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Siport21 presenta metodología de simulaciones masivas para el dimensionamiento de canales de navegación, detección de riesgos y análisis de accidentes marítimos

Siport21 presenta metodología de simulaciones masivas para el dimensionamiento de canales de navegación, detección de riesgos y análisis de accidentes marítimos 800 533 GNL GLOBAL

En el marco de las XVI Jornadas Españolas de Ingeniería de Costas y Puertos, la consultora marítimo portuaria, Siport21 presentó una metodología que utiliza simulaciones masivas para el dimensionamiento de canales de navegación, detección de riesgos y análisis de accidentes marítimos.

Según indicó la consultora, esta metodología ha sido aplicada en el acceso de buques de mayores dimensiones en el Puerto de Buenaventura (Colombia) y en el Puerto de Batangas (Filipinas), entre otros.

De acuerdo con Siport21, este tipo de análisis proporciona datos objetivos y fiables, y facilita la toma de decisiones en etapas de diseño con respecto al acceso de un nuevo buque y la adecuación del canal de navegación disponible. Del mismo modo, se puede identificar la necesidad de dragado, el volumen y coste de la obra.

Imagen cortesía Siport21

Además, indicó que se puede emplear para determinar de forma cualitativa los riesgos de canales de navegación, y la determinación de la frecuencia de colisión o varada por buques a la deriva, ya sea debido a un blackout o fallo de máquina en navegación, o por deriva desde el atraque por rotura de cabos.

El análisis de escenarios alternativos, determinación de causas de accidente o acciones que se podían haber realizado para evitar accidentes o incidentes en navegación es otra de las utilidades de las simulaciones masivas.

Esta metodología combina la capacidad y potencia de cálculo de los sistemas informáticos actuales con las herramientas de simulación. El tándem permite generar un gran número de escenarios de maniobra de manera automática para valorar de manera preliminar la maniobra de los buques, seleccionando el tipo de buque, condiciones de carga, zonas de navegación y condiciones de acceso críticas o límites. En un análisis posterior, se pueden determinar las condiciones más relevantes para introducirlas en estudios más detallados en
Simulador de Maniobra en Tiempo Real.

Con más de 20 años de experiencia, Siport21 es una consultoría marítimo-portuaria especializada en el estudio del comportamiento del buque. Sus instalaciones incluyen un Centro de Simulación de Maniobra de Buques en Tiempo Real certificado por DNV-GL, tanto
para la realización de proyectos como el entrenamiento de personal de Marina Mercante.

Hasta la actualidad, Siport21 ha realizado más de 1.300 estudios en 53 países. Desde su línea de innovación, la empresa ha desarrollado diversos programas relacionados con el concepto Safeport y está volcada en la creación de nuevos productos y servicios relacionados con la industria 4.0.

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Mapa de Japón

Japón no abandonará el proyecto Sakhalin-2 en Rusia

Japón no abandonará el proyecto Sakhalin-2 en Rusia 624 400 GNL GLOBAL

Japón no abandonará el proyecto de gas natural licuado (GNL) ruso, Sakhalin-2, incluso si se le piden que lo haga, dijo este martes el ministro de economía, industria y comercio (METI) japonés, informó la agencia Reuters.

El ministro Koichi Hagiuda dijo a un comité parlamentario que si bien el terreno del proyecto era propiedad de Rusia, la planta es propiedad del gobierno y de las empresas japonesas.

La agencia dijo que la crisis de Ucrania ha puesto en relieve la participación de Japón en el proyecto Sakhalin-2 y otros proyectos similares en Rusia, ya que las grandes petroleras occidentales han dicho que se retirarían a la luz de la invasión rusa a Ucrania.

Japón, limitado en recursos, ha estado aumentando las sanciones contra Rusia, sin embargo, Tokio ha dicho repetidamente que el GNL ruso es esencial para la seguridad energética de ese país.

El jueves pasado, el primer ministro Fumio Kishida también dijo que Japón no abandonaría su participación en el proyecto Sakhalin-2, ya que era esencial para la seguridad energética.

De acuerdo con la nota de Reuters, Kishida reiteró al parlamento que Japón mantenía una participación en Sakhalin-2, destacando que la instalación actualmente contribuía a asegurar el suministro de GNL a largo plazo, estable y de bajo precio, resaltando además que, ese era un proyecto extremadamente importante para la seguridad energética de ese país.

