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GNL GLOBAL

Beach Energy finaliza firma para el acuerdo de suministro de GNL a Bp

Beach Energy sella acuerdo para el suministro de 3,75 MTPA de GNL a BP

Beach Energy sella acuerdo para el suministro de 3,75 MTPA de GNL a BP 1614 1244 GNL GLOBAL

La compañía australiana, Beach Energy confirmó la firma del Acuerdo de compra y venta de GNL (SPA) con BP Singapore Pte. Limited, una subsidiaria de BP plc (bp).

Este acuerdo completa el acuerdo firmado entre las partes en septiembre del ano pasado, para el suministro de la participación de Beach en GNL de la etapa 2 del proyecto Waitsia Gas. Según el SPA, ahora confirmado, BP comprará los 3,75 millones de toneladas de los volúmenes esperados de GNL de Beach de dicho proyecto.

Según indicó el comunicado de la firma australiana, el suministro está previsto comience para la segunda mitad de 2023 y continuará durante aproximadamente cinco años.

Los términos incluyen flexibilidad en torno al comienzo del suministro, asegurando la alineación con las actividades de construcción y puesta en marcha de Waitsia Stage 2.

El SPA contiene una estructura de precios híbrida vinculada a los índices Brent y Japan Korea Marker (JKM).

Asimismo, los parámetros de precios acordados respaldan la exposición de Beach a los precios actuales del ciclo de productos básicos y no restringen la participación de precios al alza, dijo en su comunicado.

El SPA también incluye un mecanismo de protección de precios a la baja.

El suministro se entregará sobre una base FOB, desde las instalaciones de North West Shelf (NWS) en Karratha, Australia Occidental, para aprovechar las capacidades líderes de comercio y envío de GNL de bp.

bp es un participante existente en NWS Joint Venture y tiene un largo historial de extracción de GNL de las instalaciones de NWS.

Al comentar sobre SPA, el director ejecutivo Morné Engelbrecht dijo: “La firma de LNG SPA con bp es un hito importante en nuestra entrega de crecimiento material y otro paso más para que Beach se convierta en un proveedor de GNL para el mercado global. Agradecemos a bp por su costumbre y esperamos una relación larga y mutuamente beneficiosa».

“Una vez que comiencen las ventas de GNL, Beach habrá diversificado aún más su exposición al precio de las materias primas. La cartera de petróleo y gas de Beach proporcionará exposición a los precios del petróleo Brent, los precios spot del GNL, los precios del gas doméstico de la costa este, la costa oeste y Nueva Zelanda, y los precios del gas vinculado al petróleo. Esto coloca a Beach en una posición envidiable dentro del sector energético australiano”.

GNL GLOBAL

Gorgon LNG

Posible freno a las exportaciones de GNL de Australia es otro golpe para los mercados de gas de Asia-Pacífico

Posible freno a las exportaciones de GNL de Australia es otro golpe para los mercados de gas de Asia-Pacífico 800 460 GNL GLOBAL

El mercado de gas de Asia-Pacífico sufre un nuevo golpe después de que el principal productor de gas natural, Australia, dijera que podría reducir las exportaciones de gas natural licuado (GNL).

La región ya lucha contra los escasos suministros de gas, los altos precios y la competencia de los compradores europeos con escasez de gas.

Australia está buscando recortar sus ventas en el extranjero a favor del consumo interno antes de un déficit proyectado en los suministros locales el próximo año.

A medida que el proteccionismo energético se afianza a nivel mundial, la semana pasada, la Comisión Australiana de Competencia y Consumidores pidió a Canberra que protegiera los suministros domésticos de gas y frenara las exportaciones de GNL (gas natural refrigerado) después de proyectar que la costa este del país podría enfrentar un déficit de 56 petajoules de gas. el próximo año.

Durante meses, la región de Asia-Pacífico se ha enfrentado a la competencia por el combustible de los compradores europeos que buscan reemplazar el gas ruso restringido.

Países europeos, en la lucha por obtener GNL para mitigar la escasez de gas de tubería antes del invierno del norte, han superado a algunos países asiáticos menos desarrollados.

“Para proteger la seguridad energética en la costa este, recomendamos que el Ministro de Recursos inicie el primer paso del Mecanismo de Seguridad de Gas Doméstico de Australia (ADGSM)”, dijo la semana pasada la presidenta de la ACCC, Gina Cass-Gottlieb.

«También estamos alentando encarecidamente a los exportadores de GNL a aumentar de inmediato su suministro al mercado [local]».

