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QatarEnergy Renewable Solutions y QAFCO lanzan la instalación de amoníaco azul más grande del mundo

QatarEnergy Renewable Solutions y QAFCO lanzan la instalación de amoníaco azul más grande del mundo
QatarEnergy Renewable Solutions y QAFCO lanzan la instalación de amoníaco azul más grande del mundo 1190 750 GNL GLOBAL

Las filiales de QatarEnergy, QatarEnergy Renewable Solutions y Qatar Fertilizer Company (QAFCO) firmaron acuerdos este miércoles para la construcción del Proyecto Ammonia-7, el primer proyecto de Blue Ammonia a escala mundial y más grande de la industria.

QatarEnergy Renewable Solutions (propiedad 100% de QatarEnergy) y QAFCO (propiedad 100% de la subsidiaria de QatarEnergy, Industries Qatar, que cotiza en la Bolsa de Valores de Qatar), se unieron para establecer el Proyecto Ammonia-7.

El proyecto tendrá una capacidad para producir hasta 1,2 millones de toneladas por año (MTPA) de amoníaco azul, lo que lo convierte en la instalación de este tipo más grande del mundo, dijo la empresa Qatarí en un comunicado.

Con una fecha de puesta en marcha prevista para el primer trimestre de 2026, la nueva planta estará ubicada en Mesaieed Industrial City (MIC) y será operada por QAFCO como parte de sus instalaciones integradas.

El anuncio de QatarEnergy se realizó durante un acto celebrado este miércoles 31 de agosto, en la sede de QatarEnergy en Doha.

Durante el evento, se firmaron los acuerdos del proyecto, incluido el contrato de ingeniería, adquisición y construcción (EPC). Valorado en aproximadamente mil millones de dólares, el contrato EPC fue adjudicado a un consorcio de ThyssenKrupp y Consolidated Contractors Company (CCC).

A la ceremonia asistió el Sr. Saad Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado para Asuntos Energéticos, Presidente y Director Ejecutivo de QatarEnergy, el Sr. Abdulrahman Al-Suwaidi, Director Ejecutivo de QAFCO, la Sra. Martina Merz, Directora Ejecutiva de Thyssenkrupp AG, Dr. Cord Landsmann, CEO Thyssenkrupp Uhde, y el Sr. Oussama El-Jerbi, Director General de Área de CCC (Qatar), así como altos ejecutivos de QatarEnergy. QAFCO, ThyssenKrupp y CCC. Imagen: Cortesía de QatarEnergy

Saad Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado para Asuntos Energéticos, Presidente y Director Ejecutivo de QatarEnergy, comentó: “Ammonia-7 es un proyecto histórico para Qatar y para la industria en general. Se basa en nuestra experiencia en la instalación, operación y mantenimiento de plantas de amoníaco convencionales para producir fertilizantes. También estamos aprovechando nuestra posición única en el espacio de captura y secuestro de carbono y energías renovables, así como nuestras capacidades y ventajas logísticas ideales para suministrar productos y combustibles diferenciados y bajos en carbono al mundo”.

Agregando, “Nuestra inversión en este proyecto habla de los pasos concretos que estamos tomando para reducir la intensidad de carbono de nuestros productos energéticos, y es un pilar clave de la estrategia de sostenibilidad y transición energética de QatarEnergy”.

De conformidad con los acuerdos firmados QatarEnergy Renewable Solutions anunció que:

  • (i) Desarrollará y administrará instalaciones CCS integradas capaces de capturar y secuestrar alrededor de 1,5 millones de toneladas de CO2 por año, para abastecer la nueva planta Ammonia-7;
  • (ii) Suministrará más de 35 MW de electricidad renovable a la instalación Ammonia-7 desde su planta de energía solar fotovoltaica en MIC, que actualmente se encuentra en construcción;
  • (iii) Desarrollará y liderará el proceso para certificar el producto producido por la instalación Ammonia-7 como Blue Ammonia, con la participación de expertos líderes de la industria y organismos independientes relevantes; y
  • (iv) Será el único comprador y comercializador de todo el Blue Ammonia producido por Ammonia-7.