«No es nuestra política retirarnos», dijo Kishida, agregando que su gobierno continuará buscando formas de reducir la dependencia de Japón de las fuentes de energía rusas, de acuerdo con la agencia.

Las compañías japonesas, Mitsui & Co y Mitsubishi Corp, poseen participaciones del 12,5% y 10% respectivamente en el proyecto Sakhalin-2.

Rusia representa el 4% de las importaciones de petróleo crudo de Japón y el 9 % de las importaciones de GNL, lo que convierte a Moscú en un proveedor de energía vital para Japón, especialmente después de que las fusiones de combustible en la planta de energía de Fukushima en 2011 provocaran una reducción drástica del uso de reactores nucleares.

Fuente: Reuters

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Technip Energies se asocia con COS Petrogaz para acelerar el desarrollo de gas en Senegal

Technip Energies se asocia con COS Petrogaz para acelerar el desarrollo de gas en Senegal

Technip Energies se asocia con COS Petrogaz para acelerar el desarrollo de gas en Senegal 800 539 GNL GLOBAL

La firma de ingeniería, Technip Energies y el Comité d’Orientation Stratégique du Pétrole et du Gaz; Órgano de dirección, coordinación y seguimiento del desarrollo de proyectos de petróleo y gas de Senegal (COS Petrogaz) firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) para colaborar en los campos de gas natural licuado (GNL), soluciones energéticas libres de carbono y descarbonización, con el fin de acelerar el desarrollo del gas en Senegal y apoyar un comercio justo y transición energética equitativa.

El MoU tiene como objetivo desarrollar la colaboración entre los equipos de Technip Energies y COS Petrogaz, con el fin de llevar a cabo iniciativas de transferencia de conocimiento sobre tecnologías relacionadas con la ingeniería de procesos de tratamiento de agua, petróleo y gas; diferentes tipos de plataformas e instalaciones terrestres; y conceptos de desarrollo de campos de gas en alta mar.

El acto de firma se realizó en una ceremonia con la presencia de representantes de ambas organizaciones. Imagen cortesía Technip Energies

El acuerdo cubrirá los principios de la transición energética a través de la organización de talleres y la transferencia de habilidades y también prevé que Technip Energies lleve a cabo estudios como parte de la estrategia general de desarrollo de gas definida por COS Petrogaz.

Marco Villa, Director de Operaciones de Technip Energies, dijo: «Estamos muy contentos de colaborar con COS Petrogaz para apoyar a Senegal en sus proyectos de desarrollo de gas y en su objetivo de lograr una transición energética justa y equitativa. Esta nueva colaboración ilustra nuestra firme compromiso de estar al lado de Senegal en la implementación de su estrategia global de desarrollo energético e industrial”.

Technip Energies es una empresa líder en ingeniería y tecnología para la transición energética, con posiciones de liderazgo en gas natural licuado (GNL), hidrógeno y etileno, así como posiciones de mercado crecientes en hidrógeno azul y verde, química sostenible y gestión de CO2. La empresa se beneficia de su sólido modelo de entrega de proyectos respaldado por una amplia oferta de tecnología, productos y servicios.

Con operaciones en 34 países, nuestras 15 000 personas están totalmente comprometidas a dar vida a los proyectos innovadores de nuestros clientes, rompiendo fronteras para acelerar la transición energética para un mañana mejor.

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Producción mensual de gas y petroleo en Brasil

Producción de petróleo y gas en Brasil aumenta por segundo mes consecutivo en abril

Producción de petróleo y gas en Brasil aumenta por segundo mes consecutivo en abril 800 373 GNL GLOBAL

La producción de petróleo y gas en Brasil aumentó por segundo mes consecutivo en abril.

De acuerdo con los datos del Panel Dinámico disponibles en el portal de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), durante el pasado mes de abril, la producción de petróleo y gas natural de Brasil alcanzó los 3,86 MMboe/d (millones de barriles de petróleo equivalente por día), esto es un aumento de un 0,9 % en comparación con el mes anterior y un 1,5 % en comparación con abril 2021.

Del volumen producido en abril 2022, alrededor de unos 3,00 MMboe/d fueron de petróleo y 0,86 MMboe/d de gas natural (136,84 millones de metros cúbicos de gas diarios (MMm3/d)). Imagen: Datos mensuales disponibles en la ANP.