La mayor parte del gas utilizado en la costa este de Australia es producido por empresas que también exportan GNL a Asia-Pacífico y otros países. El ADGSM impide que estos productores exporten GNL si hay un déficit a nivel nacional.

Si bien la mayoría de las ventas de GNL a compradores extranjeros se realizan a través de contratos a largo plazo, los productores australianos de GNL también venden GNL ad-hoc y sin contrato en el mercado spot. Los países que no tienen la capacidad de lograr contratos competitivos a largo plazo se ven obligados a comprarlos en el mercado spot.

Es este suministro de GNL que la ACCC dice que los productores deben evitar vender al mercado extranjero, actualmente repleto de compradores hambrientos de gas, y guardarlo para los consumidores locales.

El grupo de cabildeo del gas, la Asociación Australiana de Producción y Exploración de Petróleo, ha tranquilizado a los mercados, diciendo que, a pesar de la advertencia de la ACCC, hay gas más que suficiente el próximo año y que nunca antes ha habido un déficit real.

“Ciertamente ha sido el caso a lo largo de la existencia de la industria de exportación, que ha habido un excedente de gas en el mercado interno. Así que hemos sido capaces de lograr ambos. No aceptamos la idea de que es uno u otro”, dijo el director ejecutivo interino, Damian Dwyer, a “Squawk Box Asia” de CNBC el martes.

“Ha habido una inversión significativa en la industria de exportación. Y esa inversión ha traído una importante oferta interna. Uno complementa al otro”.

Pero si el mecanismo se invoca con éxito, los mayores compradores de GNL de la región, como Japón y Corea del Sur, así como los recién llegados a las importaciones de GNL, como Filipinas, sentirán nuevas presiones sobre la oferta y los precios, dicen los analistas.

Los precios del GNL se han disparado casi un 80% desde antes de que comenzara la guerra de Ucrania a fines de febrero, según el índice de precios de Platts JKM.

Fuente: CNBC

GNL GLOBAL

Buque de GNL, GNL GLOBAL

Precio del GNL en Asia alcanza los US 45/MMBtu

Precio del GNL en Asia alcanza los US 45/MMBtu 1920 1440 GNL GLOBAL

El precio spot del gas natural licuado (GNL) vendido en los mercados de Asia continuó subiendo la semana pasada.

De acuerdo con el informe semanal de la agencia Reuters, publicado el viernes, el precio spot promedio del GNL, para las entregas de septiembre, al noreste de Asia (LNG-AS), se estimó en 45 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), un aumento de 2,5 dólares, o 5,9%, con respecto a la semana anterior.

El incremento registrado en los precios spot del GNL la semana pasada estuvo principalmente impulsado por un repunte en la demanda en la región y el aumento de las preocupaciones de Europa por los suministros de gas ruso.

Asia

Los precios del GNL en el norte de Asia se cotizaron por encima de los precios europeos, debido a un repunte de la demanda en la región.

China registró una recarga a Tailandia. Según Alex Froley, analista de GNL de la firma de inteligencia de datos ICIS, «China podría ser un factor de cambio clave, dependiendo de si continúa recargando cargamentos o regresa a compras más fuertes».

De acuerdo con un informe de ICIS, la semana pasada, la empresa GAIL, de propiedad estatal de la India, no adjudicó ningún cargamento de GNL en su última licitación de intercambio que cerró el 3 de agosto. GAIL ofreció dos cargamentos FOB de julio de 2023 a cambio de dos cargamentos DES de septiembre a Dahej.

Por otra parte, GSPC, también de India, pudo haber otorgado volúmenes limitados de su licitación de compra que cerró la semana anterior.

El PTT de Tailandia adjudicó parcialmente su reciente licitación de compra que cerró el 1 de agosto para cinco cargamentos de septiembre. BP y Trafigura se escucharon como ganadores. Se compraron de tres a cinco cargamentos, con precios dentro del rango de USD 45-47/MMBtu, indicó el reporte de ICIS.

La empresa de energía kuwaití KUFPEC podría haber vendido una carga de carga FOB de Wheatstone LNG del 18 al 23 de septiembre a un precio bajo de 40 USD/MMBtu a un participante de la cartera el 28 de julio.

Los usuarios en Japón y Corea del Sur ahora buscan cargamentos de invierno.

Por otra parte, el sábado, en su intento por satisfacer las crecientes necesidades energéticas del país, Pakistan LNG Limited, invitó a presentar ofertas para 72 cargamentos de GNL de proveedores internacionales, para un periodo de seis años. De acuerdo con la prensa, la empresa solicitó a los proveedores que presenten ofertas antes del 14 de septiembre.