QatarEnergy Renewable Solutions, filial de propiedad total de QatarEnergy, será la encargada de invertir y comercializar productos y soluciones de energía renovable y sostenibilidad dentro del Estado de Qatar y en todo el mundo.

QAFCO es el mayor productor integrado de sitio único del mundo de amoníaco y urea, con una capacidad de producción actual de aproximadamente 4 MTPA de amoníaco y 6 MTPA de urea.

La inversión en Blue Ammonia y las instalaciones CCS ampliadas son parte de los pasos que QatarEnergy está tomando para cumplir con su estrategia de sostenibilidad, que enfatiza el compromiso de QatarEnergy, como un importante productor de energía, con la producción responsable de energía limpia y asequible para facilitar la transición energética.

Según indicó la empresa, la estrategia estipula múltiples iniciativas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, incluidos proyectos emblemáticos como el mayor despliegue de tecnología de captura y almacenamiento de carbono para capturar más de 11 millones de toneladas anuales de CO2 en Qatar para 2035.

Amoníaco azul

El amoníaco azul se produce cuando el CO2 generado durante la producción de amoníaco convencional se captura y almacena, así mismo, se puede transportar en barcos convencionales, se puede usar en centrales eléctricas para producir electricidad con bajas emisiones de carbono.

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Precios del gas

Acciones de la CE y los niveles de almacenamiento de las instalaciones europeas reducen la presión en los precios
Acciones de la CE y los niveles de almacenamiento de las instalaciones europeas reducen la presión en los precios 1822 1064 GNL GLOBAL

Luego de alcanzar niveles récord la semana pasada, los precios del gas en los principales mercados retrocedieron el lunes y martes de esta semana.

Los anuncios de que la Comisión Europea (CE) se está preparando para intervenir a corto plazo y que los inventarios de algunos países europeos ya alcanzan los niveles requeridos, incluso antes de la fecha prevista, han incrementado las posibilidades de que Europa pase un invierno con un amplio suministro, lo que brinda cierto alivio a la región y ha contribuido notablemente a reducir la presión sobre los precios.

El contrato front month de Sep-22, para el marcador holandés (TTF), cayó un 20% el lunes y extendió las pérdidas el martes, retrocediendo 2,4% para liquidarse en USD 77,986/MMBtu, después de que el viernes alcanzara casi USD 100/MMBtu. En Asia, el contrato de Oct-22 del JKM, el marcador de referencia para los cargamentos de gas natural licuado (GNL) vendidos en Asia, también se contrajo, cayendo un 0,2% el lunes y un 14,4% el martes para liquidarse en USD58,745/MMBtu. Asimismo, en EE. UU., el contrato en el Henry Hub también retrocedió, registrando una pérdida de un 3,3% el martes con respecto al día anterior, liquidándose en USD 9,042/MMBtu.

En los últimos días, los precios del gas en los principales mercados de referencia han registrado una volatilidad extrema que ha estado impulsada por la incertidumbre en los suministros de gas a Europa, un aumento registrado en las compras para el invierno de Asia, y un mercado de gas que continúa estando apretado.

La estatal de energía de Rusia Gazprom anunció la semana pasada que suspenderá nuevamente los flujos de gas de Nord Stream-1 a Alemania para realizar tres días de mantenimiento, a partir del hoy 31 de agosto.

Freeport LNG, la segunda planta de exportación de GNL más importante de EE. UU., retrasó el reinicio de sus operaciones de octubre a noviembre, luego de registrar un incidente en la instalación a principios de junio.

Acciones de la Unión Europea y los niveles de almacenamiento

La Comisión Europea dijo que estaba trabajando «a toda máquina» en un paquete de emergencia y en una «reforma estructural del mercado de la electricidad» para combatir el aumento de los precios, mientras que los esfuerzos para llenar los almacenamientos de gas ya alcanzan para algunos países los niveles requeridos, antes de lo previsto.

