas natural en la región de Permian creció más rápido que la capacidad de extracción de gasoductos. Para garantizar que su gas natural pudiera colocarse en el mercado dada la limitada capacidad de transporte, los productores vendieron su gas natural a precios reducidos, lo que resultó en un diferencial más amplio con respecto al precio de Henry Hub. En 2019, el diferencial de precio de Waha Hub con respecto a Henry Hub promedió $1,66/MMBtu.

En 2021, se puso en servicio capacidad de gasoducto adicional para transportar gas natural fuera de la región de producción de Pérmico y se redujo la diferencia de precios entre Waha Hub y Henry Hub.

El aumento de la capacidad de los gasoductos permitió a los productores entregar gas natural desde el área de producción a los centros de demanda en México ya lo largo de la Costa del Golfo de Texas, incluidas las instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL).

Desde abril de 2022, se han anunciado proyectos de gasoductos adicionales para entregar gas natural fuera de la región de producción de Permian y, si se completan según lo planeado, expandirían la capacidad de extracción de gasoductos en aproximadamente 4,2 Bcf/d para fines de 2024.

Fuente: EIA

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Imagen cortesía de empresas Lipigas

Lipigas anuncia creación de filial para su negocio eléctrico

Lipigas anuncia creación de filial para su negocio eléctrico 1762 1328 GNL GLOBAL

Con el objetivo de potenciar su línea eléctrica, Empresas Lipigas anunció este jueves la creación de una filial dedicada exclusivamente a este negocio.

Según indicó Lipigas, esta filial agrupará y desarrollará las actividades relacionadas a la energía eléctrica tales como la comercialización de energía eléctrica, la provisión de servicios de eficiencia energética, la generación eléctrica renovable, la asesoría en proyectos eléctricos y otros.

Bajo el nombre EVOL SpA, la filial estará a cargo de la actual gerente de negocio eléctrico de la compañía, Valerie Barnich, quien seguirá liderando el crecimiento de este eje que es parte del plan estratégico de Empresas Lipigas. 

“El paso que estamos dando con la creación de EVOL es muy importante en nuestra hoja de ruta de convertirnos en una empresa carbono neutral, lo que implica el desarrollo de nuevos productos y soluciones energéticas que faciliten el crecimiento sustentable de la compañía de manera paralela a nuestro negocio core”, dijo Ángel Mafucci, gerente general de Empresas Lipigas.

Agregando “Confiamos en que EVOL nos permitirá profundizar nuestra oferta eléctrica hacia nuevos segmentos y clientes, además de contribuir al cuidado del medioambiente, en línea con la tendencia de la industria a nivel mundial”.

Imagen cortesía de empresas Lipigas

En 2017, Empresas Lipigas ingresó al negocio eléctrico con la puesta en marcha de su primer Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD), ubicado en la región de Valparaíso, para luego en 2020 crear la gerencia de Negocio Eléctrico.

En septiembre de 2021, Lipigas adquirió el 80% de Four Trees Energía Distribuida SpA, la cual opera 19 plantas solares fotovoltaicas con una potencia total de 3,6 MW en Chile.

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Sycar Ecuador se prepara para recibir segunda entrega de GNL

SYCAR firma acuerdo de provisión de gas natural con la empresa Skretting Ecuador

SYCAR firma acuerdo de provisión de gas natural con la empresa Skretting Ecuador 909 533 GNL GLOBAL

La empresa SYCAR LLC anunció la firma de un contrato de provisión de gas natural con la empresa Skretting del Ecuador, parte del grupo industrial Nutreco.

«Este contrato marca un hito importante para las dos empresas por la reducción de +/- 20% en la huella de carbono en las operaciones de Skretting en Ecuador», dijo SYCAR a través de su cuenta oficial en twitter.

Skretting es parte del grupo Nutreco líder mundial en nutrición animal que ofrece soluciones tecnológicas sustentables en la producción de alimento balanceado.

