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Alemania

Alemania: Almacenamiento de gas se está llenando más rápido de lo esperado antes del invierno

Alemania: Almacenamiento de gas se está llenando más rápido de lo esperado antes del invierno 624 400 GNL GLOBAL

El escenario de un invierno frío sin acceso a calefacción parece estar descartado, según el ministro de economía de Alemania, mientras que el gas ruso ahora representa menos del 10% del consumo de Alemania.

El ministro de Economía alemán, Robert Habeck, dijo que los objetivos establecidos por el gobierno para el llenado de las instalaciones de almacenamiento de gas se habían alcanzado antes de lo previsto, evitando los peores temores de una grave escasez de gas para este invierno.

«Los depósitos se están llenando más rápido de lo previsto», dijo a la revista alemana Der Spiegel según un informe publicado el domingo.

El objetivo del gobierno de alcanzar el 85% de la capacidad de almacenamiento en octubre podría lograrse a principios de septiembre, según el ministerio Habeck.

Actualmente, Alemania está tratando de asegurar fuentes alternativas de gas para evitar una escasez aguda durante los fríos meses de invierno, mientras intenta dejar de usar combustible ruso tras la invasión de Ucrania.

Alemania encuentra fuentes alternativas

Los niveles de almacenamiento ya rondan el 82%, según el grupo de operadores europeos GIE.

El próximo objetivo es el 95% para el 1 de noviembre, que al ritmo actual también debería cumplirse antes de tiempo. Sin embargo, Rusia planea cerrar el gasoducto Nord Stream 1 durante tres días a partir del 31 de agosto. Los flujos de gas desde Rusia ya se han reducido al 20% de la capacidad del gasoducto durante varias semanas.

Pero si bien el gas ruso representó el 55% del consumo de Alemania en 2021, se redujo a solo el 9,5% en agosto. Las importaciones de gas de Noruega y los Países Bajos representan ahora la mayor parte del suministro de Alemania.

Alemania también espera flujos de gas natural licuado (GNL) de Francia una vez que se hayan resuelto los problemas organizativos y técnicos.

El almacenamiento de gas de Alemania permitirá a las empresas de suministro recurrir a él cuando sea necesario para satisfacer la demanda, actuando como una especie de amortiguador del mercado actualmente volátil.

«Entonces, las empresas podrán retirar gas de las instalaciones de almacenamiento según lo planeado durante el invierno para abastecer también a la industria y los hogares», dijo Habeck a Der Spiegel.

Había temores, aún no completamente extinguidos, de que la escasez de gas obligaría a la industria alemana a cerrar y, en el peor de los casos, vería a los hogares sufrir un frío invierno sin suficiente calefacción.

Sin embargo, Habeck todavía está bajo presión por el impuesto de gas de invierno anunciado recientemente que hará que los hogares y las empresas tengan que pagar 0,024 € adicionales por kilovatio hora.

El impuesto cubrirá alrededor del 90% de los costos adicionales incurridos por los proveedores de gas que tienen que pagar más por el combustible, pero hará que los costos para los usuarios aumenten drásticamente.

Fuente: Reuters/DW

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Barco de GNL

Las terminales de exportación de GNL de EE. UU. impulsan la producción a medida que los precios europeos del gas superan los 100 USD/MMBtu

Las terminales de exportación de GNL de EE. UU. impulsan la producción a medida que los precios europeos del gas superan los 100 USD/MMBtu 800 429 GNL GLOBAL

Los precios mundiales récord del gas, que ahora cotizan hasta USD 100/MMBtu en los mercados europeos en tierra, están presionando a las terminales de exportación de gas natural licuado (GNL) de EE. UU. para que aumenten la producción, lo que llevó a elevar la demanda de gas de alimentación la semana pasada a su nivel más alto registrado desde principios de julio.

Según muestran los datos de Platts Analytics, el 25 de agosto, la demanda total de gas de las terminales de exportación de EE. UU. aumentó a más de 11,5 Bcf/d, marcando su nivel más alto registrado desde el 1 de julio.