Producción nacional

De acuerdo con los datos mensuales de la ANP, la producción de petróleo en Brasil aumentó a 3,00 MMboe/d, registrando un 0,60% de incremento en comparación a marzo 2022 y un 0,84% con respecto a abril 2021.

Por su parte, la producción de gas natural alcanzó 136,84 MMm3/d un incremento del 1,79% con respecto a marzo 2022 y de un 4,12% en comparación al mismo mes del año anterior.

Fuente: Datos mensuales disponibles en la ANP.

Uso de gas natural

En abril 2022, el gas natural disponible en el mercado alcanzó 52,25 MMm3/día (38,18% del total producido en el mes de abril). Mientras que la quema en el mes fue de 2,76 MMm3/d, registrando una reducción del 7,32 % en comparación con el mes anterior y una disminución del 4,46 % en comparación con el mismo mes de 2021.

La inyección de gas natural en abril 2022 fue de 67,62 MMm3 (esto es el 49,41% del total producido en ese mes).

Origen de la producción   

Durante el mes en revisión, la producción de petróleo y gas costa afuera alcanzó 3,66 MMboe/d mientras que la producción en tierra 0,20 MMboe/d.

Asimismo, la producción en Presal en abril 2022 representó el 75,4% o unos 2,91 MMboe del total producido en el mes, un aumento 1,24% con respecto a marzo 2022 y de un 5,45% con respecto al mismo mes en 2021.

La producción de Petrobras representó el 72,96% del total producido en abril 2022.

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Corfo de Chile firma acuerdos con GNL Quintero, CAP y Air Liquide para financiar el desarrollo de las primeras plantas de hidrógeno verde a escala industrial

Corfo de Chile firma acuerdos con GNL Quintero, CAP y Air Liquide para financiar el desarrollo de las primeras plantas de hidrógeno verde a escala industrial 800 532 GNL GLOBAL

La Corporación de Fomento de la Producción en Chile (Corfo) firmó con las empresas GNL Quintero, CAP y Air Liquide, los acuerdos para financiar el desarrollo de las primeras plantas de producción de hidrógeno verde a escala industrial en Chile, proyectos que se instalarán en distintas regiones de ese país y, en línea con el compromiso de los últimos gobiernos, contribuirán a un desarrollo sostenible para Chile.

En un comunicado, se indicó que las tres iniciativas son parte de las seis que seleccionó la Corporación en diciembre pasado, y que una vez instaladas, tendrán una capacidad total de electrólisis de 388 MW, tamaño equivalente a lo que actualmente está en operación a nivel mundial.  Con ellas, además, se proyectan inversiones por US$1.000 millones y una producción de más de 45.000 toneladas de H2V al año, lo que reducirá más de 600.000 toneladas de CO2 anuales.

el vicepresidente ejecutivo de Corfo, José Miguel Benavente destacó “Estos proyectos son el puntapié inicial para acelerar el desarrollo de una industria del hidrógeno verde en Chile, la que no solo es una gran oportunidad de desarrollo económico, sino que es una pieza clave para avanzar hacia una transición energética justa y el desafío de la descarbonización para enfrentar la crisis climática. Y precisamente en línea con la necesidad de responder a ese y otros retos es que desde la Corfo impulsaremos una nueva política industrial, donde el H2V será protagonista”.

Hidrógeno Verde Bahía Quintero

El proyecto que firmó GNL Quintero S.A, denominado “Hidrógeno Verde Bahía Quintero”, contempla el desarrollo, construcción y operación de la primera planta de este energético a gran escala, ubicada en la Región de Valparaíso.

Este proyecto contará con una capacidad instalada de electrolización de 10 MW, con la que producirán alrededor de 500 toneladas de hidrógeno verde.

El monto adjudicado por Corfo asciende a los US$5,7 millones.

el gerente de Desarrollo Sostenible de GNL Quintero, Alfonso Salinas afirmó“Estamos muy contentos del respaldo que ha dado Corfo a nuestro proyecto Hidrógeno Verde Bahía de Quintero, el cual impulsamos con las empresas Acciona Energía y Enagás. Estamos convencidos de la necesidad de desarrollar el mercado local, y nuestro proyecto permite además hacerlo contribuyendo a mejorar ambientalmente la bahía de Quintero. Esta es una muestra de que la colaboración pública – privada es el camino para avanzar hacia el desarrollo sostenible”.