Primer importador de gas natural licuado (GNL) en Ecuador

Actualmente, SYCAR se encuentra desarrollando un proyecto por fases que incluye la importación de GNL por ISO Tanques, la construcción de un terminal de importación de GNL de pequeña escala y la futura instalación de un unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) en el Canal de Jambeli (Proyecto Jambeli LNG).

Si bien el gas natural tiene una participación muy reducida en la cadena de suministro de hidrocarburos del Ecuador, SYCAR ha dicho que su objetivo principal es la introducción masiva de gas natural al país a través de la importación de GNL en complemento a la producción nacional de este hidrocarburo.

A finales de 2021, SYCAR dijo que había llegado a un acuerdo con COLON LNG MARKETING, S. de RL, empresa conjunta entre la empresa estadounidense AES y la francesa Total, para el suministro de GNL para sus operaciones en Ecuador.

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(EDITADO SEGUNDO PÁRRAFO)
Wael Sawan en un folleto oficial de Shell. Foto: Miquel González

El director ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, renuncia y Wael Sawan es designado como su sucesor

El director ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, renuncia y Wael Sawan es designado como su sucesor 1130 842 GNL GLOBAL

Shell plc anunció este jueves 15 de septiembre que Ben van Beurden dejaría el cargo como director ejecutivo (CEO) a fines de 2022 y que su sucesor sería Wael Sawan.

De acuerdo con el comunicado oficial, el nombramiento de Wael entrará en vigencia el 1 de enero de 2023*, cuando también se unirá a la Junta Directiva de Shell.

Ben van Beurden seguirá trabajando como asesor de la Junta hasta el 30 de junio de 2023, luego de lo cual dejará el grupo, indicó la compañía.

El presidente de Shell, Sir Andrew Mackenzie, dijo: “Wael Sawan es un líder excepcional, con todas las cualidades necesarias para impulsar a Shell de manera segura y rentable a través de su próxima fase de transición y crecimiento. Su historial de éxito comercial, operativo y transformacional refleja no solo su amplia y profunda experiencia y comprensión de Shell y el sector energético, sino también su claridad estratégica. Combina estas cualidades con la pasión por las personas, lo que le permite obtener lo mejor de quienes lo rodean. El resultado del proceso de sucesión administrado por la Junta dio como resultado el nombramiento de un director ejecutivo destacado y demostró la fortaleza y profundidad del talento de liderazgo de Shell. Espero trabajar con Wael mientras aceleramos la entrega de nuestra estrategia”.

Wael Sawan en un folleto oficial de Shell. Foto: Miquel González
Wael Sawan en un folleto oficial de Shell. Foto: Miquel González

Wael Sawan dijo: “Ha sido un privilegio trabajar junto a Ben y me siento honrado de asumir el liderazgo de esta gran compañía de él. Estoy ansioso por canalizar el espíritu pionero y la pasión de nuestra increíble gente para enfrentar los inmensos desafíos y aprovechar las oportunidades que presenta la transición energética. Seremos disciplinados y centrados en el valor, mientras trabajamos con nuestros clientes y socios para brindar la energía confiable, asequible y más limpia que el mundo necesita”.

Comentando sobre Ben van Beurden, Sir Andrew dijo: “Ben puede recordar con gran orgullo una extraordinaria carrera de 39 años en Shell, que culminó en nueve años como un CEO excepcional. Durante la última década, ha estado a la vanguardia de la transición de Shell a un negocio de energía con cero emisiones netas para 2050 y se ha convertido en una voz líder de la industria en algunos de los temas más importantes que afectan a la sociedad.