De acuerdo con la consultora, el máximo de demanda de un solo día no es casualidad: durante la última semana, la demanda de gas de alimentación ha tenido una tendencia apenas tímida de ese nivel, con un promedio de casi 11,2 Bcf/d.

El aumento continuo de la producción en la terminal Calcasieu Pass de Venture Global ha sido un impulsor clave detrás de las ganancias recientes en la actividad de licuefacción de EE. UU.

Si bien el cierre de la producción del 8 de junio en Freeport LNG redujo la capacidad de exportación de EE. UU. en unos 2 Bcf/d, o alrededor del 15 %, este verano, las otras seis terminales operativas de EE. UU. están presionando para maximizar la producción, y por una buena razón.

Según muestran los datos de S&P Global Commodity Insights, el 26 de agosto, los precios de importación de GNL spot en el noroeste de Europa alcanzaron su nivel más alto registrado por tercer día consecutivo, esta vez alcanzando los 74,49 USD/MMBtu. En el Este de Asia, el precio de referencia de importación de JKM de Platts subió a más de USD 71/MMBtu el 25 de agosto, antes de volver al rango medio de USD 66 el 26 de agosto. En los niveles actuales, los precios de JKM están en su punto más alto desde el precio de un solo día de USD 84,76 se registró a principios de marzo.

En el mercado de EE. UU., el marcador de la costa del golfo de Platts para cargas FOB con 30 a 60 días de anticipación se evaluó a USD 73,35 / MMBtu el 26 de agosto, un aumento de USD 6,10 / MMBtu en el día a un nuevo máximo.

Incertidumbre en Europa

El aumento de los precios mundiales, registrado recientemente, se produce cuando el mercado europeo de gas se enfrenta a una creciente incertidumbre sobre el suministro. La semana pasada, el operador del sistema de transmisión noruego, Gassco, informó a los usuarios finales europeos sobre un mantenimiento planificado en los activos de gas de Karsto, Oseberg y Kristin, del 26 de agosto al 7 de septiembre, informó Platts anteriormente. El mantenimiento reduce el suministro del gasoducto noruego a Europa en unos 23,5 millones de m3/d, o alrededor de 800 MMcf/d.

El mantenimiento continuo de la tubería se suma a la angustia de los consumidores europeos por el cierre prolongado de la producción en Freeport LNG, anunciado el 23 de agosto. El retraso inesperado de un mes retrasa el cronograma para el reinicio de la terminal de exportación de Texas a principios o mediados de noviembre, manteniendo fuera de línea alrededor de 2 Bcf/d en la capacidad de exportación de EE. UU. hasta que la temporada de calefacción de invierno de Europa ya esté en marcha.

La dependencia europea de proveedores globales como Freeport LNG está en un punto álgido antes de este invierno, ya que Rusia, uno de los proveedores más grandes del continente, reduce los flujos en el gasoducto clave Nord Stream a solo el 20% de la capacidad con un mantenimiento planificado de tres días que se espera que finalice flujos de corte en su totalidad a partir del 31 de agosto, informó Platts anteriormente.

Fuente: S&P Global Commodity Insight

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FPSO Carioca, cortesía de MODEC

La FPSO Carioca, la plataforma de producción más grande de Petrobras completa un año de funcionamiento

La FPSO Carioca, la plataforma de producción más grande de Petrobras completa un año de funcionamiento 1578 994 GNL GLOBAL

La FPSO Carioca, una plataforma que produce en el campo Sepia, en la presal de la Cuenca Santos, completó un año de funcionamiento el pasado martes (23/08/3) informó la estatal energética de Brasil, Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras).

Según indicó Petrobras, la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en Inglés) alcanzó durante ese periodo una producción acumulada de unos 39 millones de barriles de petróleo (producción operada).

La empresa japonesa MODEC arrendó la FPSO Carioca a Petrobras el año pasado, bajo un contrato de fletamento por periodo de 21 años.