H2V CAP

En tanto, la iniciativa de CAP S.A, “H2V CAP”, implementará en la Región del Biobío, una planta de hidrógeno verde que tendrá una potencia de electrolizadores de 12 MW, para una producción estimada de 1.550 toneladas al año y, junto a otras iniciativas ya implementadas, reducir más de 161.000 toneladas de CO2 anuales.

El aporte de Corfo para esta iniciativa es de US$3,6 millones.

el gerente general de CAP, Julio Bertrand señaló “Como Grupo CAP buscamos crear bienestar y progreso compartido, transformando recursos con Chile y el mundo. En ese contexto, a partir de promover el desarrollo de energías renovables CAP se ha comprometido a innovar en el desarrollo de un prototipo de planta de H2V en Talcahuano para así estudiar la posibilidad de producir acero verde al año 2030 y reducir sustancialmente la huella de carbono de Siderúrgica Huachipato. Todo esto, considerando siempre el desarrollo de nuestra actividad minera, siderúrgica y de procesamiento de acero desde las zonas donde están emplazadas nuestras operaciones, generando así desarrollo económico y social en éstas”.

Antofagasta Minería Energía Renovable

La tercera empresa en firmar fue Air Liquide S.A., con su proyecto, “Antofagasta Minería Energía Renovable (AMER)”, con la que espera producir 60.000 toneladas por año de e-metanol a partir de energía renovable, hidrógeno verde y CO2 capturado desde una fuente fija.

Con una potencia de electrolizadores de 80 MW, se instalará en la Región de Antofagasta y el monto adjudicado por Corfo alcanza los US$11, 7 millones.

el director general de Air Liquide Chile, Alexander Young resaltó “Estamos verdaderamente orgullosos de ser parte de este importante proyecto, que colocará a Chile a la vanguardia regional en la fabricación de combustibles renovables y limpios, los cuales serán la base para su futuro desarrollo energético y económico. Esta iniciativa es una demostración más del compromiso de Air Liquide Chile con la reducción de las emisiones de carbono, a través de la generación de productos ‘verdes’. Nuestra misión es seguir desarrollando soluciones que satisfagan las demandas de la sociedad y de nuestros clientes, gracias a la innovación que es fruto del compromiso de nuestros colaboradores”. 

El aporte de Corfo para estas iniciativas será destinado a la inversión en electrolizadores para el desarrollo de sus proyectos de hidrógeno verde en el país y cuyo comisionamiento se proyecta para diciembre de 2025.

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Cegás: El biometano es el combustible apropiado para la transición energética

Cegás: El biometano es el combustible apropiado para la transición energética

Cegás: El biometano es el combustible apropiado para la transición energética 1306 874 GNL GLOBAL

En el marco de la 28ª Conferencia Mundial del Gas (28th World Gas Conference), celebrada en Daegu, en Corea del Sur, la semana pasada, el presidente de la Companhia de Gás do Ceará (Cegás), Hugo Figueirêdo presentó la experiencia en distribución de biometano y las lecciones aprendidas por la empresa en la realización del Proyecto Biometano, pionero en Brasil, en el que el biometano producido a partir de un relleno sanitario es recibido por la Compañía e inyectado a la red de gas natural de la Región Metropolitana de Fortaleza.

Hugo Figueirêdo en la Conferencia Mundial de Gas 2022 celebrada en Corea.

La experiencia fue resumida en el artículo “Mayor fracción de inyección de biometano en una red de distribución de gas natural, en el estado de Ceará, Brasil”, elaborado por Figueirêdo junto con los colaboradores de Cegás Nilce Cals, Vanessa Nascimento, Sergio Kempenich y Marcos Lime.

Durante su presentación Figueirêdo discutió la experiencia de Cegás en distribución de biometano en una sesión titulada “Innovación en gas y renovables para un sistema energético más limpio”, en la que se discutieron los roles complementarios del gas natural y las fuentes renovables que pueden conducir a un futuro con bajas emisiones de CO2.

Biometano

Pionera en Brasil, CEGÁS comenzó a inyectar biometano en su red en mayo de 2018 y hoy en día, el insumo representa casi el 15 % en el volumen de distribución de la empresa Ceará. «Este es uno de los porcentajes más altos de gas renovable del mundo inyectado en una red por un distribuidor. Con esto, CEGÁS pudo diversificar su cartera de suministros y ofrecer un producto renovable, lo que es importante para este movimiento de transición energética», dijo Figueirêdo.