“Deja una empresa rentable y sólida desde el punto de vista financiero con un balance sólido, una capacidad de generación de efectivo muy fuerte y un conjunto convincente de opciones de crecimiento. Todo esto fue posible gracias a los movimientos audaces que ha liderado, incluida la adquisición de BG en 2016 y la desinversión transformadora de $ 30 mil millones de activos secundarios que siguió. Tomó medidas firmes y decisivas para conducir a la empresa a través de la pandemia global, aprovechando la oportunidad de un reinicio importante para garantizar que saliéramos más en forma, más fuertes y equipados para tener éxito en la transición energética. Powering Progress, la estrategia detallada de Shell para acelerar nuestra transición rentable a un negocio de energía con cero emisiones netas para 2050, se presentó en febrero de 2021 y fue seguida rápidamente por medidas para simplificar nuestras estructuras organizacionales y de acciones. El legado de Ben enmarcará el éxito de Shell en las próximas décadas”.

Ben van Beurden indicó “Ha sido un privilegio y un honor haber servido a Shell durante casi cuatro décadas y liderar la empresa durante los últimos nueve años. En mi viaje de ingeniero de diseño de LNG a CEO, he tenido la suerte de trabajar junto a tantas personas talentosas de diversos orígenes, todas comprometidas con el objetivo de la compañía de proporcionar al mundo los productos básicos esenciales de la vida moderna. Estoy muy orgulloso de lo que hemos logrado juntos. Tengo una gran confianza en Wael como mi sucesor. Es un líder inteligente, con principios y dinámico, que sé que seguirá sirviendo a Shell con convicción y dedicación. Le deseo a él y a su familia todo lo mejor para el viaje que tienen por delante”.

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Union Europea

Comisión Europea propone una intervención de emergencia pero elimina precio tope para el gas ruso

Comisión Europea propone una intervención de emergencia pero elimina precio tope para el gas ruso 797 597 GNL GLOBAL

La Comisión Europea propuso este miércoles una intervención de emergencia en los mercados energéticos de Europa para hacer frente a los recientes aumentos de precios drásticos, sin embargo, eliminó la opción de proponer un precio tope al gas ruso y en su lugar propuso limitar temporalmente los ingresos para los productores de electricidad «inframarginales» y una contribución solidaria de beneficios.

«La Unión Europea (EU) se enfrenta a los efectos de un grave desajuste entre la oferta y la demanda de energía, debido en gran medida al continuo uso de armas por parte de Rusia de sus recursos energéticos», dijo la Comisión en un comunicado.

Para aliviar la mayor presión que esto ejerce sobre los hogares y las empresas europeas, la Comisión dijo que estaba dando un paso más para abordar este problema proponiendo medidas excepcionales de reducción de la demanda de electricidad, que ayudarán a reducir el coste de la electricidad para los consumidores, y tomar medidas para redistribuir la energía y los los ingresos excedentes del sector a los clientes finales.

Esto sigue a las medidas previamente acordadas sobre los niveles de almacenamiento y la reducción de la demanda de gas para prepararse para el próximo invierno.

La Comisión dijo además que continúa trabajando para mejorar la liquidez de los operadores del mercado, reducir el precio del gas y reformar el diseño del mercado de la electricidad a largo plazo.

Reducción de la Demanda

La primera respuesta para hacer frente a los altos precios es reducir la demanda. Para la Comisión, esto puede afectar los precios de la electricidad y lograr un efecto calmante general en el mercado. Apuntando a las horas más caras de consumo de electricidad, cuando la generación de energía a base de gas tiene un impacto significativo en el precio, la Comisión propone la obligación de reducir el consumo de electricidad en al menos un 5 % durante las horas pico seleccionadas.

«Los Estados miembros deberán identificar el 10 % de las horas con el precio esperado más alto y reducir la demanda durante esas horas pico».

La Comisión también propuso que los Estados miembros se propongan reducir la demanda total de electricidad en al menos un 10 % hasta el 31 de marzo de 2023.

«Pueden elegir las medidas adecuadas para lograr esta reducción de la demanda, que pueden incluir una compensación financiera. La reducción de la demanda en las horas pico conduciría a una reducción del consumo de gas de 1,2 bcm durante el invierno».

El aumento de la eficiencia energética también dijo era una parte clave del cumplimiento de nuestros compromisos climáticos en virtud del Pacto Verde Europeo.