Actualmente, esta unidad es la plataforma más grande de Brasil en términos de complejidad y producción, con unos 175 000 barriles/día producidos, un volumen cercano a la capacidad máxima proyectada de 180 000 barriles/día y una capacidad de procesamiento diario de 6 millones de m3 de gas natural.

La FPSO Carioca. Imagen cortesía de MODEC. MODEC fue responsable de la ingeniería, adquisición, construcción, movilización e instalación de la FPSO, incluidos los equipos de procesamiento de la parte superior, así como los sistemas marinos y de casco. SOFEC, Inc., una empresa del grupo MODEC, diseñó y proporcionó el sistema de amarre extendido del FPSO.
Esta es la 13ª unidad que MODEC entrega al sector de petróleo y gas brasileño, así como la 6ª FPSO de MODEC en el “presal”. MODEC actualmente opera 10 unidades en Brasil y tiene otras cuatro (4) en construcción para el país.

En la fase actual, el gas asociado se utiliza para generar electricidad para su propio consumo y el excedente se reinyecta en el depósito para el mantenimiento de la presión a través de dos pozos de inyector. Se espera que la FPSO exporte gas a finales de 2022.

Además de estos dos pozos de inyección, hoy en día la plataforma tiene cuatro pozos de producción interconectados. Avanzando en el proceso de aceleración, la unidad ha planeado la interconexión de otros tres pozos productores y dos inyectores en la primera ola del proyecto.

Con su operación, Petrobras inauguró la producción en Sepia, depósito de la presal de la Cuenca Santos que cubre el Campo Sepia Oriental (régimen de Concesión) y el Área Coparticipada de Sepia, en la que coexisten los regímenes Onerosos de Asignación y Participación en la Producción.

El depósito compartido de Sepia es operado por Petrobras (55,30 %), en asociación con TotalEnergies EP Brasil Ltda. (16,91 %), Petronas Petróleo Brasil Ltda (12,69 %), QP Brasil Ltda (12,69 %) y Petrogal Brasil S.A. (2,41 %).

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Buque de GNL, GNL GLOBAL

Precios del GNL en Asia alcanzan nuevos récord de más de USD70/MMBtu la semana pasada

Precios del GNL en Asia alcanzan nuevos récord de más de USD70/MMBtu la semana pasada 1920 1440 GNL GLOBAL

Semana tras semana, los precios del gas natural licuado (GNL) vendido en los mercados de Asia continúan registrando nuevos récord históricos.

De acuerdo con el informe de precios, publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio promedio de GNL para las entregas en octubre, al noreste de Asia (LNG-AS) se estimó en USD 70,50 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), un salto de un 23,7% o 13,50 dólares más con respecto a la semana anterior, dijeron fuentes de la industria a la agencia.

LEER: Precios del GNL en Asia registran nuevos récord históricos para las entregas de octubre

Según destacó el informe, el aumento estuvo impulsado por una mayor demanda de cargamentos de compradores en Asia y los temores por el anuncio de una nueva interrupción del suministro de gas ruso a Europa para esta semana.

Asia

De acuerdo con el informe, los compradores de Corea del Sur y Japón estuvieron reabasteciendo sus inventarios para el invierno.

Ryhana Rasidi, analista de gas y GNL en la firma de datos y análisis Kpler dijo a Reuters, «Esperamos que las importaciones de GNL al noreste de Asia se fortalezcan en el próximo mes. Dado lo altos que son los precios del gas, a pesar de que solo entraron en la temporada de otoño, existe la posibilidad de que los precios suban mucho una vez que estemos en invierno».

«Claramente, hay mucho pánico en el mercado europeo del gas, especialmente con los precios que se dispararon en los últimos días debido a los temores de que los flujos de gas rusos no regresen incluso después del mantenimiento planificado en el gasoducto Nord Stream 1», dijo.

El mercado se encuentra en un contango firme, donde el precio de futuros es más alto que el precio spot, con precios de noviembre hasta el verano de 2023 por encima de USD 72/MMBtu, indicó Reuters en el informe.