Según informó Reuters, los precios se dispararon a principios de la semana pasada, con algunas ofertas superando los USD 50/MMBtu debido a que los actores del mercado estuvieron preocupados por las tensiones entre Estados Unidos y China, luego de la visita a Taiwán de la presidenta de la Cámara de Representantes de EE. UU.

Europa

En Europa, S&P Global Commodity Insights evaluó los precios del GNL sobre una base DES, en el noroeste de Europa (NWE), en USD 44,272/MMBtu, el 4 de agosto, un descuento de USD 15,50/MMBtu con respecto a los precios TTF de septiembre, dijo Ciaran Roe, director global de GNL.

«La brecha entre los precios del GNL del norte de Asia y Europa es casi lo suficientemente amplia como para atraer cargamentos de origen estadounidense a Japón y Corea a través de entregas spot en octubre», agregó Roe.

Suministros de Rusia

Nnenna Amobi, analista sénior de GNL de Refinitiv, citada en el informe de Reuters, dijo «Siguen existiendo incertidumbres en torno al suministro global de GNL. Es probable que el indicador de precios se desvíe durante la próxima semana, pero el riesgo al alza permanece, en gran parte impulsado por las incertidumbres en torno a los flujos rusos». Agregando, «Todavía se observa una demanda robusta en Europa y la dinámica de los precios continúa apoyando los flujos hacia la región»

De acuerdo con el informe de Reuters, alrededor del 35% del total de las importaciones europeas de julio fueron enviadas por Estados Unidos, una disminución frente al 43% registrado en junio. La caída estuvo principalmente atribuida a la pérdida de cargamentos de la planta Freeport LNG.

La semana pasada, Freeport LNG emitió un aviso a los reguladores, en el cual destacó que espera reanudar las operaciones iniciales en su planta a principios de octubre, lo que le permitirá producir nuevamente aproximadamente 2 Bcf/d de GNL.

Fletes

De acuerdo con los datos publicados por la compañía Spark Commodities, al 01 de agosto, las tarifas spot para los fletes del Pacífico se estimaron en USD 45.000/ diarios, mientras que las del Atlántico en USD 35.500/diarios.

GNL GLOBAL

Mapa de Pakistán

Pakistán lanza licitación para la compra de 72 cargamentos de GNL

Pakistán lanza licitación para la compra de 72 cargamentos de GNL 624 400 GNL GLOBAL

La empresa estatal, Pakistan LNG Limited, lanzó el sábado una licitación para la compra de 72 cargamentos de gas natural licuado (GNL).

Según un alto funcionario del Ministerio de Energía, Pakistan LNG Limited emitió una licitación de dos partes.

En la primera parte, se invita a presentar ofertas por solo un año, es decir, de diciembre de 2022 a diciembre de 2023, en virtud del cual se entregarán 12 cargamentos de GNL a Pakistán, una carga por mes. En la segunda parte, Pakistán buscará 60 cargamentos de GNL durante 5 años a partir de enero de 2024 hasta diciembre de 2028, con un cargamento de GNL cada mes.

Los oferentes están obligados a presentar sus precios de oferta para ambas partes del plazo de licitación.

De acuerdo con las condiciones de la licitación, Pakistán tendrá dos opciones, aceptar ambas ofertas para contratos de un año y de 5 años o por la segunda parte solo para un acuerdo de 5 años, dependiendo de la respuesta de los oferentes.

La empresa invitó a presentar ofertas de proveedores internacionales de GNL de renombre.

Las entregas se harán a término, sobre una base ex-Ship (DES) en el puerto de Qasim, Karachi.

Pakistán no aceptará ofertas solo para un acuerdo de un año, dijeron las agencias locales.

Fuentes oficiales confirmaron que tienen la esperanza de que las empresas comercializadoras de GNL presenten razonablemente sus precios de oferta para las dos partes de la licitación.

Actualmente, Pakistán depende de los cargamentos de GNL en virtud de acuerdos a largo plazo. El país obtiene aproximadamente 8 cargamentos por mes firmados con Qatar y un cargamento bajo un contrato de 15 años firmado con ENI.

El contrato a plazo de 5 años de GNL que tenía con la casa comercial Gunvor expiró el pasado mes de julio de 2022.