Límite temporal de Ingresos

La Comisión propuso un límite temporal de ingresos para los productores de electricidad «inframarginales», es decir, tecnologías con costos más bajos, como las energías renovables, la nuclear y el lignito, que suministran electricidad a la red a un costo inferior al nivel de precios establecido por los productores marginales por los más caros.

Estos productores inframarginales han estado obteniendo ingresos excepcionales, con costos operativos relativamente estables, ya que las costosas centrales eléctricas de gas han elevado el precio mayorista de la electricidad que reciben. La Comisión propuso fijar el tope de ingresos inframarginales en 180 EUR/MWh. Esto permitirá a los productores cubrir sus costos de inversión y operación sin afectar la inversión en nuevas capacidades en línea con nuestros objetivos de energía y clima para 2030 y 2050.

Los ingresos por encima del límite serán recaudados por los gobiernos de los Estados miembros y se utilizarán para ayudar a los consumidores de energía a reducir sus facturas.

La Comisión alientó a los Estados miembros que comercializan electricidad, en un espíritu de solidaridad, a celebrar acuerdos bilaterales para compartir parte de los ingresos inframarginales recaudados por el Estado productor en beneficio de los usuarios finales en el Estado miembro con baja generación de electricidad. Dichos acuerdos se concluirán a más tardar el 1 de diciembre de 2022 cuando las importaciones netas de electricidad de un Estado miembro desde un país vecino sean al menos del 100 %.

Contribution solidaria temporal de los beneficios

En tercer lugar, la Comisión también propuso una contribución solidaria temporal sobre los beneficios excedentes generados por las actividades en los sectores del petróleo, el gas, el carbón y las refinerías que no están cubiertas por el tope de ingresos inframarginal.

Esta contribución de tiempo limitado mantendría los incentivos de inversión para la transición verde, dijo la Comisión.

Los Estados miembros lo recaudarían sobre los beneficios de 2022 que estén por encima del 20 % de aumento sobre los beneficios medios de los tres años anteriores.

«Los ingresos serían recaudados por los Estados miembros y redirigidos a los consumidores de energía, en particular, los hogares vulnerables, las empresas más afectadas y las industrias que consumen mucha energía».

«Los Estados miembros también podrán financiar proyectos transfronterizos en consonancia con los objetivos de REPowerEU o utilizar parte de los ingresos para la financiación común de medidas de protección del empleo o promoción de inversiones en energías renovables y eficiencia energética».

En otra intervención en las reglas del mercado de la electricidad, la Comisión propuso ampliar la Caja de herramientas de precios de la energía disponible para ayudar a los consumidores. Las propuestas permitirían precios de electricidad regulados por debajo del costo por primera vez y expandirían los precios regulados para cubrir también a las pequeñas y medianas empresas.

Como anunció la presidenta de la Comisión, von der Leyen, dijo el miércoles 7 de septiembre, que la Comisión también seguirá buscando otras vías para reducir los precios para los consumidores y la industria europeos y aliviar la presión sobre el mercado.

«La Comisión profundizará su debate con los Estados miembros sobre las mejores formas de reducir los precios del gas, analizando también varias ideas para los topes de precios y mejorando el papel de la Plataforma de Energía de la UE para facilitar acuerdos de precios más bajos con proveedores a través de compras conjuntas voluntarias».

La Comisión dijo que seguirá trabajando en herramientas para mejorar la liquidez en el mercado de los servicios públicos de energía, y revisar el marco de crisis de ayuda estatal temporal para garantizar que sigue permitiendo a los Estados miembros proporcionar el apoyo necesario y proporcionado a la economía al tiempo que garantiza la igualdad de condiciones.

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ENI

Italia debe aumentar la capacidad de GNL en 2023, dice el CEO de ENI

Italia debe aumentar la capacidad de GNL en 2023, dice el CEO de ENI 1130 656 GNL GLOBAL

MILÁN, (Reuters) – Italia debe aumentar su capacidad de importación de gas natural licuado (GNL) a partir del próximo año, dijo el miércoles el presidente ejecutivo del grupo energético ENI.