Europa

El gigante estatal ruso Gazprom anunció la semana pasada una interrupción de tres días en los flujos de gas del gasoducto Nord Stream 1.

Actualmente, ese gasoducto funciona al 20% de su capacidad total.

El anuncio de la interrupción aumentó la incertidumbre y la presión sobre Europa mientras busca abastecer las instalaciones de almacenamiento de gas antes del invierno.

S&P Global Commodity Insights evaluó los precios del GNL sobre una base entregada ex barco (DES) en el noroeste de Europa (NWE) en USD 68,694/MMBtu el 25 de agosto, un descuento de USD 23,975/MMBtu con respecto a los precios del gas holandés de octubre, casi el doble del diferencial de la semana pasada, dijo Ciaran Roe, directora global de GNL, indicó el informe de Reuters.

Norte América y África

El segundo mayor productor de combustible GNL de los Estados Unidos y séptimo a nivel mundial, Freeport LNG anunció que extendería el reinicio de las operaciones de la planta para el mes de noviembre. Esta planta ha sido un importante proveedor de GNL para Europa, destacó la agencia.

Alex Froley, analista de GNL de la firma de inteligencia de datos ICIS dijo «La planta de 15 millones de toneladas por año (MTPA) ahora debe reiniciarse un mes después, en noviembre en lugar de octubre, y los operadores esperan que esté al 85% como máximo hasta marzo de 2023, lo que significa que hay un gran impacto en el la segunda mitad del invierno también”.

«Este es ahora el mejor de los casos, y no nos sorprendería si hay más retrasos en el cronograma en el futuro».

BP tiene un buque de lastre cerca del proyecto Coral South de 3,4 MTPA de Mozambique, que podría cargar la primer cargamento de GNL pronto. Si bien esto podría ser un impulso para el suministro global, es solo una quinta parte del tamaño de Freeport, por lo que no lo compensaría por completo, agregó Froley.

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Capacidad de GNL en EE. UU. Imagen EIA

EIA: Tres nuevos proyectos ampliarán la capacidad total de exportación de GNL de EE. UU. en un valor nominal combinado de 4,9 Bcf/d (5,7 Bcf/d máx) para 2025

EIA: Tres nuevos proyectos ampliarán la capacidad total de exportación de GNL de EE. UU. en un valor nominal combinado de 4,9 Bcf/d (5,7 Bcf/d máx) para 2025 1140 1164 GNL GLOBAL

La capacidad, así como las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en EE. UU. se han ampliado hasta convertirse en las más grandes del mundo a partir de julio de 2022, dijo un informe recientemente publicado por la Administración de la Información de Energía (EIA, por sus siglas en Inglés).

De acuerdo con la agencia, Calcasieu Pass LNG, el séptimo y último proyecto de exportación de GNL de EE. UU., puso en funcionamiento todos sus trenes de licuefacción a partir de agosto, antes del cronograma anunciado originalmente. Esta capacidad adicional llevó a Estados Unidos a convertirse en el mayor exportador de GNL del mundo, con un promedio de exportaciones de 11,1 mil millones de pies cúbicos (Bcf/d) en la primera mitad de 2022.

Asimismo, se espera que la capacidad de exportación de GNL de EE. UU. se expandirá aún más a medida que comiencen las operaciones de tres nuevos proyectos de exportación.

Aumento en la capacidad

Según señaló la EIA, los tres nuevos proyectos de exportación de GNL, actualmente en diferente fase de desarrollo, que aumentarán la capacidad de GNL de EE. UU son:

Golden Pass LNG: este proyecto consta de tres trenes de tamaño estándar, cada uno con una capacidad de carga base de aproximadamente 0,7 Bcf/d (0,8 Bcf/d pico), para una capacidad total de 2,0 Bcf/d (2,4 Bcf/d pico). Golden Pass LNG se está desarrollando en el sitio de una instalación de regasificación existente y utilizará infraestructura compartida, lo que ayuda a reducir los costos del proyecto y acortar el cronograma de construcción.