Expertos coinciden en que la licitación de Pakistán ha sido emitida en medio de un mercado que, no solo enfrenta una oferta limitada sino que también permanece ajustado debido a la fuerte demanda de Europa, que busca cargamentos de GNL para cubrir la disminución de los suministros rusos de gas para el próximo invierno y que ha llevado a registrar precios del gas natural récord en los principales mercados.

GNL GLOBAL

Futuros de Gas Natural en los Mercados Internacionales

Futuros de Gas Natural en los Mercados Internacionales

Futuros de Gas Natural en los Mercados Internacionales 1482 870 GNL GLOBAL

Futuros de gas natural EE. UU.

El precio del contrato NYMEX (Henry Hub Natural Gas Futures), de septiembre de 2022, descendió el viernes 05 de agosto hasta los USD 8,964/MMBtu, 17 centavos menos que el viernes 29 de julio.

Futuros de gas natural En Europa y Asia

El precio del contrato del JKM (LNG JAPAN/KOREA MARKER (Platts) Futures), el indicador de los precios del gas natural licuado (GNL) en Asia, para septiembre aumentó a USD 44,66/MMBtu el viernes, USD 2,44 más que el viernes de la semana pasada, alcanzando un promedio semanal de USD 44,59/MMBtu.

En el Title Transfer Facility (ICIS HEREN) Front Month Futures), en los Países Bajos, el mercado de gas natural más líquido de Europa, el contrato de gas natural de agosto cerró en USD 60,96/MMBtu el 29 de julio, mientras que, el contrato de septiembre se liquidó el viernes en USD 58,69/MMBtu, registrando un promedio semanal USD 60,03/MMBtu.

GNL GLOBAL

Peru LNG

Mejora en el desempeño operativo, Fitch Rating califica a PERU LNG en B+

Mejora en el desempeño operativo, Fitch Rating califica a PERU LNG en B+ 700 493 GNL GLOBAL

La agencia estadounidense de calificación crediticia, Fitch Rating, afirmó las calificaciones de incumplimiento de emisor (IDR) de largo plazo en moneda local y extranjera de la empresa PERU LNG S.R.L. en ‘B+’; y revisó la Perspectiva de la Calificación de «Negativa» a «Estable». 

La revisión de la perspectiva de PERU LNG a Estable de este año, refleja la mejora en el desempeño operativo, luego de que la planta registrara el año pasado paradas inesperadas de las operaciones y aumentara los costos, destacó la agencia.

La planta registró un cierre severo de 70 días en 2021, por el cual la compañía incurrió en costos adicionales por USD 30 millones, dijo la agencia.

En su informe, Fitch también afirmó las notas senior no garantizadas de PLNG por USD 940 millones con vencimiento en 2030 en ‘B+’/’RR4’.

La IDR ‘B+’ incorpora el perfil financiero volátil de la compañía derivado de la exposición a las fluctuaciones en los precios internacionales del gas natural licuado (GNL).

Fitch espera que el apalancamiento bruto sea fuerte en 2022 y 2023 en 1.5x y 2.0x, respectivamente, causado por los precios elevados, en comparación con 6.9x y 18.1x en 2021 y 2020.

Peru LNG
Imagen cortesía de Peru LNG

IMPULSORES DE CALIFICACIÓN CLAVE

Rendimiento operativo mejorado

De acuerdo con la agencia, la perspectiva de PERU LNG se revisó a Estable después de que la empresa opera a plena capacidad desde septiembre de 2021, sin interrupciones.

Durante el horizonte de calificación, la calificación supone que las operaciones de PERU LNG producirán 218 Tbtu en 2022 y 225 Tbtu en promedio entre 2023 y 2025.

Perfil financiero volátil

Las ganancias y el perfil de apalancamiento de PERU LNG son altamente volátiles y tienden a fluctuar drásticamente. La empresa tiene un Acuerdo de Compra y Venta (SPA) con Shell International Trading Middle East Limited (SITME) que limita su potencial de ingresos al alza e intensifica la exposición al riesgo de precio de las materias primas, indicó el informe.

Según el acuerdo, hasta el 67 % de los ingresos de PERU LNG están indexados a los precios de destino de Henry-Hub (HH) y el resto se puede vender de manera más optimista a mercados de precios altos, como National Balance Point (NPB) y Japan Korea Marker (JKM).

De acuerdo con la agencia, esta condición se reducirá cerca del 50% en 2026, y no se aplicará posteriormente.

En 2022, la compañía se beneficiará de los elevados precios del GNL, con un EBITDA estimado en USD 624 millones, en comparación con USD 144 millones en 2021, un aumento de 4,3 veces.