El biometano distribuido por CEGÁS proviene del aprovechamiento de residuos sólidos del Relleno Sanitario Municipal Oeste de Caucaia, ubicado en la Región Metropolitana de Fortaleza. La energía, producida por GNR Fortaleza, una sociedad entre Marquise Ambiental y MDC (a través de Ecometano), fue suministrada inicialmente solo a una fábrica del sector cerámico.

Su distribución al consumidor en general fue posible a partir de la regulación creada en 2017, especificando las características que tendría que tener el gas natural renovable para ser distribuido en la red concesionaria como biometano. En línea con la creciente demanda de CEGÁS, GNR Fortaleza aumentó recientemente su producción en un 20% a alrededor de 100.000 metros cúbicos de biometano por día.

Según el presidente de Cegás, en el punto álgido de la pandemia, cuando se produjo una fuerte caída de la actividad productiva, en pocos días más de la mitad del gas canalizado que distribuía CEGÁS era biometano. “Esto nos coloca en una posición destacada en la distribución de gas natural renovable en el mundo, a niveles muchas veces superiores a los de países con una red de gas por tubería más madura”, dijo.

Según Figueirêdo, existen otras oportunidades para utilizar biogás en Ceará, con diferentes escalas y modelos de negocios para ser explorados con seguridad en otras regiones del estado también. En ese sentido, destaca la importancia de mapear el potencial de producción y uso de biogás para la expansión e internalización del uso de biogás y biometano, atrayendo inversiones y generando empleos.

Entre los beneficios, Figueirêdo argumentó que el biometano es el combustible apropiado para la transición energética, tiene mayor previsibilidad de precios y puede comercializarse en regiones alejadas de la red de gas natural existente. 

Figueirêdo también enumeró como desafíos para la consolidación del biometano: falta de difusión y acceso a las soluciones tecnológicas existentes, poca conciencia sobre el uso potencial del biogás y el biometano, requisitos regulatorios estrictos que impactan en la escala de los proyectos y procesos inadecuados de recolección y eliminación de desechos sólidos y desechos aguas residuales.

La Compañía de Gas de Ceará – CEGÁS ha sido la concesionaria estatal para la distribución de gas natural canalizado en el Estado de Ceará desde 1994, con la firma del contrato de concesión con el Gobierno del Estado de Ceará.

El objetivo de la compañía es diseñar, construir y operar la infraestructura necesaria para la distribución de Gas Natural en el Estado de Ceará, ampliando su uso de forma eficiente, segura y económica, ofreciendo una alternativa energética viable y competitiva, asegurando la calidad de los bienes. producidos, promoviendo la preservación del medio ambiente y contribuyendo al desarrollo de la matriz energética del Estado.

Con una red de distribución que superó los 600 km de largo, CEGÁS atiende a 13 municipios del estado de Ceará. Son: Aracati, Aquiraz, Canindé, Caucaia, Eusébio, Fortaleza, Fortim, Horizonte, Maracanaú, Pacajus, Pacatuba, Quixadá y São Gonçalo do Amarante.

CEGÁS terminó el año 2021 con una cartera de 24 122 clientes atendidos, un crecimiento del 7,3 % con respecto al año anterior. El volumen alcanzado, excluyendo a los clientes en el segmento de autoproducción térmica y de gas, fue de 195,4 millones de metros cúbicos, lo que representa un aumento del 12,7 % en comparación con 2021 (173,4 millones de metros cúbicos).

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Importaciones de GNL en los principales mercados. Fuente Refinitiv

Importaciones de GNL de China se preparan para la primera gran caída a medida que la demanda disminuye

Importaciones de GNL de China se preparan para la primera gran caída a medida que la demanda disminuye 800 484 GNL GLOBAL

(Reuters).- Las importaciones de gas natural licuado (GNL) de China están en camino de registrar su primera gran caída este año, debido a que los altos precios y la débil fabricación, atribuida a los bloqueos por el COVID-19, han reducido la demanda de este combustible.

Según muestran los datos de Refinitiv, China se convirtió en el principal comprador de GNL del mundo el año pasado, pero entregó el primer puesto a Japón en los primeros cuatro meses de 2022, debido a que las importaciones cayeron un 18% respecto al año anterior.