Además de Golden Pass LNG, que comenzó a construirse en 2019, los proyectos Plaquemines LNG y Corpus Christi Stage III, también ubicados en la Costa del Golfo de EE. UU., ya han comenzado la construcción.

Tecnología Modular

Para la EIA, los proyecto Plaquemines LNG y Corpus Christi Stage III, que recientemente alcanzaron la decisión final de inversion (FID) y que utilizarán tecnología modular, incluyendo trenes de refrigeración de escala media, registrarán un menor cronograma de construcción del proyecto.

Plaquemines LNG: Este proyecto consta de 24 trenes de escala media, cada uno con una capacidad de carga base de aproximadamente 0,07 Bcf/d. Cada tren de licuefacción es parte de un bloque de dos unidades, para un total de 12 bloques, con una capacidad combinada de 1,6 Bcf/d de carga base (1,8 Bcf/d pico).

Calcasieu Pass LNG, que también utiliza tecnología de licuefacción de escala media, comenzó la producción de GNL 30 meses después de la FID, el período de construcción más corto registrado en todos los proyectos de exportación de GNL de EE. UU. hasta la fecha, destacó la EIA.

Corpus Christi Stage III: Este proyecto se está desarrollando en el sitio de la terminal existente con tres trenes de licuefacción en operación. Cada uno de los nuevos 14 trenes de escala media en construcción tiene una capacidad de carga base de 0,09 Bcf/d (0,11 Bcf/d pico). Cada tren es parte de un bloque de dos unidades para un total de siete bloques con una capacidad combinada de 1,3 Bcf/d de carga base (1,6 Bcf/d pico).

En general, la EIA espera que estos tres proyectos de exportación de GNL, actualmente en construcción, ampliarán la capacidad máxima de exportación de GNL de EE. UU. en un valor nominal combinado de 4,9 Bcf/d (5,7 Bcf/d máximo) para 2025.

En un reporte publicado en julio, la EIA dijo que la capacidad de licuefacción de GNL de EE. UU. había promediado 11,4 Bcf/d, con una capacidad máxima a corto plazo de 13,9 Bcf/d, mientras que, las exportaciones de GNL aumentaron un 12 % en la primera mitad de 2022, con un promedio de 11,2 Bcf/d, convirtiéndose en el mayor exportador de GNL a nivel mundial.

Este año, las exportaciones de GNL de EE. UU. han sido impulsadas principalmente debido a: La mayor capacidad de exportación de GNL en EE. UU., el aumento de los precios internacionales del gas natural y del GNL, y el aumento de la demanda mundial, particularmente en Europa.

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Air Liquide

Air Products suministrará equipos para el proyecto de GNL de Qatar North Field East

Air Products suministrará equipos para el proyecto de GNL de Qatar North Field East 1132 718 GNL GLOBAL

Air Products, líder en tecnología y equipos de gas natural licuado (GNL), anunció este viernes que había suministrará los intercambiadores de calor bobinados de bobina flash (CWHE) de cuatro extremos para el proyecto North Field East LNG, en la ciudad industrial de Ras Laffan, en Qatar.

Según indicó en un comunicado, los CWHE flash finales se utilizarán en cada uno de los cuatro trenes AP-X® LNG Process previamente anunciados y que ya están siendo construidos por Air Products para Chiyoda Corporation y Technip Energies, que están construyendo los trenes de proceso de GNL para QatarEnergy.

La empresa conjunta entre Chiyoda Corporation y Technip Energies recibieron el importante contrato EPCC (Ingeniería, Adquisiciones, Construcción y Puesta en Servicio) en febrero de 2021 por parte de QatarEnergy para las instalaciones en tierra del Proyecto North Field East.

El contrato EPCC cubre la entrega de cuatro mega trenes de GNL, cada uno con una capacidad para producir ocho millones de toneladas por año (MTPA) de GNL, y las instalaciones externas y de servicios públicos asociadas.