De acuerdo con las cifras publicadas por Gas Infrastructura Europe (GEI), las instalaciones europeas de almacenamiento de gas, al 29 de agosto, registran un 80,17 % en promedio, alcanzando el objetivo de la Unión Europea para los países, establecido para el 1 de noviembre.

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Bulk carrier varado tras colisión con buque de GNL en Gibraltar
Bulk carrier varado tras colisión con buque de GNL en Gibraltar 1920 1136 GNL GLOBAL

Un buque transportador de gas natural licuado (GNL) y un bulk carrier chocaron frente a las costas de Gibraltar, dejando a este último varado, dijeron el martes las autoridades del territorio británico de ultramar en el extremo sur de la península ibérica.

La colisión obligó al cierre del puerto durante cuatro horas, pero se reabrió por completo, dijeron las autoridades, mientras se desplegaban barreras alrededor de la embarcación varada para evitar cualquier posible derrame de combustible.

Imagen Marine Traffic

«La Autoridad Portuaria de Gibraltar permanece en el lugar y revisa continuamente todos los aspectos de la situación», dijo el gobierno de Gibraltar en un comunicado.

El buque OS 35, cargado con barras de acero y transportando más de 400 toneladas de combustible, cortó el ADAM LNG cuando el primero se movía para salir de la bahía. El ADAM LNG, con bandera de las Islas Marshall, llegó a Gibraltar después de descargarlo en Malta. Permanece fondeado cerca del lugar donde se produjo el abordaje.

La Autoridad Portuaria de Gibraltar dirigió el OS 35 hacia el lado este para garantizar que pudiera varar de manera segura para minimizar el riesgo de hundimiento del barco.

Imagen Marine Traffic

El buque OS 35, cargado con barras de acero y transportando más de 400 toneladas de combustible, cortó el ADAM LNG cuando el primero se movía para salir de la bahía. El ADAM LNG, con bandera de las Islas Marshall, llegó a Gibraltar después de descargarlo en Malta. Permanece fondeado cerca del lugar donde se produjo el abordaje.

La Autoridad Portuaria de Gibraltar dirigió el OS 35 hacia el lado este para garantizar que pudiera varar de manera segura para minimizar el riesgo de hundimiento del barco.

Su tripulación de 24 miembros permanece a bordo a pedido del capitán, pero podría ser evacuada si es necesario.

Fuente: Reuters | Imágenes: Cortesía de Marine Traffic

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FOTO GUILHERME SCHMIDT/PETROBRAS AGENCY

Petrobras planea conectar el sistema 5G en 29 plataformas de producción para 2024
Petrobras planea conectar el sistema 5G en 29 plataformas de producción para 2024 1078 812 GNL GLOBAL

Petrobras planea habilitar el sistema 5G en 29 plataformas de producción propias, en las cuencas de Campos y Santos, y en 17 unidades en tierra (entre refinerías, unidades de tratamiento de gas, puertos, entre otros), para 2024.

La expectativa es aumentar, en docenas de veces, la velocidad de transmisión de datos, impulsando las operaciones remotas y las tecnologías de monitoreo en tiempo real en entornos confinados, así como aprovechando la realidad aumentada y mixta y el llamado Internet de las Cosas (IOT), entre otros avances.
 
Los primeros resultados de la expansión de la conectividad en la empresa ya están empezando a surgir con la implementación en curso de las redes privadas 4G LTE (Long Term Evolution) y el salto se producirá, en una segunda etapa, con la activación de 5G, en una evolución del estándar LTE 4G.
 
Red de fibra óptica
 
Para proporcionar cobertura de transmisión de datos y permitir la operación de 5G en el entorno offshore, la compañía está instalando una amplia infraestructura de fibra óptica, que ocupará más de 1600 km de longitud, a lo largo de las cuencas de Campos y Santos. La red se está instalando desde Praia Grande, en la costa de São Paulo, y se espera que las obras estén terminadas a finales de 2023.
 
