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Maran Gas Apollonia

Buque fletado por PGNiG entrega carga de GNL con el primer envío de Venture Global

Buque fletado por PGNiG entrega carga de GNL con el primer envío de Venture Global 800 544 GNL GLOBAL

El buque Maran Gas Apollonia con una carga de gas natural licuado (GNL) procedente de EE. UU. llegó a la terminal de importación de GNL, Presidente Lech Kaczyński en Świnoujście, este fin de semana.

Esta es la primera entrega de GNL realizada en un buque fletado por PGNiG Group y el primer envío que PGNiG ha recibido del desarrollador estadounidense Venture Global.

De acuerdo con el comunicado de la PGNiG, el buque tanque Maran Gas Apolonia entregó más de 65 mil toneladas de GNL, lo que corresponde a más de 90 millones de metros cúbicos de gas natural después de la regasificación. El GNL fue cargado en la planta de licuefacción de Calcasieu Pass en Luisiana, propiedad de Venture Global.

Buque Maran Gas Apollonia. Imagen cortesía PGNiG.

En virtud de un contrato firmado a largo plazo entre PGNiG y Venture Global, a partir del próximo año, PGNiG comenzará a recibir 1,5 millones de toneladas de GNL por año (2 bcm de gas natural, después de la regasificación) desde la terminal de Calcasieu Pass.

PGNiG también tiene un acuerdo firmado a largo plazo con Venture Global para recibir 4 millones de toneladas por año (aproximadamente 5,3 bcm de gas natural, después de la regasificación) de la terminal de licuefacción de Plaquemines en Luisiana.

Ambos contratos a largo plazo con Venture Global se basan en la fórmula FOB. Para recibir el gas comprado en virtud de estos contratos, PGNiG ha comenzado a desarrollar su propia flota de buques cisterna de GNL. El Grupo ha fletado ocho unidades, cada una con una capacidad de 174 mil toneladas de GNL, que serán construidas exclusivamente para el Grupo PGNiG. Los dos primeros buques entrarán en servicio el próximo año, los dos siguientes, en 2024 y los cuatro restantes, en 2025.

Debido a la reciente intensificación de las importaciones de GNL por parte de PGNiG, el Grupo ha decidido fletar tres buques ya este año, dos de ellos en la primera mitad de 2022. Uno de ellos es buque Maran Gas Apollonia, cuyo propietario es Maran Gas Maritime, una empresa propiedad del Grupo Angelicoussis. Maran Gas Maritime también será propietaria de dos de los ocho buques gaseros que se están construyendo para el Grupo PGNiG.

Iwona Waksmundzka-Olejniczak, Presidenta del Consejo de Administración de PGNiG SA dijo “Esta es la primera vez que la carga de GNL ha sido entregada por un buque fletado por el Grupo PGNiG, lo que abre un nuevo capítulo en las operaciones del Grupo en el mercado global de GNL. Hasta ahora, solo hemos comprado cargamentos de GNL con transporte provisto. Ahora también podemos comprar gas directamente de las terminales de licuefacción bajo contratos free-on-board. Esto definitivamente amplía nuestras posibilidades de asegurar volúmenes de gas natural licuado”.

Por su parte, el director ejecutivo de Venture Global LNG, Mike Sabel dijo “Venture Global se enorgullece de celebrar este hito histórico con nuestro socio y cliente más grande, PGNiG”. Agregando, “La previsión y la planificación estratégica proactiva de Polonia para sus necesidades de seguridad energética la han colocado en una posición de fortaleza en la actualidad. Nuestra empresa se enorgullece de que, en virtud de acuerdos a largo plazo con PGNiG, pronto estaremos suministrando GNL, lo que ayudará a satisfacer una parte significativa de la demanda de gas de Polonia. Estos contratos FOB a largo plazo convertirán a PGNiG no solo en un consumidor, sino también en un líder regional en el suministro y comercialización de GNL”.

Sveinung J. S. Stohle, Director General Adjunto del Grupo Angelicoussis “Maran Gas se siente verdaderamente honrado de ser el socio de envío de PGNiG en este importante hito. Este «primero» se produce poco después de que PGNiG y Maran Gas celebraran contratos de fletamento a largo plazo para 2 buques de GNL en apoyo de los esfuerzos de Polonia para diversificar y fortalecer su cadena de suministro de GNL. Frente al crecimiento acelerado del comercio, en un mundo significativamente más fragmentado que hace unos meses y con crecientes desafíos ambientales, una asociación de este tipo entre dos fuertes empresas europeas es más relevante que nunca”.

“La misión de Maran Gas es brindar servicios de envío de clase mundial a sus clientes de una manera segura, confiable y sostenible mientras se adapta a la transición energética. Lo hacemos con integridad, manteniendo un fuerte enfoque en la entrega de cargas de manera eficiente y a tiempo de acuerdo con las expectativas de nuestros clientes. Por último, pero no menos importante, en Maran Gas tenemos una visión a largo plazo de nuestras relaciones, nuestra gente y nuestros barcos. Por lo tanto, estamos muy emocionados de ser un proveedor de transporte marítimo clave para los suministros de GNL a largo plazo de PGNiG al mercado polaco”, agregó.

El GNL entregado por Maran Gas Apollonia ya es la entrega número 17 de GNL recibida por PGNiG en Świnoujście en 2022 y la número 165 desde el comienzo de la operación de la terminal.