La puesta en marcha del primer tren North Field East AP-X® LNG está prevista para finales de 2025.

La tecnología CWHE de flash final de Air Products se desarrolló en base a la experiencia comprobada de operación de la planta y la innovación tecnológica. Proporciona el intercambiador de calor más seguro, robusto y confiable para su implementación en este exigente servicio de ciclos térmicos, en comparación con diseños de intercambiadores de calor alternativos. El diseño modular único de estos CWHE flash finales proporciona una instalación compacta, que permite la recuperación de la refrigeración de gas flash y la producción de GNL adicional. Después de haber estado instalado y en funcionamiento durante más de 30 años en otras instalaciones de GNL en todo el mundo, esta será la primera vez que se instalarán CWHE flash finales de Air Products en Qatar.

“El suministro de estas unidades flash finales al mayor productor de GNL del mundo es un gran logro para nuestro equipo, y otros proyectos ahora están considerando esta tecnología para sus plantas de GNL. Las unidades son un gran complemento para el proceso AP-X® LNG al ayudar a maximizar la capacidad y eficiencia de producción de LNG. Creemos que este pedido demuestra la confianza de QatarEnergy en la tecnología robusta y confiable de intercambiadores de calor bobinados de Air Products”, dijo el Dr. John Palamara, Gerente General de Air Products – LNG.

Agregando, “Estas nuevas unidades continúan con el firme compromiso de Air Products de suministrar la última tecnología y equipos de GNL a QatarEnergy y se basan en los 14 trenes de GNL existentes que ya operan en la ubicación de Ras Laffan, todos utilizando AP-C3MRTM y AP-X® LNG de Air Products. tecnologías.”

La compañía dijo que, las unidades flash de extremo enrollado en espiral modularizadas ofrecen varios beneficios, que incluyen una huella más pequeña, una disposición de tuberías más simple y una estructura de soporte mecánico, y esta tecnología patentada funciona con cualquier proceso de licuefacción de Air Products.

Air Products construirá los CWHE flash finales en su planta de fabricación de Port Manatee, Florida.

Air Products abrió sus instalaciones de Port Manatee en enero de 2014 y completó una expansión del 60 % en octubre de 2019 para satisfacer las necesidades de la industria de GNL en constante crecimiento. En octubre de 2018, Air Products inauguró una nueva instalación de prueba de equipos de GNL, que permite a Air Products mejorar la fiabilidad y el rendimiento de sus equipos de GNL y diseñar y probar nuevos equipos.

La tecnología de GNL patentada de Air Products, procesa y licua criogénicamente el valioso gas natural para uso industrial y de consumo.

Durante más de 50 años, Air Products ha fabricado intercambiadores de calor de GNL instalados en más de 120 trenes de GNL en instalaciones de GNL en 20 países de todo el mundo.

La mayor parte del GNL en todo el mundo se produce con la tecnología de Air Products. En apoyo a la industria del GNL, Air Products proporciona tecnología de proceso y equipos clave para el proceso de licuefacción de gas natural, rechazo de nitrógeno y recuperación, purificación y licuefacción de helio para grandes plantas de exportación, plantas de GNL pequeñas y medianas, plantas de GNL flotantes y pico de GNL máquinas de afeitar Upstream, Air Products proporciona sistemas de membranas de deshidratación de nitrógeno y gas natural para plataformas marinas. Aguas abajo, Air Products proporciona generadores de nitrógeno de membrana para transportadores de GNL y sistemas de nitrógeno criogénico y de membrana terrestres para terminales de importación de GNL y plantas de GNL de carga base.

GNL GLOBAL

La japonesa JERA firma un nuevo acuerdo de GNL con Sakhalin-2

La japonesa JERA firma un nuevo acuerdo de GNL con Sakhalin-2 960 540 GNL GLOBAL

La japonesa JERA firmó un acuerdo con el nuevo operador del proyecto energético Sakhalin-2 en Rusia para mantener las entregas a largo plazo de gas natural licuado (GNL), dijo el viernes un portavoz de la mayor generadora de energía del país.

