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Hammerfest LNG reinicia la producción de GNL

Hammerfest LNG reinicia la producción de GNL 805 454 GNL GLOBAL

Después de extensas reparaciones y trabajos de mejora, Hammerfest LNG vuelve a estar en producción.

El operador de la planta, Equinor anunció este jueves 02 de junio que el primer gas natural licuado (GNL) ya estaba en el tanque de Melkøya.

Irene Rummelhoff, vicepresidenta ejecutiva de Marketing, Midstream y Procesamiento de Equinor dijo “Con la puesta en marcha de Hammerfest LNG, agregamos más volumen a las ya sustanciales entregas de gas de Noruega. Esto es de gran importancia en un período en el que los suministros predecibles y confiables son muy importantes para muchos países y clientes”.

Noruega es un importante proveedor de gas para Europa, y los volúmenes de Hammerfest LNG representan más del 5% de las exportaciones de gas noruego.

Durante la producción normal, Hammerfest LNG entrega alrededor de 6.500 millones de metros cúbicos por año, equivalente a la demanda anual de gas de 6,5 millones de hogares europeos.

En su comunicado Equinor dijo que la seguridad había sido la prioridad número uno durante el extenso proceso de trabajo, desde la identificación del alcance de los daños hasta la planificación de reparaciones y mejoras, y la implementación del proyecto.

Alrededor de 1 000 personas han realizado diariamente un trabajo sistemático y específico, lo que permitió que la planta volviera a estar en línea de manera segura, dijo la compañía en su comunicado.«Se ha seguido un procedimiento gradual en el proceso hacia la producción completa».

“Me gustaría agradecer a todos los empleados, proveedores y socios que han hecho un gran trabajo preparando la planta para una puesta en marcha segura. Esta es una tarea enorme y complicada, con gran parte del trabajo del proyecto durante una pandemia desafiante», dijo Rummelhoff.

Se han realizado reparaciones de equipos sofisticados y compresores, además de una parada programada y mantenimiento ordinario. Se revisaron más de 22 000 componentes y se reemplazaron 180 kilómetros de cables eléctricos. Para minimizar la propagación de infecciones, se han implementado amplias medidas de control de infecciones y reglas estrictas de distanciamiento.

La planta está construida para operar a menos 163 grados centígrados, y se sigue un procedimiento controlado y gradual hacia la producción total.

Los buques tanque de GNL Arctic Voyager, Arctic Lady y Arctic Princess están anclados en las afueras de Melkøya, listos para recibir nuevos cargamentos de Hammerfest LNG. Normalmente, se necesitan de 4 a 5 días para llenar los tanques de almacenamiento en la planta, antes de que los barcos se carguen con GNL para enviarlos a las terminales de recepción en varios mercados. En plena producción, un barco saldrá de Melkøya aproximadamente cada cinco días. Cada nave contiene alrededor de 1 TW de energía.

La asociación incluye Equinor Energy AS, Petoro AS, TotalEnergies EP Norge AS, Neptune Energy Norge AS y Wintershall Dea Norge AS. Equinor es el operador de Hammerfest.

La planta suspendió las operaciones después del incendio ocurrido en septiembre de 2020.

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Cargamentos de GNL desviados del Reino Unido

Reino Unido desvía dos cargamentos de GNL de EE. UU. y uno de Perú

Reino Unido desvía dos cargamentos de GNL de EE. UU. y uno de Perú 800 601 GNL GLOBAL

Al menos dos cargamentos de gas natural licuado (GNL) de EE. UU. y un cargamento de GNL de Perú fueron desviados recientemente del Reino Unido.

De acuerdo con Olumide Ajayi, analista senior de GNL en Refinitiv, el desvío de estos cargamentos de GNL sigue a una decisión reciente de National Grid del Reino Unido de limitar temporalmente la capacidad de transmisión disponible cuando se considere necesario en las dos terminales de GNL en Milford Haven.

Ruta de los cargamentos de GNL desviados del Reino Unido. Refintiv Eikon.

Según Olumide, los dos cargamentos de GNL de EE. UU. a bordo del LNG SCHNEEWEISSCHEN y el Mu Lan se desviaron a Brasil y España respectivamente, mientras que el cargamento de GNL peruano, abordo del buque Castillo Santisteban, fletado por Shell, también se desvió a España según indicaron los datos de envío de Refintiv Eikon.