El uso de gas ha caído aún más este mes debido a que un resurgimiento del COVID que provocó bloqueos prolongados en varios centros de fabricación, lo que presagia una caída potencialmente pronunciada para el año, dijeron fuentes de la industria a Reuters.

Incluso para los envíos que llegan en julio, los consumidores industriales no han hecho pedidos, según comentó un comerciante chino.

Según las previsiones de S&P Global Commodity Insights, Wood Mackenzie y SIA Energía, es probable que las importaciones de GNL caigan hasta un 19% este año, de 1 a 15 millones de toneladas, en lo que sería la primera caída considerable desde que China comenzó a importar gas en 2006.

La única caída anual observada en las importaciones de GNL de China ha sido una disminución del 1% registrada en 2015.

EL NEGOCIO ESTÁ TERRIBLE

Li Ruipeng, un minorista de gas en la ciudad industrial norteña de Tangshan, dijo que sus clientes (estaciones de servicio de gas, acerías y plantas de revestimiento de zinc) están comprando la mitad del volumen que compraban hace un año.

Li, propietario de una flota de 10 remolques para distribuir el combustible, dijo «El negocio está terrible». Las fábricas han estado funcionando «muy por debajo de su capacidad durante casi medio año», ya que las empresas redujeron la producción durante los controles ambientales realizados por las autoridades y para reducir la contaminación alrededor de los Juegos Olímpicos de Beijing en febrero, seguidos por los cierres de COVID.

«Los altos precios son otro asesino, ya que muchos de mis clientes no pueden transferir el costo cuando sus pedidos comerciales se reducen».

Si bien el suministro de gas natural de China aumenta y la demanda disminuye, los precios globales se mantienen altos, dada la inflación global, especialmente para los combustibles, combinado con la invasión de Rusia a Ucrania y otras incertidumbres.

China ha sido un importante impulsor de la demanda de GNL desde 2017, cuando Beijing orquestó un cambio agresivo del carbón al gas para reducir la contaminación.

Pero mientras la segunda economía más grande del mundo atraviesa dificultades, las autoridades se han centrado en asegurar el suministro y reducir los costos, lo que ayuda a que el carbón sea más barato frente al gas más limpio, dijo Lu Xiao, analista de S&P Global Commodity Insights.

Lu pronostica que la demanda aumentará solo un 4% este año, el más lento desde 2015.

Es poco probable que China sufra escasez de energía como ocurrió el año pasado, dicen los analistas, con una alta producción de carbón y un aumento de la generación de energía hidroeléctrica, incluso si la actividad industrial se recupera una vez que se alivian las restricciones de COVID.

Importaciones mensuales de los principales mercados Fuente: Refinitiv

PRECIOS A LA BAJA, PERO AÚN ALTOS

Los inventarios de GNL están aumentando en las terminales receptoras chinas clave, con un promedio de existencias del 65% de la capacidad esta semana, frente al 50% hace un año, dijo la consultora china de productos básicos JLC.

Pero aunque los precios spot del GNL en Asia (LNG-AS) han bajado casi a la mitad desde diciembre, siguen siendo el doble de las tarifas mayoristas de gas natural reguladas por el estado de China. Por lo tanto, se espera que los importadores estatales dominantes como Sinopec y PetroChina minimicen las compras spot y confíen más en acuerdos a largo plazo ligeramente más baratos para reducir las pérdidas, dijeron los comerciantes.

Los importadores han alineado de 10 a 14 millones de toneladas más en contratos a mediano o largo plazo para este año que se comparan con los precios del petróleo o los futuros de Henry Hub de EE. UU., ambos más baratos que el mercado spot de GNL, dicen analistas y comerciantes.

Está previsto que China aumente las importaciones de gas ruso a través del gasoducto Power of Siberia en un 50%, o 5.000 millones de metros cúbicos, este año, con el objetivo de alcanzar una capacidad total de 38.000 millones de metros cúbicos para 2025.

La producción nacional de gas natural también aumentó un 6,2% en los primeros cuatro meses.

La demanda china más débil de GNL está liberando suministros para los principales compradores en Europa, que intentan desvincularse urgentemente de los suministros rusos luego de las duras sanciones occidentales por la invasión de Ucrania.

«El hecho de que el gigante chino no esté allí… significa que la situación ha sido menos tensa de lo que hubiera sido», dijo Michael Stoppard, líder de estrategia global de gas en S&P Global Commodity Insights. «En términos de equilibrar el mercado, fue un factor muy conveniente».