El presidente ruso, Vladimir Putin, firmó un decreto en junio haciéndose cargo del proyecto, creando una nueva entidad legal para tratar con compradores y accionistas, que incluyen a Shell y las casas comerciales japonesas Mitsui & Co y Mitsubishi Corp.

Las empresas de servicios públicos de gas y electricidad japonesas con contratos a largo plazo para comprar GNL de Sakhalin-2 han recibido una nueva oferta de contrato del operador recién formado.

«Las condiciones principales como volumen, precio y moneda (de pago) se mantuvieron igual que en el contrato anterior», dijo a Reuters el vocero de JERA, aunque no entregó más detalles.

Para Japón, pobre en recursos, Sakhalin-2 es importante para su seguridad energética. Compra alrededor del 9% de su GNL de Rusia, principalmente de Sakhalin-2.

Otros compradores japoneses todavía están considerando si continuar o no hacer negocios con Sakhalin 2.

Kyushu Electric Power se inclina por mantener su contrato a largo plazo, dijo un portavoz.

Tokyo Gas dijo que todavía estaba considerando el asunto, mientras que Saibu Gas Holdings y Tohoku Electric Power dijeron que estaban evaluando los detalles del contrato.

Toho Gas, Hiroshima Gas y Osaka Gas se negaron a comentar.

Los compradores, en general, quieren mantener sus contratos rusos de GNL, ya que obtener un suministro alternativo en el mercado al contado significaría pagar precios más altos.

Según la Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Japón (JOGMEC), de propiedad estatal, los compradores japoneses pagaron 13,27 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) por GNL ruso en junio, mientras que el precio medio de carga spot para la entrega a Japón fue de 23,30 dólares

Los precios spot asiáticos del GNL LNG-AS alcanzaron un récord de USD 57 por MMBtu este mes, ya que los compradores japoneses y surcoreanos aseguraron el suministro para el invierno, lo que redujo la diferencia de precios con Europa, donde existe un renovado apetito por el combustible a raíz del menor suministro ruso por tubería.

Fuente: Reuters

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Precios del Gas esta semana

Precios del gas en los mercados internacionales esta semana

Precios del gas en los mercados internacionales esta semana 1910 1120 GNL GLOBAL

Precios spot

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), el precio spot en el Henry Hub cayó 22 centavos desde USD 9,51 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) el miércoles pasado a USD 9,29/MMBtu el miércoles de esta semana.

Contratos futuros

Henry Hub

De acuerdo con la EIA, el precio del contrato NYMEX de septiembre de 2022 aumentó 8,6 centavos, desde los 9,244 USD/MMBtu del miércoles pasado hasta los 9,330 USD/MMBtu el miércoles de esta semana.

Asimismo, el precio de los contratos de futuros de la franja de 12 meses con un promedio de septiembre de 2022 a agosto de 2023 subió 11,4 centavos a 7,659 USD/MMBtu.

TTF y JKM

Según los datos de Bloomberg Finance, L.P., los precios de futuros promedio semanales para los cargamentos de gas natural licuado (GNL) en el este de Asia aumentaron 9,06 dólares a un promedio semanal de 59,01 USD/MMBtu, mientras que, los futuros de gas natural en el marcador holandés, el Title Transfer Facility (TTF), el mercado spot de gas natural más líquido de Europa, aumentaron 12,53 dólares hasta una media semanal de 77,60 USD/MMBtu.

Precios del Gas esta semana
Precios del Gas esta semana

Según los datos publicados por CME group, el jueves 25, el contrato de Sep-22 en el Henry Hub se liquidó en 9,375 USD/MMBtu, el front month Sep-22 del TTF alcanzó un un récord de 94,196 USD/MMBtu, mientras que, el contrato de Oct-22 del LNG JKM se liquidó en 69,955 USD/MMBtu.