En tierra, Petrobras planea instalar 5G en 17 unidades bajo su operación, que cubren refinerías, Unidades de Tratamiento de Gas (UTG), centrales termoeléctricas, puertos, almacenes, entornos corporativos, así como su Centro de Investigación e Innovación (Cenpes). Con la red de quinta generación, la intención es aumentar el control remoto de drones y robots en cualquier lugar de las plantas industriales, tanto en entornos terrestres como en alta mar, así como ampliar la digitalización de procesos y reducir la exposición de los profesionales al riesgo.
 
Impulso al Internet
 
Además de las plataformas y sistemas en tierra, Petrobras tiene la intención de extender el 5G a las unidades móviles, como sondas, unidades de mantenimiento y servicio (UMS) y buques de apoyo. Con 5G, la compañía espera aumentar la eficiencia del proceso, reducir los costos, aumentar el nivel de seguridad operativa y obtener una mayor masa de datos extraídos de las operaciones de campo, acelerando la toma de decisiones. Según los datos de la consultoría McKinsey, la combinación de satélites 5G y LEO (Low Earth Orbit) tiene el potencial de generar ganancias de hasta 70 000 millones de dólares para la industria mundial del petróleo y el gas en los próximos años.
 
En Petrobras, 5G también impulsará innovaciones de última generación, como el Internet de las cosas, una red de equipos y personas conectadas a sensores, software y otras tecnologías, que ya tiene una serie de proyectos en curso reunidos en el Centro de Excelencia de la compañía en IIOT (Internet Industrial de las Cosas).
 
En este centro, los expertos de la compañía se dedican a desarrollar los diversos aspectos del IIoT, como la gobernanza de los datos industriales, la arquitectura, la seguridad y los estándares, dirigidos a proyectos de desarrollo de sensores para predecir fallos de equipos, aplicaciones para monitoreo remoto y procesamiento de imágenes, entre otros.

Fuente: Agencia Petrobras

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ANP

ANP: Consulta aprobada sobre el anuncio de la convocatoria pública CP 04 para Gasbol
ANP: Consulta aprobada sobre el anuncio de la convocatoria pública CP 04 para Gasbol 700 525 GNL GLOBAL

El Consejo de Administración de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) aprobó la semana pasada la celebración de una consulta pública para obtener contribuciones, de agentes económicos y otras partes interesadas, sobre el Aviso de Convocatoria Pública (CP 04) para la contratación de Capacidad de Transporte de Gas Natural en el Gasoducto Bolivia-Brasil (gasoducto de transporte del transportista brasileño Gasoduto Bolivia-Brasil S.A.

Según se informó, el propósito de la notificación fue identificar los posibles cargadores (agentes económicos autorizados por la ANP para contratar el servicio de transporte de gasoductos de gas natural) y la contratación de capacidad de transporte firme (con garantía de movimiento hasta el volumen contratado) en el gasoducto para el período comprendido entre 2023 y 2027.  

Debido a la transición a un nuevo modelo de reserva de capacidad de transporte en Brasil y a la tarificación de esta capacidad, la ANP dijo que era esencial que los agentes participaran en la discusión de las cláusulas y documentos utilizados en el proceso de convocatoria pública, ya que presentan las tarifas de referencia aplicables al servicio de transporte de la empresa objeto de contratación. 

Tras el análisis de las contribuciones recibidas durante la consulta pública, la ANP dijo que se aprobaría el proyecto de notificación y, como anexo, los proyectos de los contratos de transporte por parte del Consejo de Administración de la ANP.

También dijo que deberán aprobarse los Ingresos Máximos Permitidos de TBG y las tarifas de referencia aplicables al servicio de transporte de la empresa que se contratará a través de la Convocatoria Pública, ya que estos valores forman parte del aviso, de conformidad con las disposiciones de la Ley de Nuevos Gases (Ley 14.134/2021). 

Finalmente la ANP dijo que la convocatoria pública será realizada indirectamente por el transportista brasileño Gasoduto Bolivia-Brasil S/A (TBG).