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Woodside: Se necesitan "dos para bailar el tango" en las conversaciones sobre la huelga de GNL

La australiana Woodside comienza a cotizarse hoy en la NYSE

La australiana Woodside comienza a cotizarse hoy en la NYSE 600 339 GNL GLOBAL

La compañía australiana Woodside Energy Group Ltd (Woodside) anunció que comenzaría a cotizar sus acciones en forma de American Depositary Shares (ADS) en la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) bajo el símbolo «WDS» a partir de hoy, jueves 02 de junio.

Este anuncio sigue a la finalización de la transacción de fusión entre Woodside y el negocio de petróleo de BHP Group Limited, anunciada el 1 de junio de 2022.

Los ADS son instrumentos negociables denominados en dólares estadounidenses representados por American Depositary Receipts (ADR) emitidos por un banco depositario que facilitan el comercio y la inversión en EE. UU. en acciones de empresas no estadounidenses.

Según informó en su comunicado, los ADR se emitirán bajo el programa ADR existente de Woodside, que es administrado por Citibank, N.A.

Cada Woodside ADS representa una acción ordinaria de Woodside, dijo la compañía.

Woodside Energy Group mantendrá su cotización principal en la bolsa de Australia (ASX).

La compañía tiene proyectos de crecimiento en desarrollo en Australia, Senegal y el Golfo de México.

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Departamento de Energía de los Estados Unidos

DOE anuncia USD 59 millones para expandir la producción de biocombustibles y descarbonizar el sector del transporte

DOE anuncia USD 59 millones para expandir la producción de biocombustibles y descarbonizar el sector del transporte 508 403 GNL GLOBAL

El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) anunció 59 millones de dólares para acelerar la producción de biocombustibles y bioproductos para reducir las emisiones en sectores difíciles de descarbonizar y crear empleos bien remunerados en las zonas rurales de Estados Unidos.

El DOE se centra en la investigación aplicada, el desarrollo y la implementación para mejorar el rendimiento y reducir el costo de las tecnologías de producción de biocombustibles y ampliar los sistemas de producción en asociación con la industria.

Al reducir los costos y los riesgos técnicos, estos esfuerzos pueden ayudar a allanar el camino para que la industria de los biocombustibles implemente biorrefinerías integradas a escala comercial, dijo el DOE en un comunicado.

Los avances de esta financiación respaldarán los objetivos del presidente Biden y del DOE de promover el uso de la bioenergía, lograr biocombustibles rentables y alcanzar una economía neta de carbono cero para 2050.

La Secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer M. Granholm dijo “La energía aprovechada de las plantas y los desechos presenta una gran oportunidad para reducir las emisiones de sectores difíciles de descarbonizar, como la aviación, el ferrocarril y el transporte marítimo, al tiempo que respalda empleos de alta calidad en las zonas rurales de Estados Unidos”.

Agregando “La inversión del DOE en biocombustibles es un componente clave del esfuerzo de la Administración Biden para apoyar las tecnologías de energía limpia que aumentan nuestra independencia energética y nos acercan a una economía neta de carbono cero”.

Los sectores marítimo y de aviación requieren densidades de energía más altas para evitar paradas frecuentes para repostar en vuelos largos, rutas de transporte internacional y rutas ferroviarias entre países, lo que dificulta la descarbonización de estas industrias. Actualmente, la electrificación no puede cumplir con estos requisitos, pero los biocombustibles líquidos sostenibles y densos en energía se están convirtiendo en una sólida alternativa para abordar estas necesidades.

El anuncio de oportunidad de financiamiento (FOA, por sus siglas en inglés) de «Ampliación de biorrefinerías integradas» promoverá el desarrollo de biorrefinerías y proyectos de mejora de materias primas en consonancia con una estrategia más amplia del DOE para apoyar proyectos de biorrefinerías que pueden producir diésel renovable sostenible y combustible para aviación, marino y ferroviario en cada momento. etapa de desarrollo. Fomentar la innovación desde el laboratorio hasta el mercado ayuda a desarrollar tecnologías de biocombustibles a escala de producción y crea incentivos económicos para que las empresas las adopten.