GNL GLOBAL

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. Fuente : Datos de EIA

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. aumentan a 21 cargamentos

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. aumentan a 21 cargamentos 1910 1124 GNL GLOBAL

Las exportaciones semanales de gas natural licuado (GNL) en EE. UU. aumentaron por segunda semana consecutiva.

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 18 al 24 de agosto, las instalaciones de exportación de GNL ubicadas en los EE. UU., registraron un total de 21 cargamentos exportados, dos (2) más en comparación con la semana anterior (ver gráfico)

Según indica el informe, las 21 embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte de 79 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 en su informe, durante la semana del 18 al 24 de agosto, ocho cargamentos partieron de la planta Sabine Pass, cinco de Corpus Christi, cuatro de Cameron, dos de Cove Point, uno de Calcasieu Pass, y uno de Elba Island.

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. Fuente : Datos de EIA
Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. Fuente : Datos de EIA

Entregas de gas natural a las plantas

Durante la semana en revisión, las entregas totales de gas natural a las terminales de exportación de GNL de EE. UU. aumentaron a 11,1 Bcf/d, 0,1 Bcf/d más en comparación a la semana anterior.

Según indicó la EIA, las entregas de gas natural a las terminales de exportación de GNL, ubicadas al sur de Luisiana, aumentaron en casi 0,1 Bcf/d a 7,6 Bcf/d, mientras que, las ubicadas al sur de Texas se mantuvieron esencialmente estables en 2,3 Bcf/d.

Reinicio de Freeport

Freeport LNG, la segunda instalación de exportación de GNL más grande de EE. UU. y séptima a nivel mundial, anunció esta semana un plan para reanudar las operaciones parciales en la instalación de exportación en Quintana Island, Texas, luego del cierre por un incidente registrado el 8 de junio. Según destacó la EIA, el plan anticipa que la producción inicial comience a principios o mediados de noviembre para aumentar a un nivel sostenido de al menos 2 Bcf/d a fines de noviembre, lo que representa más del 85% de la capacidad de exportación de la instalación.

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Viva Energy

Viva Energy de Australia aplaza decisión sobre terminal de importación de GNL hasta 2023

Viva Energy de Australia aplaza decisión sobre terminal de importación de GNL hasta 2023 1074 640 GNL GLOBAL

Viva Energy retrasará la decisión final de inversión (FID) de una terminal de importación de gas de Australia hasta 2023, dijo el presidente ejecutivo Scott Wyatt este el jueves.

La terminal de importación de gas natural licuado (GNL) propuesta por Viva en su sitio de refinería Geelong cerca de Melbourne es uno de los cinco proyectos propuestos que compiten para llenar un déficit de suministro inminente en el sureste de Australia a partir de 2024.

El ministro de Planificación del estado de Victoria debe recibir una evaluación sobre los efectos ambientales del proyecto en septiembre y decidir si aprueba el proyecto a mediados de octubre.

Sin embargo, el estado debe celebrar elecciones en noviembre, lo que podría retrasar ese fallo, dijo Wyatt a Reuters.

Suponiendo que se apruebe el proyecto, la empresa tendría que estudiar las condiciones impuestas al desarrollo y concluir las conversaciones con los clientes antes de tomar una decisión final de inversión.

Es «más probable que nos lleve al próximo año», dijo Wyatt.

Anteriormente, Viva tenía como objetivo tomar FID en septiembre de este año y comenzar a importar GNL en 2024.

La compañía está trabajando con Hoegh LNG Partners para alinear una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), un buque que recibiría GNL y lo convertiría en gas para el mercado nacional.

A principios de este año, Viva perdió su reserva de FSRU con Hoegh cuando las empresas alemanas se apresuraron a comprar FSRUs para reemplazar el gas canalizado de Rusia a raíz del conflicto de Ucrania.

«Obviamente, el mercado está un poco más ajustado que cuando comenzamos el proyecto, pero continuamos trabajando activamente con ellos (Hoegh) en virtud del memorando de entendimiento que tenemos», dijo Wyatt.

Fuente: Reuters

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