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Desacuerdo entre las partes, Gazprom reduce las entregas de gas a Engie a partir del 30 de agosto
Desacuerdo entre las partes, Gazprom reduce las entregas de gas a Engie a partir del 30 de agosto 1000 624 GNL GLOBAL

La estatal rusa Gazprom informó a la compañía Engie que reducirá sus entregas de gas, a partir de este martes, debido a un desacuerdo entre las partes sobre la aplicación de algunos contratos, lo que se suma a preocupaciones relacionadas con el suministro de energía, dijo la empresa de servicios públicos francesa.

«Como se anunció anteriormente, Engie ya había asegurado los volúmenes necesarios para cumplir con sus compromisos con sus clientes y sus propios requisitos, y puso en marcha varias medidas para reducir significativamente cualquier impacto financiero y físico directo que pudiera resultar de una interrupción del suministro de gas por parte de Gazprom«, indicó la compañía en un comunicado.

Las entregas a Engie desde Gazprom han disminuido sustancialmente desde el comienzo de la guerra en Ucrania, con un suministro mensual reciente de 1,5 TWh, que se compara con los suministros anuales totales de Engie en Europa por encima de los 400 TWh.

La primera ministra francesa, Elisabeth Borne, instó el lunes a las empresas a redactar planes de ahorro de energía para el próximo mes, advirtiendo que serían las primeras en ser golpeadas si Francia no tiene más remedio que racionar el suministro de gas y electricidad.

Francia depende menos que algunos vecinos de las importaciones de gas de Rusia, que representan alrededor del 17% de su consumo de gas. Sin embargo, persisten las preocupaciones sobre el suministro de Rusia.

Engie confirmó el lunes que estaba en conversaciones con Sonatrach de Argelia para aumentar las importaciones del país del norte de África, un importante exportador de petróleo y gas.

Fuente: Reuters

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Mapa de Canada

Canadá ve reactivación del GNL en la costa oeste
Canadá ve reactivación del GNL en la costa oeste 624 400 GNL GLOBAL

Canadá está tomando una segunda oportunidad para desarrollar una industria de exportación de gas natural licuado (GNL) en su costa oeste, una década después de que los altos costos y la oposición indígena descarrilaran una ola anterior de terminales de GNL propuestas.

Esta vez, las empresas se están enfocando en proyectos más pequeños de la costa oeste que apuestan que serán más baratos y rápidos de construir.

«Los proyectos más pequeños son más fáciles de gestionar, especialmente en Canadá», dijo el presidente ejecutivo de Enbridge, Al Monaco, a Reuters en una entrevista. «La necesidad global de GNL es más clara ahora que antes, estamos teniendo una segunda oportunidad y espero que no la desperdiciemos esta vez. Tenemos que hacerlo de inmediato».

Los obstáculos ambientales y normativos para la construcción de gasoductos han desalentado la construcción de nuevas terminales de GNL en la costa atlántica de Canadá. La costa del Pacífico de la Columbia Británica está cerca del vasto campo de esquisto Montney de Canadá y de los mercados asiáticos, donde los precios del GNL alcanzaron un récord la semana pasada.

Port Edward LNG, de propiedad privada, está recaudando capital y negociando acuerdos de compra con compradores asiáticos, un consorcio liderado por Shell está estudiando la viabilidad de construir la Fase 2 del proyecto LNG Canada y el mes pasado Enbridge Inc describió una inversión de 1.500 millones de dólares canadienses en el proyecto Woodfibre LNG de Pacific Energy Corp.

Woodfibre comenzará a construirse en 2023 y el proyecto LNG Canada de 14 millones de toneladas por año (mtpa) en Kitimat está en construcción y se espera que entre en servicio en 2025. Son los únicos dos de los 18 proyectos propuestos que están en marcha.

Construcción de una gran terminal de GNL en B.C. cuesta aproximadamente el doble de lo que hace en la costa del Golfo de EE. UU. La tendencia, con la excepción de LNG Canada, es para plantas mucho más pequeñas.

PROCESO SIMPLIFICADO

Los desarrolladores, deseosos de evitar errores del pasado, están asegurando el apoyo de los pueblos indígenas desde el principio, dijo Karen Ogen-Toews, directora ejecutiva de First Nations LNG Alliance. Las empresas también están modificando la infraestructura existente para evitar largas demoras regulatorias.