Por otra parte, el apalancamiento bruto, definido cómo deuda total a EBITDA, fue de 1,9x a LTM de junio de 2022, en comparación con 6,9x a fines de 2021 y 18,1x en 2020, como resultado de la fluctuación volátil en los precios del GNL.

Activo estratégico en el país

PERU LNG es un activo estratégico para el país que respalda el desarrollo continuo de gas en el país. Fitch estima que el gobierno recibirá entre USD 100 millones y USD 150 millones anuales en el mediano plazo relacionados con la producción de gas natural y los líquidos asociados del Bloque 56 en el campo Camisea. La empresa no tiene competidores nacionales dadas las altas barreras de entrada a la inversión y la GSA que efectivamente le otorga derechos exclusivos sobre gran parte del suministro de gas exportable del país, asignado a partir de las prolíficas operaciones de bajo costo del Bloque 56.

Programa Capex manejable

Fitch estima un capex total de USD 31 millones durante 2022, incluidas las inversiones de PERU LNG en un proyecto de recuperación de etano y un proyecto de unidades verticales de tensión costera en la terminal marítima de la compañía.

En el futuro, Fitch espera que el gasto de capital de mantenimiento regular de la empresa se mantenga estable en USD 5 millones durante los años normales, aumentando a un rango de USD 12 millones y USD 15 millones en aquellos años en los que se espera un mantenimiento mayor.

Fitch cree que PERU LNG podría cubrir estas inversiones, con la generación de flujo de efectivo interno de la empresa, sin incurrir en deuda adicional.

Sólidos accionistas

Finalmente, la agencia destacó que PERU LNG tiene una calificación independiente, pero Fitch cree que se beneficia de tener fuertes accionistas: Shell Plc (AA-/Estable, 20 %), Hunt Consolidated, Inc (50 %), SK Innovation (20 %), y Corporación Marubeni (10%). Todas los accionistas tienen incentivos estratégicos y operativos para apoyar a la empresa en caso de que se encuentre en dificultades financieras. El sólido acuerdo de accionistas refleja el compromiso de mantener la viabilidad de la empresa, tanto en contratos de apoyo como en apoyo directo, incluida una inyección de capital de USD 60 millones en 2016, que reforzó la ya sólida posición de liquidez de PERU LNG.

GNL GLOBAL

Firebird LNG

Avanza el Proyecto de GNL Firebird LNG propuesto frente a Surinam

Avanza el Proyecto de GNL Firebird LNG propuesto frente a Surinam 1686 1152 GNL GLOBAL

Los desarrolladores de Firebird LNG, un proyecto propuesto en alta mar en Surinam, dicen que el proyecto ahora está totalmente financiado.

Firebird LNG está diseñado para recolectar gas natural y ​​convertirlo en gas natural licuado (GNL).

El sitio de desarrollo del proyecto está ubicado cerca de Nickerie, Surinam, y servirá como una solución de gas para plataformas en las aguas territoriales de Surinam y Guyana.

Los proyectos de exploración y producción en esta región actualmente carecen de salidas para su gas asociado, y esto socava tanto el medio ambiente como el potencial de crecimiento económico de la región, dicen los representantes de Firebird LNG.

Imagen cortesía de Firebird LNG

Firebird LNG construirá un sistema de transporte de gas natural en alta mar y una planta de licuefacción, que se convertirá en la pieza central de un puerto de aguas profundas planificado.

Ubicar la planta en el puerto mejorará la logística, las operaciones y la utilización de la infraestructura, dijo Walter Teter, director ejecutivo de Firebird LNG LLC. Firebird es propiedad conjunta de Phoenix Development Holding Company LLC, con sede en Houston, y MAD Energy LP, con sede en Idaho.

“Como proyecto ancla del puerto de aguas profundas, la planta de licuefacción representará la mayor inversión industrial en tierra en Surinam hasta la fecha”, dijo Teter.

Se espera que la planta de GNL esté operativa a fines de 2024.

Firebird LNG venderá la mayor parte de su producción bajo contratos a largo plazo, agregó Teter.

La producción planificada es de 4 millones de toneladas por año, pero hay espacio para la expansión si la demanda lo justifica. El recurso total de gas en la cuenca se estima en 35 billones de pies cúbicos, lo que supera con creces los requisitos de Firebird LNG.

Fuente: Offshore

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Tango FLNG

Exmar vende la unidad de licuefacción flotante Tango FLNG a Eni

Exmar vende la unidad de licuefacción flotante Tango FLNG a Eni 1420 888 GNL GLOBAL

La compañía belga, Exmar anunció este viernes la firma de un acuerdo con la italiana Eni para la venta de TANGO FLNG.