El financiamiento también apoya el objetivo del Gran Desafío de Combustible de Aviación Sostenible del DOE de permitir la producción de tres mil millones de galones de combustible de aviación sostenible anualmente para 2030 y 35 mil millones de galones anualmente para 2050, suficiente para satisfacer el 100% de la demanda de combustible de aviación de EE. UU. Este es el segundo de una serie de FOA de «ampliación». En septiembre de 2021, el DOE otorgó $64 millones a 22 proyectos enfocados en el desarrollo de tecnologías y procesos que producen biocombustibles bajos en carbono y de bajo costo. Se espera que este FOA financie entre cuatro y 20 proyectos.

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Importaciones de GNL de la India

Importaciones de GNL de la India caen 13,2% en abril

Importaciones de GNL de la India caen 13,2% en abril 1202 856 GNL GLOBAL

Las importaciones de gas natural licuado (GNL) de la India cayeron por cuarto mes consecutivo este año.

De acuerdo con los datos mensuales provisiones publicados por la Oficina de Planificación y Análisis de Petroleo (PPAC) del Ministerio de Petróleo y Gas Natural de la India, las importaciones de GNL en abril de 2022 alcanzaron 2,47 mil millones de metros cúbicos, registrando una disminución de un 13,2 por ciento con respecto al mismo mes de 2021 (ver gráfico).

Las importaciones de GNL en India han venido disminuyendo sistemáticamente mes a mes desde junio 2021.

De acuerdo con las cifras de la PPAC, la importación acumulada de GNL de abr21/abr22, ascendió a 33,24 mil millones de metros cúbicos, un 6,6 por ciento menor en comparación con el mismo periodo en 2021/2020

Por el GNL importado el mes pasado, la India pagó 1,3 mil millones de dólares, un aumento de aproximadamente un 62,5 por ciento con respecto a los 0,8 mil millones pagados en abril 2021.

India importa GNL a través de sus seis terminales: Dahej y Kochi, operadas por Petronet LNG, con capacidad para importar hasta 17,5 y 5 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL respectivamente; la terminal Hazira, operada por Shell Energy India, con capacidad para 5,2 MTPA; y las terminales Dabhol, operada por Konkan LNG; Ennore operada por Indian Oil LNG y Mundra operada por GSPC LNG limited, con capacidad para importar hasta 5 MTPA cada una.

De acuerdo con el informe, durante el periodo de abr21/mar22, la terminal Dahej de Petronet registró una tasa de utilización en ese periodo del 87,5 por ciento, seguida de la terminal Hazira a un 47,2 por ciento, Dabhol con 85,1 por ciento mientras el resto registró una tasa de utilización menor del 20%.

Según el informe de la PPAC, la producción bruta de gas natural del mes de abril de 2022 alcanzó los 2,827 mil millones de metros cúbicos, esto es un aumento de un 6,6 por ciento con respecto al mismo mes en 2021.

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YPFB

YPFB descarta cualquier demanda por parte de Petrobras en relación a la reducción de los envíos de gas

YPFB descarta cualquier demanda por parte de Petrobras en relación a la reducción de los envíos de gas 384 384 GNL GLOBAL

El reciente ajuste en los envíos de gas natural a Argentina permitirá al Estado boliviano percibir 100 millones de dólares adicionales, manifestó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia.

“El acuerdo entre Bolivia y Argentina permite incrementar los volúmenes de gas natural, pero no en desmedro a Brasil, simplemente en función de cuál de los dos mercados nos iba a pagar más por el volumen acordado. Entonces, el mercado argentino nos ofreció $us 20 dólares por millón de BTU, por tanto, no se trata de una jugada política, es una negociación comercial”, explicó Dorgathen.

El nuevo compromiso de la estatal petrolera con Integración Energética Argentina (IEASA) contempla el aumento del volumen de exportación de gas natural, escenario que permitirá maximizar los ingresos del erario nacional.

“A Brasil se redujo el volumen en un 30% y se lo envía a Argentina con un precio diferenciado que nos permite contractualmente manejarnos con Petrobras. Ahora estamos enviando a Argentina 14 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y el acuerdo dice que podemos llegar hasta 18 MMmcd”, complementó Dorgathen.