«Esa es una gran diferencia, la escala de estos nuevos proyectos de GNL frente a los antiguos», dijo Dulles Wang, analista de Wood Mackenzie. «Los productores y desarrolladores son conscientes del riesgo financiero asociado con proyectos más grandes».

Woodfibre LNG será un proyecto de 2,1 mtpa construido en una planta de celulosa en desuso cerca de Squamish. Port Edward LNG en el norte de B.C. enviará solo 300.000 toneladas por año utilizando un muelle y gasoductos existentes, y ha contratado a banqueros de inversión en Houston y Londres para recaudar 350 millones de dólares canadienses en financiamiento.

«No hay duda de que este es un proceso más simplificado», dijo el presidente de Port Edward LNG, Chris Hilliard. «Al no utilizar el enfoque convencional de GNL, podemos aprovechar una infraestructura existente considerable».

La exportación desde la costa oeste abre el acceso a los mercados mundiales a los productores de gas canadienses sin salida al mar. Pero la ventana para construir nuevas terminales es estrecha. Con el objetivo mundial de emisiones netas de carbono cero para 2050, un informe del Instituto Internacional para el Desarrollo Sostenible advirtió que las terminales canadienses de GNL podrían convertirse en activos varados.

La economía del proyecto podría reconfigurarse para proporcionar retornos de capital más rápidos, o las terminales podrían convertirse algún día para exportar hidrógeno, dijo el ministro federal de Recursos Naturales, Jonathan Wilkinson.

«Creo que todo el mundo está tratando de entender exactamente cómo funcionará eso», dijo a Reuters.

Fuente: Reuters

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Golar Igloo. Imagen cortesía de Marine Traffic

La FSRU Golar Igloo de New Fortress Energy ya se encuentra en Europa
La FSRU Golar Igloo de New Fortress Energy ya se encuentra en Europa 1920 1021 GNL GLOBAL

La unidad flotante de almacenamiento y regasificación de gas natural (FSRU por sus siglas en inglés), Golar Igloo, propiedad de la empresa estadounidense New Fortress Energy, ya se encuentra en Europa.

De acuerdo con los datos del portal de seguimiento de barcos, Marine Traffic, la FRSU Golar Igloo llegó al puerto de Róterdam, en los Países Bajos, el domingo 28 de agosto a las 11:12 hora local.

Se espera que pronto partirá a su destino final en Eemshaven, para prestar sus servicios a la terminal de la empresa holandesa Gasunie.

Golar Igloo. Imagen cortesía de Marine Traffic

Gasunie firmó un contrato vinculante en mayo con New Fortress Energy por el arrendamiento de la FSRU Golar Igloo.

Hasta este año, Holanda solo contaba con una terminal de GNL en el puerto de Róterdam.

La nueva terminal de GNL en Eemshaven ahora constará con dos FRSUs: de Exmar S188 y Golar Igloo.

La ampliación en Eemshaven y la optimización de la terminal de Róterdam duplicarán la capacidad de importación de GNL.

De acuerdo con los datos de Marine Traffic, la Exmar S188 arribó a Eemshaven el 19 de junio.

Alex Froley, analista de GNL de la firma de datos y servicios de energía ICIS, dijo «El operador holandés Gasunie ha reunido rápidamente la primera nueva instalación de importación de Europa desde la crisis energética, y es probable que los proyectos alemanes tarden varios meses más».

Froley indicó además que uno de los beneficios claves del sitio de Eemshaven era que contaba con mucha capacidad de gasoductos en tierra para transportar el gas fuera del puerto. «Eemshaven se encuentra en la provincia de Groningen, el hogar del yacimiento de gas terrestre más grande de Europa, que ha estado reduciendo la producción en los últimos años, dejando espacio en las líneas».

Gasunie dijo que durante los próximos cinco años, las terminales flotante convertirán el GNL en gas natural en su estado gaseoso en Eemshaven, para luego alimentar a la red nacional.

En total, Gasunie espera traer a los Países Bajos 8 mil millones de metros cúbicos adicionales de gas natural.