Fuente: Reuters vía Nasdaq | Reporting by Chen Aizhu; Additional reporting by Florence Tan and Joyce Lee; Editing by William Mallard | Edición y traducción libre al Español por GNL GLOBAL

Planta Hammerfest LNG, Equinor Noruega

Hammerfest LNG reanuda sus operaciones después de una interrupción de 20 meses

Hammerfest LNG reanuda sus operaciones después de una interrupción de 20 meses 714 402 GNL GLOBAL

La planta de exportación de gas natural licuado (GNL) noruega, Hammerfest LNG reanudó su funcionamiento de acuerdo con lo previsto y se está preparando para reiniciar la producción de GNL, dijo a Reuters Equinor el viernes.

El portavoz de Equinor, operador de la planta, dijo a Reuters “Hemos reanudado las operaciones y comenzado el enfriamiento de la planta. Emitiremos un comunicado de prensa cuando tengamos el GNL para cargar”.

La planta ha estado fuera de servicio durante 20 meses luego de un incendio en septiembre de 2020. El incendio de 2020 generó preocupaciones sobre las prácticas de seguridad en la instalación de exportación.

Reuters destacó que el reinicio de esta planta era una buena noticia para el mercado del gas y en particular, para el mercado europeo, precisamente en estos momentos en los Europa se esfuerza por encontrar alternativas a los suministros rusos de gas tras la guerra en Ucrania.

En enero, Equinor dijo que se habían revisado más de 22.000 componentes desde el incendio y que se habían reemplazado 180 km de cables eléctricos. También dijo que preveía que la puesta en marcha de Hammerfest LNG estaba inicialmente programada para el 17 de mayo de 2022.

Sin embargo, en un comunicado publicado el 16 de mayo, Equinor dijo que había descubierto una falla menor en un compresor que debía corregirse antes de la puesta en marcha.

En aquel momento la compañía señaló «El componente ahora se está reemplazando y el proceso paso a paso hacia las operaciones continúa durante la semana».

Grete B. Haaland, vicepresidenta sénior de Equinor para instalaciones en tierra dijo en esa oportunidad que la planta se estaba preparando para arrancar la producción, sin embargo, también destacó que se estaban tomando un tiempo adicional necesario para reanudar las operaciones de «manera segura»

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

Hammerfest LNG

Hammerfest LNG, ubicada en la isla de Melkoeya, posee una capacidad nominal de producción de hasta 4,25 millones de toneladas de GNL por año y puede procesar 18,4 millones de metros cúbicos (mcm) de gas por día cuando está en pleno funcionamiento, esto es alrededor del 5% de la capacidad de exportación de gas de Noruega.

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Buque de GNL @GNL GLOBAL

Precios del GNL en Asia aumentan 4,5% la semana pasada

Precios del GNL en Asia aumentan 4,5% la semana pasada 900 572 GNL GLOBAL

Luego de varias semanas en descenso, los precios spot del gas natural licuado (GNL) en Asia subieron la semana pasada impulsados por una mayor actividad de los compradores en la región.

De acuerdo con el informe semanal, publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio promedio del GNL, para las entregas en julio, al noreste de Asia (LNG-AS), se estimó en 23,4 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), un aumento de un dólar, o un 4,5% con respecto a la semana anterior.

Asia

Reuters indicó que los precios spot del GNL aumentaron la semana pasada debido a una mayor actividad por parte de compradores japoneses, coreanos e indios, y ante las expectativas de que la flexibilización del confinamiento en China podría re-activar la demanda spot.

«Japón, Corea e India han estado haciendo un buen trabajo manteniendo el mercado en alza, con una serie de nuevas ofertas del subcontinente y algunas cargas puntuales», dijo Toby Copson, director global de comercio y asesoramiento de Trident LNG.

Copson agregó que el mercado se mantiene observando si el levantamiento de los bloqueos en China podría generar un interés renovado y una demanda spot, esperando que los precios se mantuvieran relativamente donde están en el nivel bajo de los USD 20 a muy corto plazo.

Europa

En Europa, el aumento registrado la semana pasada también redujo el diferencial entre Asia y los precios europeos del gas.