La autoridad petrolera exteriorizó que la comercialización de gas natural a los mercados de Brasil y Argentina está garantizada y que se enmarca en las condiciones contractuales de Compra Venta de Gas Natural con Petrobras y IEASA.

Asimismo, descartó cualquier demanda por parte de Petrobras en relación a la reducción de los envíos del energético, pues la operación comercial se enmarca en el contrato vigente con la empresa brasileña.

Añadió que YPFB se encuentra en negociaciones con Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) de la República Federativa del Brasil.

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CELSE

Eneva firma acuerdo con New Fortress Energy y Brasil Energía para adquirir la Centrais Elétricas de Sergipe 

Eneva firma acuerdo con New Fortress Energy y Brasil Energía para adquirir la Centrais Elétricas de Sergipe  1038 619 GNL GLOBAL

Eneva, empresa integrada de energía de Brasil, anunció este martes 31 de mayo la oferta para adquirir Centrais Elétricas de Sergipe Participações S.A. (CELSEPAR), propiedad de New Fortress Energy (NFE) y Ebrasil Energia Ltda.

Según el acuerdo negociado, Eneva adquirirá el 100% de las acciones de la Usina de Porto de Sergipe por R$ 6,1 mil millones (aproximadamente 1,27 mil millones de dólares).

La central termoeléctrica de Celse, ubicada en la costa de Sergipe, en Barra dos Coqueiros, tiene una capacidad de 1,6 GW y es una de las mayores centrales de gas en operación en América Latina. La planta juega un papel fundamental en la seguridad energética del Nordeste del país, ya que su capacidad equivale al 15% de la demanda energética de la región. La unidad está íntegramente contratada en el entorno regulado hasta diciembre de 2044.

Imagen Cortesía CELSE

Pedro Zinner, director general de Eneva dijo “La adquisición de Celse es un movimiento estratégico para que Eneva aproveche las competencias y diversifique aún más nuestro modelo de negocios en línea con nuestras ambiciones estratégicas para 2030. De esta manera, nos consolidamos cada vez más como uno de los proveedores privados de energía más grandes del país y como un actor clave en la transición energética brasileña”.

En un comunicado, la empresa brasileña destacó que, tras esta adquisición, la combinación de los activos de Eneva alcanzará aproximadamente 6 GW de capacidad instalada.

La transacción también representa un paso fundamental para que la compañía pueda contar con su primera infraestructura gas hub –además de las unidades de exploración y generación, un gasoducto y un puerto que permiten la comercialización y el flujo del producto–, lo que contribuye a la expansión de los horizontes comerciales de la empresa, subrayó la empresa.

La adquisición también garantiza a Eneva el acceso a gas importado e infraestructura con capacidad ociosa que permite una gestión de suministro flexible y confiable, contribuyendo aún más a la expansión de su segmento de comercialización de productos.

Como parte de la transacción, Eneva acordó adquirir, directa e indirectamente, el 100% de las acciones de Centrais Elétricas de Sergipe Participações S.A., que posee el 100% de los derechos de expansión de Usina Sergipana, con una cartera adicional de 3,2 GW de proyectos de expansión.

Según los términos de la transacción, Eneva asumirá la deuda actual de Centrais Elétricas de Sergipe (CELSE), una subsidiaria 100% propiedad de CELSEPAR, de R$ 4,1 mil millones. Con el valor desembolsado sumado a la deuda, el valor de la empresa adquirida alcanza R$ 10,2 mil millones (2,2 mil millones de dólares).

(Tipo de cambio 1 real= US$ 0,27)

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Peru LNG

Perú avanzan en la carrera de envíos de GNL a Europa mientras que en Trinidad las exportaciones continúan cayendo

Perú avanzan en la carrera de envíos de GNL a Europa mientras que en Trinidad las exportaciones continúan cayendo 700 493 GNL GLOBAL

En un informe recientemente publicado por la agencia Reuters, indicó que los únicos dos exportadores de gas natural licuado (GNL) de América Latina se estaban moviendo en direcciones opuestas.

Exportaciones de GNL

Según informó la agencia, los envíos de GNL de Perú han estado aumentando rápidamente teniendo como mayor destino a compradores en Europa, donde una combinación de demanda firme y precios altos han atraído a los exportadores de GNL este año.