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Imagen cortesía Cheniere

Cheniere contempla la expansión del complejo de exportación de GNL en Corpus Christi
Cheniere contempla la expansión del complejo de exportación de GNL en Corpus Christi 900 521 GNL GLOBAL

Cheniere Energy Inc., el mayor exportador de gas natural licuado (GNL) en los EE. UU., planea expandir su complejo en la costa de Texas, según un documento regulatorio, informó Bloomberg.

De acuerdo con la agencia, en la presentación de la compañía ante la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC), Cheniere habría indicado que estaba buscando agregar dos líneas de producción, o trenes de licuefacción, así como un tanque de almacenamiento de 220,000 metros cúbicos en su planta de Corpus Christi.

Cheniere planea presentar una solicitud formal ante la agencia en febrero; si se aprueba, la construcción comenzaría en octubre de 2024 con una fecha de puesta en servicio proyectada durante la segunda mitad de 2031, informó Bloomberg.

La presentación de Cheniere se produce aproximadamente dos meses después de que Cheniere tomara una decisión final de inversión para la expansión de la etapa tres de Corpus Christi LNG.

Cheniere ha firmado un total de seis acuerdos de suministro de GNL desde mayo, ya que Europa y Asia continúan compitiendo por suministros globales ajustados.

Fuente: Bloomberg

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Santos alcanza FID del proyecto de duplicación del gasoducto Darwin
Santos alcanza FID del proyecto de duplicación del gasoducto Darwin 1108 688 GNL GLOBAL

Santos, como operador de la empresa conjunta Barossa, anunció hoy que había alcanzado una decisión final de inversión (FID) para continuar con el Proyecto de Duplicación del gasoducto Darwin, ubicado frente a las costas del Territorio del Norte.

La decisión extenderá el gasoducto de exportación de gas Barossa a la instalación Darwin LNG (DLNG) operada por Santos y permitirá la reutilización del gasoducto existente de Bayu-Undan a Darwin para facilitar las opciones de captura y almacenamiento de carbono (CCS).

El gas del campo Barossa, ubicado a 300 kilómetros al norte de Darwin, está destinado a reemplazar el suministro actual de la instalación Bayu-Undan ubicada en Timor-Leste. La primera producción de gas en DLNG con gas Barossa está prevista para la primera mitad de 2025.

El Director Gerente y Director Ejecutivo de Santos, Kevin Gallagher, dijo que los proyectos DLNG Life Extension, Darwin Pipeline Duplication y Bayu-Undan CCS promoverían el desarrollo sostenible y el crecimiento del empleo en el Territorio del Norte y Timor-Leste, al tiempo que impulsarían la reducción de carbono en toda la región.

“Tomar FID en el Proyecto de duplicación de gasoductos de Darwin permitirá que el proyecto Barossa esté listo para CCS”, dijo Gallagher.

“El proyecto Bayu-Undan CCS tiene el potencial de capturar y almacenar hasta 10 millones de toneladas de dióxido de carbono por año, equivalente a aproximadamente el 1,5 por ciento de las emisiones de carbono de Australia cada año de otros proyectos, clientes y otras industrias difíciles de reducir y tiene el potencial para ser el proyecto CCS más grande del mundo”.

Se estima que agregar el proyecto de duplicación del gasoducto Darwin aumentará la participación de Santos en los gastos de capital para el proyecto Barossa en aproximadamente US$311 millones.

La empresa conjunta de Barossa ha acordado con los socios de la empresa conjunta de DLNG rescindir el acuerdo de peaje para usar el oleoducto original de Bayu-Undan a DLNG, lo que reduce los gastos operativos de Barossa.

El trabajo está programado para comenzar en el proyecto de duplicación de gasoductos de Darwin en 2023, sujeto a las aprobaciones regulatorias de Commonwealth y NT.

La decisión final de inversión en Bayu-Undan CCS está prevista para 2023.

Santos continúa trabajando con los gobiernos de Australia y Timor-Leste para establecer marcos regulatorios que respalden futuras operaciones de CCS.

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