El continente continuó atrayendo cargamentos de GNL, con el mercado impulsado por las diferentes dinámicas climáticas, y se espera que atraiga más volúmenes debido a la posible demanda de enfriamiento, dijo Ryan McKay, estratega de materias primas de TD Securities, en Reuters.

«En las próximas semanas, dado que parece que partes del sur de Europa podrían experimentar el verano más cálido en unos 10 años, esperamos que Europa siga siendo el mejor destino para los cargamentos de GNL», dijo McKay.

Los precios del gas en el centro de gas holandés (TTF) se han reducido a medida que se disipan los temores sobre los recortes significativos en el suministro de Rusia, dijo la agencia.

Ciaran Roe, directora global de GNL, en S&P Global Commodity Insights, dijo a Reuters que los precios de GNL para una entrega sobre la base DES, al noroeste de Europa, se evaluaron en USD 22,336/MMBtu el viernes, con un descuento de USD 5,75/MMBtu con respecto al precio de julio en el centro de gas holandés .

«Europa sigue teniendo algo de suerte con el clima templado en Asia y las restricciones de COVID en China que mantienen la demanda más baja y permiten que lleguen más envíos a Europa».

Roe indicó que el marcador Japan Korea (JKM), (indicador para los precios del GNL en Asia) se había movido más de USD 2 /MMBtu por encima de los precios de GNL del noroeste de Europa, lo que implicaba que los envíos de proveedores flexibles como los EE. UU. podrían dirigirse al norte de Asia en lugar del noroeste de Europa para los cargamentos de entrega para finales de julio y agosto.

«Si Europa desea continuar importando GNL a los niveles vistos anteriormente en el segundo trimestre, entonces el margen al JKM deberá reducirse para los precios de la carga. Los contrapesos a esto son los continuos descuentos extremos para algunos centros de gas europeos contra TTF», agregó Roe.

Fletes

El informe de Reuters también destacó que las tarifas de flete de GNL spot la semana pasada se mantuvieron un 50% más con respecto a su nivel en el mismo período hace un año. Según indicó la agencia, este aumento ha sido impulsado por una menor disponibilidad de buques.

De acuerdo con Spark Commodities, las tarifas del Pacífico se estimaron en USD 81,000 por día, mientras que las tarifas del Atlántico en USD 89,750 por día el viernes, cerró el informe.

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Exportaciones Semanales de GNL por Planta en EE. UU.

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. aumentan a 24 cargamentos

Exportaciones semanales de GNL en EE. UU. aumentan a 24 cargamentos 1594 994 GNL GLOBAL

Tras una fuerte caída registrada la semana pasada, las exportaciones semanales de gas natural licuado (GNL) en los EE. UU. aumentaron esta semana.

De acuerdo con el informe Actualización Semanal de Gas Natural, publicado por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), durante la semana del 19 al 25 de mayo, un total de veinticuatro (4) embarcaciones con GNL partieron de las plantas de licuefacción ubicadas en los EE. UU. esto es cinco envíos más en comparación con la semana anterior.

El aumento en las exportaciones de GNL de esta semana estuvo atribuido, en gran parte, a la finalización del mantenimiento estacional en algunas de las plantas de GNL, indicó la EIA.

Según datos de envío proporcionados por Bloomberg Finance, indicados en el informe de la EIA, las 24 embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte de unos 90 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de GNL.

Exportaciones por Planta

Durante la semana en revisión, la planta Sabine Pass LNG registró un total de ocho cargamentos de GNL enviados, seguida de cinco de la planta Freeport LNG , cuatro de Corpus Christi, tres de Cameron LNG, dos de la planta Calcasieu Pass y otros dos de la instalación Cove Point.

Exportaciones Semanales de GNL por Planta en EE. UU.

De acuerdo con la Eda, las entregas de gas de alimentación a las plantas de exportación de GNL en los EE. UU. aumentaron a 12,9 Bcf/d, un aumento de 7,5% con respecto a la semana anterior.

Según datos de PointLogic, indicados en el informe, las entregas de gas de alimentación a las plantas de GNL ubicadas en la Costa del Golfo registraron un aumento del 9% o 0,9 Bcf/d a 11,7 Bcf/d. Mientras que, las entregas de gas de alimentación a las terminales de exportación de GNL ubicadas en Texas aumentaron en 0,4 Bcf/d, y las entregas a las terminales en Luisiana aumentaron en 0,6 Bcf/d.

GNL GLOBAL

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