Reuters destacó que la invasión rusa de Ucrania y el consiguiente rechazo de su combustible en Europa han cambiado los mercados preferidos para la asignación de cargamentos de GNL, lo que ha llevado a los productores a firmar contratos de suministro a medio y largo plazo con clientes en Europa.

De acuerdo con la agencia, Perupetro ha reportado un total de 37 cargamentos de GNL enviados entre noviembre 2021 y mayo 2022, de los cuales casi la mitad habían sido entregados a compradores en Europa.

Según los datos de Refinitiv Eikon, indicados en el informe, en lo que va del año, Perú ha enviado 26 cargamentos alcanzando un total de 1,8 millones de toneladas de GNL (4,09 millones de metros cúbicos), esto es un aumento del 74 % frente al mismo período de 2021.

De acuerdo con los datos, quince cargamentos fueron enviados a España y el Reino Unido, mientras que los restantes fueron a dar a los mercados de Asia.

Perú LNG es un consorcio integrado la estadounidense Hunt Oil Corp, la japonesa Marubeni Corp, la surcoreana SK Group y la gigante del GNL Shell.

Exportaciones de GNL de Trinidad

Contrariamente a Perú, las exportaciones de GNL de Trinidad y Tobago, el mayor productor de GNL de la región, no han podido revertir una disminución que se espera continúe por tercer año consecutivo en 2022.

Según el BP Statistical Review of World Energy, la producción de gas de Trinidad ha disminuido en la última década, en medio de obstáculos para desarrollar sus reservas en alta mar. Reuters informó que la planta de exportación de GNL, Atlantic LNG, ubicada Point Fortin, no ha podido operar completamente sus cuatro trenes de licuefacción.

En 2021, los socios de la instalación (BP BP.L, Shell, Repsol REP.MC, Suez LNG y la estatal NGC Trinidad) cerraron el primer tren de licuefacción de la planta, seguido de la decisión de reestructurar propiedad de los tres restantes.

Mientras que el gobierno y los productores privados de gas en Trinidad deciden cómo aumentar la producción, las exportaciones están a punto de caer este año, desde los 7,9 millones de toneladas enviadas en 2021, una pérdida en medio de la creciente demanda de GNL y los altos precios en Asia y Europa.

Fuente: Reuters

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Ministro Saad Sherida Al-Kaabi se reúne con el Secretario Especial para Asuntos Estratégicos de la Presidencia de Brasil, Almirante Flávio Augusto Viana Rocha. Imagen cortesía QatarEnergy

Ministro Qatarí se reúne con el Secretario Especial para Asuntos Estratégicos de la Presidencia de Brasil

Ministro Qatarí se reúne con el Secretario Especial para Asuntos Estratégicos de la Presidencia de Brasil 700 525 GNL GLOBAL

El Ministro de Estado para Asuntos de Energía de Qatar, Saad Sherida Al-Kaabi se reunió este martes 31 de mayo, con el Secretario Especial para Asuntos Estratégicos de la Presidencia de Brasil, Almirante Flávio Augusto Viana Rocha.

Según indicó una nota publicada en la cuenta oficial de QatarEnergy, en la red social LinkedIn, las discusiones durante la reunión, celebrada en Doha, trataron sobre las relaciones energéticas y la cooperación entre Qatar y Brasil y los medios para mejorarlas.

Ministro Saad Sherida Al-Kaabi se reúne con el Secretario Especial para Asuntos Estratégicos de la Presidencia de Brasil, Almirante Flávio Augusto Viana Rocha. Imagen cortesía QatarEnergy

El mes pasado, un consorcio de QatarEnergy firmó un acuerdo de producción compartida con el gobierno brasileño relacionado con los derechos de volumen excedente del campo petrolero de clase mundial Sépia en Brasil.

El Contrato de Producción Compartida y otros acuerdos clave se firmaron en Brasilia, durante una ceremonia especial organizada por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil.

De conformidad con los acuerdos firmados, QatarEnergy tendrá una participación del 21 % junto con sus socios del consorcio Petrobras (30 % y Operador), TotalEnergies (28 %) y Petronas (21 %).

Esta firma siguió a la adjudicación de los derechos de volumen excedente de Sépia al consorcio al concluir la segunda ronda de licitación de transferencia de derechos excedentes el 17 de diciembre de 2021, realizada por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil (ANP).