Italia ya aseguró importaciones adicionales de gas de Argelia y Noruega para compensar una caída en los suministros de Rusia, sin embargo, necesita terminales de GNL adicionales para recibir más combustible de varios países, dijo Claudio Descalzi en una conferencia de negocios.

Descalzi dijo que el grupo estatal, que el año pasado importó unos 21 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas de Rusia de un total de 29 bcm importados por Italia, reemplazará poco más del 50% de los suministros de Moscú a partir de este invierno.

En el invierno de 2024-2025, ENI habrá reemplazado el 100% del gas ruso, dijo Descalzi.

«Si el invierno es sin olas de frío excesivo, podríamos lograrlo gracias a los almacenamientos de gas llenos en un 90% y los flujos (de gas) de estos países», dijo Descalzi, refiriéndose a la posibilidad de que Italia sobreviva sin las importaciones de Moscú.

“Luego tenemos otras contribuciones, como la de Noruega. En el futuro también tendremos contribuciones de Egipto, Nigeria, Angola y Congo vía GNL”.

La capacidad actual de GNL de Italia está casi saturada, dijo.

A medida que Gazprom comenzó a reducir el suministro de gas a Europa a través de gasoductos después de su invasión de Ucrania este año, Italia y Alemania recurrieron al GNL, que se transporta a través de barcos.

Este año, el operador de red de gas italiano controlado por el estado Snam compró dos unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU).

Alemania arrendó cinco FRSU este año, dos de las cuales estarán disponibles este año.

Fuente: Reuters

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Tarifas de fletamento buques de GNL. Imagen cortesía de https://www.freightwaves.com/

Tarifas de envío de GNL superan los USD 100,000 diarios

Tarifas de envío de GNL superan los USD 100,000 diarios 1638 734 GNL GLOBAL

En un año típico, la demanda de invierno en el hemisferio norte aumenta las tarifas de los barcos que transportan petróleo crudo, productos refinados y gas natural licuado (GNL). A medida que este verano llega a su fin, las tarifas de los buques ya están a niveles que normalmente se ven cuando cae la nieve.

Tarifas de envío de GNL

El envío de GNL se está viendo muy afectado por la guerra entre Ucrania y Rusia, la demanda de viajes de corta distancia desde el Golfo de EE. UU. a Europa ha aumentado drásticamente.

Si bien una gran parte del GNL de EE. UU. continúa fluyendo hacia Europa, sin embargo, los datos de posición de los barcos muestran más barcos en viajes de larga distancia a Asia que a principios de este año.

“El sector del transporte marítimo de GNL está en auge”, dijo Frode Mørkedal, analista de Clarksons Securities.

A partir del martes, Clarksons fijó las tarifas spot para los transportadores de GNL con motor diésel tricombustible (TFDE) de referencia en USD 101,700 por día. Los transportadores de GNL con motor de dos tiempos más eficientes, conocidos como transportadores MEGI o XDF, se evaluaron en USD 170,000 por día. Las tasas no han estado tan altas desde diciembre.

Las tarifas para los transportistas de dos tiempos y de tres combustibles aumentaron más del 60 % en el último mes, a niveles que generalmente se alcanzan en noviembre.

“Las tarifas de los transportistas de GNL siguen en una tendencia de fortalecimiento, con niveles de actividad aumentando a medida que nos acercamos a los meses de invierno”, dijo Omar Nokta, analista de envíos de Jefferies.

Según Mørkedal, “Los fletadores… tienen todas las motivaciones para pagar el mejor precio por el alquiler de embarcaciones. Según los precios de carga de la semana pasada, los comerciantes que pueden comprar gas natural de EE. UU. y enviarlo a Europa obtendrán una ganancia de USD133 millones por solo una carga, que es el 74% del valor de un transportista TFDE de cinco años.

Señaló que las ofertas de fletamento por tiempo de un año para los transportistas TFDE ahora se evalúan en USD 170,000 por día, con fletamentos de un año para transportistas de dos tiempos en USD220,000 por día.