La planta de licuefacción de gas natural flotante, TANGO FLNG, entregada en 2017, cuenta con una capacidad de almacenamiento de 16.100 m3 de gas natural licuado (GNL) y una capacidad de licuefacción de hasta 0,6 millones de toneladas anuales.

De acuerdo con un comunicado de Exmar, el valor de la transacción por la venta de TANGO FLNG está en un rango de USD 572 y USD 694 millones, dependiendo del desempeño real del TANGO FLNG durante los primeros seis meses en el sitio.

La compañía dijo que la unidad flotante estará disponible para Eni en la fecha de cierre de la transacción, que se espera sea para la segunda quincena de agosto de 2022.

Imagen cortesía de Exmar

La instalación será utilizada por Eni en la República del Congo, como parte de las actividades del proyecto de desarrollo de gas natural en el bloque Marine XII, en línea con la estrategia de Eni para aprovechar los recursos de capital de gas.

Como parte del proyecto, Eni y EXMAR también acordaron un contrato de 10 años para una Unidad de Almacenamiento Flotante (FSU) que se basará en la conversión de un transportador de GNL.

Además, EXMAR proporcionará servicios de Operación y Mantenimiento tanto para TANGO FLNG como para la FSU y servicios de ingeniería para el proyecto que será objeto de contratos separados.

El presidente ejecutivo de EXMAR, Nicolas Saverys, declaró: “Nos complace trabajar con Eni para ayudar a aumentar sus suministros de GNL de forma rápida. Esto representa un hito importante para EXMAR en su ambición y una prueba de nuestra capacidad para desarrollar aún más las soluciones de infraestructura de GNL”.

Imagen cortesía de Exmar

En abril de este año, en presencia del Ministro de Relaciones Exteriores de la República del Congo Jean-Claude Gakosso, del Ministro de Relaciones Exteriores de Italia, Luigi di Maio, y del Ministro de Transición Ecológica de Italia, Roberto Cingolani, el Ministro de Hidrocarburos de la República del Congo, Bruno Jean Richard Itoua, y el CEO de Eni, Claudio Descalzi, firmaron una carta de intención para aumentar la producción y exportación de gas.

El acuerdo prevé la aceleración e incremento de la producción de gas en el Congo, principalmente a través del desarrollo de un proyecto de GNL con puesta en marcha prevista en 2023 y una capacidad superior a los 3 millones de toneladas/año (más de 4.500 millones de metros cúbicos / año) una vez que esté en pleno funcionamiento.

La República del Congo y Eni también acordaron definir iniciativas para promover la descarbonización y la transición energética sostenible en ese país, en particular en las áreas de energía renovable, el desarrollo de una cadena de suministro agrícola para producir materia prima para biorrefinación sin competir con la cadena alimentaria, la conservación y gestión sostenible de los bosques, la adopción de sistemas de cocina limpia, la captura, uso y almacenamiento de CO2

GNL GLOBAL

TC Energy y CFE firma alianza estratégica

TC Energy y la CFE de México anuncian una asociación estratégica para desarrollar infraestructura de gas natural

TC Energy y la CFE de México anuncian una asociación estratégica para desarrollar infraestructura de gas natural 1420 1194 GNL GLOBAL

La compañía de energía, TC Energy Corporation, con sede en Canadá, y la empresa eléctrica estatal de México, CFE, acordaron esta semana forjar una alianza estratégica para acelerar el desarrollo de infraestructura de gas natural en las regiones centro y sureste de México.

Según se informó, TC Energy y la CFE acordaron consolidar los anteriores Contratos de Servicios de Transporte (TSA: Transportation Service Agreement) ejecutados entre la subsidiaria mexicana de TC Energy, Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, y la CFE en relación con los activos de gasoductos de gas natural de TC Energy en el centro de México, bajo un único contrato de take-or-pay, denominado en dólares estadounidenses, que se extenderá hasta 2055.

La alianza consolida los activos existentes de la Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, incluidos los gasoductos Tamazunchale, Tula-Villa de Reyes (TVDR) y Tuxpan-Tula (TXTL), bajo un solo contrato take-or-pay de adquisición denominado en dólares estadounidenses.

Este nuevo TSA también regirá los nuevos proyectos de infraestructura relacionados que se desarrollarán en conjunto con la CFE.

“Nos complace haber sido seleccionados por la CFE como su socio y forjar esta alianza público-privada estratégica e importante, la primera en su tipo en los 85 años de historia de la CFE”, dijo François Poirier, presidente y director ejecutivo de TC Energy.