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Pruebas técnicas realizadas en Bélgica, cortesía ENAGÁS

ENAGÁS: Operadores y asociaciones energéticas desarrollan las primeras pruebas de Europa con nuevas tecnologías para medir emisiones de metano en sus infraestructuras

ENAGÁS: Operadores y asociaciones energéticas desarrollan las primeras pruebas de Europa con nuevas tecnologías para medir emisiones de metano en sus infraestructuras 800 532 GNL GLOBAL

La semana pasada, un grupo de 13 operadores de infraestructuras gasistas y asociaciones de gas europeos pusieron en marcha en Zelzate (Bélgica) un innovador proyecto auspiciado por el Grupo Europeo de Investigación del Gas (GERG) con la finalidad de testar diferentes tecnologías para cuantificar emisiones de metano. 

De acuerdo con un comunicado publicado por el operador del sistema gasista español, Enagás, las pruebas se llevaron a cabo con éxito en una estación de compresión operada por Fluxys, el operador belga de sistemas de transporte de gas (TSO), y evaluaron metodologías top-down para la cuantificación de las emisiones de metano.

Esta iniciativa se ha llevado a cabo tras una primera prueba en un entorno controlado en España en octubre de 2021.

El proyecto está coordinado por Enagás, operador español de sistemas de transporte de gas, y cuenta con la colaboración de Bureau Veritas como coordinador de campo, así como con la participación de otros operadores de infraestructuras gasistas y asociaciones de gas europeos: Engie, Gassco, Gasunie, GERG, Medgaz, National Grid Gas Transmission, Open Grid Europe, Snam, Storengy, Sedigas, Synergrid y Uniper. 

Según indicó Enagás, los resultados de este proyecto permitirán alcanzar el objetivo del Global Methane Pledge y obtener el «Gold standard» de OGMP 2.0, una iniciativa voluntaria coordinada por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).

Durante las pruebas, una delegación de la Comisión Europea visitó las instalaciones para conocer los detalles del proyecto y las diferentes tecnologías implicadas. El proyecto está en línea con el objetivo de la Comisión Europea de mejorar la cuantificación y reducir las emisiones de metano en el sector energético y representa una oportunidad para seguir la hoja de ruta hacia la neutralidad climática. 

Nuevas tecnologías top-down y proceso de reconciliación

Optar por un enfoque a nivel de emplazamiento o top-down puede proporcionar información más completa sobre las emisiones en un lugar o región, ya que el modelo bottom-up se centra en fuentes y equipos concretos. La combinación de ambos enfoques para la cuantificación de las emisiones de metano es lo que se define como reconciliación. Este proyecto pretende proporcionar un mayor conocimiento a los participantes sobre cómo utilizar y reconciliar ambos enfoques, un paso clave para lograr una mayor precisión en la cuantificación de este gas.

Para las pruebas, se llevó a cabo una cuantificación bottom-up, empleando la tecnología más precisa a nivel de fuente, para realizar mediciones de 11 tecnologías de vanguardia diferentes y de manera simultánea, combinando diferentes tipos de sensores y metodologías de cuantificación, incluyendo enfoques bottom-up (a nivel de fuente), a nivel de emplazamiento y de monitorización continua. Las tecnologías empleadas han sido seleccionadas en base a los resultados de un proyecto anterior de GERG liderado por Enagás, en el que se evaluó la precisión de las diferentes tecnologías gracias a la realización de pruebas con fugas controladas. 

Científicos de la Universidad de Utrecht, (Países Bajos), realizarán un análisis independiente de los resultados. Asimismo, se va a elaborar una serie de recomendaciones sobre cómo aplicar el proceso de reconciliación. 

El proyecto cuenta con un comité consultivo encargado de validar el alcance y el programa de pruebas y comprobar los resultados. Este comité está compuesto por expertos en la materia de reconocimiento internacional que proceden de instituciones políticas y oficiales, el mundo académico, la industria y organizaciones de la sociedad civil.

La siguiente fase del proyecto va a consistir en la realización de pruebas en terminales de regasificación de GNL, en almacenamientos subterráneos de gas y en estaciones de compresión en varios países europeos para proseguir con la definición del proceso de reconciliación.

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