¿Las tarifas de los petroleros se dirigen a las 6 cifras?

Los buques de productos han estado en números negros desde principios de este año. Las tasas se han visto impulsadas por los flujos comerciales interrumpidos a raíz de la guerra, así como por el repunte en el consumo de productos refinados después de que se levantaron las restricciones de COVID.

Los buques de crudo más pequeños también se han beneficiado de las interrupciones de la guerra. Hasta hace poco, las clases más pequeñas de buques tanto para crudo como para productos superaban a los buques más grandes. Ese patrón al revés ahora se ha normalizado. Los buques más grandes están superando una vez más a los más pequeños, y las tarifas están muy por encima del punto de equilibrio para todas las categorías de tamaño, a pesar de cierta debilidad de la demanda en China.

Según Clarksons, los transportadores de crudo muy grandes (VLCC, petroleros que transportan 2 millones de barriles) construidos en 2011 y no equipados con depuradores ganaron un promedio de USD 54,700 por día en el mercado spot el martes. Eso es un aumento del 123% mes a mes.

“Los corredores informan que las tasas se están afirmando a pasos agigantados, a diferencia del ritmo más lento y constante observado en las últimas semanas”, dijo Mørkedal.

Para poner en perspectiva la escala del rebote de los VLCC, Clarksons estimó que, entre enero y julio de 2011, los VLCC sin depuradores, construidos en 2011, promediaron apenas USD 2700 por día. En todo el año 2021, Clarksons calculó las tarifas promedio de VLCC en solo USD 6,600 por día. La tasa de equilibrio para este tipo de barco es de alrededor de USD 30,000 por día.

Esa caída épica de VLCC parece haber terminado. Mørkedal cree que las tarifas de VLCC podrían superar los USD 100,000 por día este invierno.

Clarksons evaluó las tarifas al contado del martes para los petroleros de crudo Suezmax más antiguos sin depuradores (capacidad: 1 millón de barriles) en USD 41,100 por día. Los Aframaxes (capacidad: 750.000 barriles), los petroleros de crudo que más se benefician del comercio ruso, costaban 47.000 dólares al día.

Los buques de productos siguen teniendo un rendimiento superior

El mercado sigue siendo aún más fuerte en el lado de los productos-tanque. Los compradores siguen luchando por los suministros de diesel, gasolina y combustible para aviones. Clarksons evaluó las tarifas spot para los buques de productos LR2 sin depuradores más antiguos con una capacidad de 115.000 toneladas de peso muerto (DWT) a USD 64.400 por día el martes.

Los llamados petroleros de productos LR1 (75 000 DWT) ganaban USD 56 500 por día y los petroleros MR (50 000 DWT) USD 54 200 por día.

¿Hasta dónde pueden llegar las tarifas de producto-camión cisterna? Mørkedal cree que la próxima prohibición de la UE sobre las importaciones de productos rusos podría impulsar las tarifas LR2 a un nuevo máximo histórico de USD 250,000 por día.

Las existencias de petroleros se mantienen altas a medida que el mercado más amplio se hunde

El promedio industrial Dow Jones cayó más de 1200 puntos el martes después de que la inflación subyacente fuera más alta de lo esperado. Sin embargo, las existencias de petroleros se mantuvieron y se mantuvieron en o cerca de los niveles máximos.

Mientras el resto del mercado bursátil caía, el propietario de petroleros de crudo DHT (NYSE: DHT) y los propietarios de flotas mixtas Teekay Tankers (NYSE: TNK) e International Seaways (NYSE: INSW) alcanzaron nuevos máximos de 52 semanas el martes.

El lunes, el propietario de buques de productos Scorpio Tankers (NYSE: STNG), el propietario de transportadores de GNL Cool Co. (Oslo: COOL) y Tsakos Energy Navigation (NYSE: TNP), que posee crudo, alcanzaron nuevos máximos.

Fuente: American Shipper | Autor Greg Miller | Freight Waves

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