Agregando, “Esta alianza capitaliza cada una de nuestras fortalezas. Juntos, TC Energy y CFE desarrollarán infraestructura energética crítica para servir a las crecientes regiones del centro y sureste de México. El Gasoducto Gateway del Sureste será el segundo gasoducto de gas natural marino de TC Energy en México, conectando a las regiones costeras de Veracruz y Tabasco, y es otro excelente ejemplo de nuestra capacidad para originar proyectos de clase mundial que ofrecen un crecimiento incremental a nuestra perspectiva a largo plazo».

Principales beneficios de la alianza estratégica de TC Energy con la CFE

En relación con la alianza estratégica, TC Energy y CFE alcanzaron una decisión final de inversión (FID) para proceder y construir el Gasoducto Gateway del Sureste, un gasoducto de gas natural costa afuera de 715 kilómetros de 1,300 millones de pies cúbicos por día para satisfacer la creciente necesidad de gas natural seguro, confiable y energía asequible en la región sureste de México.

El costo estimado del proyecto de USD 4.500 millones se desarrolló utilizando una estimación de Clase 3 verificada por un tercero que incluye más del 70 por ciento de precios de costos fijos. Sujeto a revisión y aprobaciones, los acuerdos entre TC Energy y la CFE permitirán compartir costos por encima de los aprobados en la FID.

El desarrollo y la ejecución del proyecto aprovecharán la experiencia previa de TC Energy en la construcción del gasoducto de 770 kilómetros y 2600 millones de pies cúbicos por día en alta mar en el Sur de Texas que se puso en servicio en 2019, aproximadamente tres años después de la FID.

El Gasoducto Gateway del Sureste se originará en tierra en Tuxpan, Veracruz, luego continuará en alta mar y tocará tierra en Coatzacoalcos, Veracruz y Dos Bocas, Tabasco. Se prevé que el proyecto esté en servicio a mediados de 2025.

TC Energy y la CFE acordaron rescindir mutuamente los arbitrajes internacionales, actualmente suspendidos entre las dos partes relacionados con los gasoductos Tuxpan-Tula y Tuxpan-Tula, con TC Energy obteniendo un retorno sobre y de todo el capital invertido previamente.

TC Energy y CFE también acordaron trabajar juntos para desarrollar y completar el gasoducto Tuxpan-Tula a través de la construcción del segmento central del proyecto, sujeto a FID en el cuarto trimestre de 2022.

La CFE desempeñará un papel activo en el cumplimiento de las responsabilidades de tierra, comunidad y permisos, aprovechando su experiencia en la operación, construcción y mantenimiento de una extensa red de infraestructura lineal de más de 200.000 kilómetros en servidumbres. Estos proyectos representan hitos clave en la historia de varias décadas de TC Energy de crecimiento de retorno ajustado al riesgo seguro, confiable y sólido en México.

Sujeta a las aprobaciones regulatorias de la Comisión de Competencia Económica de México (COFECE) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la alianza estratégica brinda a la CFE la oportunidad de tener una participación accionaria en Transportadora de Gas Natural de la Huasteca. La participación accionaria de la CFE está condicionada a que la CFE cumpla con las contribuciones de capital especificadas junto con las responsabilidades de tierra, comunidad y permisos en Tuxpan-Tula, Tuxpan-Tula y el gasoducto de puerta de enlace del sudeste.

Se espera que las aprobaciones regulatorias relacionadas con la participación accionaria de la CFE en Transportadora de Gas Natural de la Huasteca tomen hasta 24 meses.

Luego de una FID positiva, en servicio del proyecto del Gasoducto Gateway del Sureste y sujeto a ciertas otras condiciones, la participación accionaria de la CFE en Transportadora de Gas Natural de la Huasteca sería igual al 15 por ciento.

Al final de la vida del contrato del Gasoducto Gateway del Sudeste en 2055 y después de que TC Energy haya recuperado el retorno total del capital, la participación accionaria de la CFE en Transportadora de Gas Natural de la Huasteca aumentaría a aproximadamente el 35 por ciento, reflejando así el equivalente de aproximadamente el 49 por ciento del valor neto del Gasoducto Puerta del Sureste y el 15 por ciento de los demás gasoductos de Transportadora de Gas Natural de la Huasteca.

La Compañía continuará monitoreando y administrando su exposición económica neta en México a aproximadamente el 10 por ciento del EBITDA comparable consolidado total a través de la utilización de financiamiento de deuda a nivel de país, oportunidades potenciales de asociación estratégica en México y la evaluación de formas apropiadas de seguro de riesgo.

TC Energy tiene la intención de asegurar hasta US $ 2.0 mil millones de financiamiento incremental de deuda a nivel de país y cuando se combina con el acuerdo de crédito de préstamo a plazo cerrado recientemente en la filial de TC Energy de propiedad del 60 por ciento que posee el gasoducto Sur de Texas, habrá aumentado la deuda a nivel de país, sin recurso a TC Energy, equivalente a aproximadamente el 65 por ciento de los costos del proyecto del gasoducto de puerta de enlace del sudeste. Una vez que el gasoducto de puerta de enlace del sureste esté en servicio, TC Energy espera que el perfil de flujo de caja considerable y predecible respalde una mayor capacidad de endeudamiento.

TC Energy Corporation es una importante empresa de energía de América del Norte, con sede en Calgary, Alberta, Canadá, que desarrolla y opera infraestructura energética en Canadá, Estados Unidos y México

GNL GLOBAL

Exportaciones de gas natural de EE. UU. a México

EIA: EE. UU. aumenta exportaciones de gas natural por gasoducto desde el oeste de Texas a México en mayo

EIA: EE. UU. aumenta exportaciones de gas natural por gasoducto desde el oeste de Texas a México en mayo 1126 1126 GNL GLOBAL

Las exportaciones de gas natural de EE. UU. a México alcanzaron el nivel más alto registrado en las exportaciones por gasoductos desde el oeste de Texas, dijo un reporte publicado por la Administración de la Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés).

Según mostraron los datos mensuales de la EIA, las exportaciones de gas natural por gasoductos desde la región del oeste de Texas de los Estados Unidos a México promediaron 1.600 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) en mayo de 2022, el nivel más alto registrado en las exportaciones por gasoductos desde el oeste de Texas.

De acuerdo con la agencia, en comparación con el promedio anual de 2021, las exportaciones de gasoductos de EE. UU. desde el oeste de Texas a México aumentaron un 12 % desde enero hasta mayo de 2022 y promediaron 1,4 Bcf/d durante este período de cinco meses.

Las exportaciones de gasoductos de gas natural de EE. UU. desde el oeste de Texas a las regiones del noroeste, centro y suroeste de México, a través del corredor de Wahalajara desde Waha Hub en el oeste de Texas hasta Guadalajara, la segunda ciudad más poblada de México, han estado creciendo en los últimos años, de 0.6 Bcf /d en 2019 a 1,2 Bcf/d en 2021 y a 1,4 Bcf/d en promedio de enero a mayo de 2022.

Según indicó la EIA, las exportaciones del oeste de Texas han aumentado a medida que más tuberías de conexión en las regiones central y suroeste de México se han puesto en servicio gradualmente en los últimos tres años. El crecimiento de la demanda de gas natural, particularmente en los sectores industrial y energético de México, también ha contribuido al crecimiento de las exportaciones por gasoductos desde Estados Unidos. El sector eléctrico ha liderado el crecimiento del consumo total de gas natural en México en los últimos años.

La disponibilidad de importaciones de gasoductos de gas natural relativamente baratas desde los Estados Unidos ha llevado a cambios en la combinación de suministro de gas natural de México.

De acuerdo con datos de Wood Mackenzie, indicados por la EIA, la participación del suministro total de gas natural de México cubierto por las importaciones de gasoductos de los Estados Unidos creció de 61% en 2019 a 72% en 2021, aunque ha disminuido a 69% en los primeros siete meses de este año, en parte, debido a los precios spot más altos del gas natural de EE. UU. La producción nacional de México ha aumentado un 15% en los primeros siete meses de 2022 en comparación con los niveles de 2021.

Las importaciones de GNL han caído de más del 7% del suministro total en 2019 a menos del 1% en lo que va de 2022.

Si bien las exportaciones de gasoductos de gas natural de EE. UU. desde el oeste de Texas aumentaron en los primeros meses de este año, los volúmenes exportados desde otras regiones en la frontera entre EE. UU. y México disminuyeron año tras año. Durante el mismo período, las exportaciones del sur de Texas disminuyeron un 5 % a un promedio de 3,8 Bcf/d, y las exportaciones combinadas de Arizona y California disminuyeron un 24 % a un promedio de 0,5 Bcf/d. Las exportaciones totales de gas natural por gasoductos de EE. UU. a México disminuyeron un 4 % a 5,7 Bcf/d.

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