El 6 de mayo, el Grupo PGNiG recibió el primer envío de GNL fuera de Polonia, que se entregó en la terminal de GNL en Klaipeda, Lituania. La mayor parte del gas entregado allí se envió a Polonia a través del gasoducto Polonia-Lituania recién inaugurado, y una parte se ofreció al mercado de los Estados bálticos.

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Cameron LNG

Sempra Infraestructura y PGNiG anuncian acuerdo de GNL para la compra de 3 MTPA

Sempra Infraestructura y PGNiG anuncian acuerdo de GNL para la compra de 3 MTPA 800 532 GNL GLOBAL

Sempra Infrastructure, una subsidiaria de Sempra, y la compañía polaca de petróleo y gas (PGNiG) anunciaron este lunes un acuerdo de no vinculante (HOA) para la compra de aproximadamente 3 millones de toneladas por año (MTPA) de gas natural licuado (GNL) entregado FOB de la cartera de proyectos de GNL de Sempra Infraestructura en América del Norte.

Dan Brouillette, presidente de Sempra Infrastructure dijo «El acuerdo de hoy subraya nuestro compromiso de ayudar a brindar una mayor seguridad energética a Polonia y a nuestros socios globales a través de ventas de GNL a largo plazo»

«Nuestra relación con PGNiG es fundamental para este compromiso, y estamos entusiasmados de continuar trabajando en estrecha colaboración con ellos para avanzar en soluciones de energía más confiables, seguras y cada vez más limpias» añadió Brouillette.

Por su parte, Iwona Waksmundzka-Olejniczak, presidente de PGNiG SA dijo «El acuerdo firmado hoy allana el camino para las negociaciones de términos detallados que proporcionarían a PGNiG GNL de un socio de infraestructura confiable y altamente valorado. Aquí en Polonia, el GNL ya es una de las piedras angulares de nuestra estrategia diversificada para mejorar la seguridad energética polaca, como así como fortalecer el potencial comercial del Grupo PGNiG. Estamos decididos a expandir aún más nuestras operaciones en esta dirección y, por lo tanto, estamos tomando medidas para asegurar el acceso a volúmenes adecuados de gas natural en el futuro «.

El HOA mencionado contempla la negociación y finalización de acuerdos definitivos de compraventa de GNL a 20 años por 2 MTPA del proyecto Cameron LNG Fase 2 en desarrollo en Louisiana, y 1 MTPA del proyecto Port Arthur LNG en desarrollo en Texas. HOA también brinda a PGNiG la oportunidad en 2022 de reasignar volúmenes del proyecto Cameron LNG Phase 2 al proyecto Port Arthur LNG.

Cameron LNG
Cameron LNG. Imagen cortesía Sempre Infraestructure

Además, Sempra Infraestructura y PGNiG esperan continuar trabajando hacia un marco para la reducción, mitigación y reporte de emisiones de gases de efecto invernadero en toda la cadena de valor de GNL.

Sempra Infrastructure está desarrollando el proyecto Cameron LNG Fase 2, que se espera que incluya un solo tren de GNL con una capacidad de producción máxima de aproximadamente 6,75 MTPA de GNL, así como la eliminación de cuellos de botella de los tres trenes de GNL existentes en la instalación en Hackberry, Luisiana.

El mes pasado, Sempra Infrastructure firmó un HOA con los socios de Cameron LNG para el desarrollo del proyecto Cameron LNG Fase 2. Además, Sempra Infraestructura también está desarrollando el proyecto Port Arthur LNG propuesto, una instalación totalmente autorizada de aproximadamente 13,5 MTPA en un sitio de 3000 acres en el condado de Jefferson, Texas.

El HOA es un acuerdo preliminar no vinculante, y el desarrollo de los proyectos Cameron LNG Fase 2 y Port Arthur LNG sigue sujeto a una serie de riesgos e incertidumbres, que incluyen llegar a acuerdos definitivos, obtener todos los permisos necesarios, firmar contratos de ingeniería y construcción, obteniendo financiación e incentivos y llegando a una decisión final de inversión para cada proyecto.

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Iberdrola inaugura la mayor planta de hidrógeno verde para uso industrial de Europa

Iberdrola inaugura la mayor planta de hidrógeno verde para uso industrial de Europa

Iberdrola inaugura la mayor planta de hidrógeno verde para uso industrial de Europa 700 469 GNL GLOBAL

La multinacional española de servicios eléctricos, Iberdrola, inauguró la planta de hidrógeno verde de la compañía en Puertollano (Ciudad Real).

De acuerdo con un comunicado de la compañía, se trata de la mayor instalación de este tipo para uso industrial en Europa, que iguala además a la planta más grande en funcionamiento en el mundo en la actualidad.

«Con una inversión total de 150 millones de euros, que incluye tanto las instalaciones de hidrógeno verde como una central fotovoltaica dedicada, la planta de Puertollano podrá llegar a producir hasta 3.000 toneladas de hidrógeno verde anuales y evitar la emisión de 78.000 toneladas de CO2 al año», dijo Iberdola en su comunicado.

El evento contó con la participación del Rey Felipe VI, acompañado por el presidente de la Junta de Castilla-La Mancha, Emiliano García-Page y el presidente de Iberdrola, Ignacio Galán.

El presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, explicó que la planta supone el inicio de un gran plan de más de 2.000 millones de euros para sustituir el gas importado por hidrógeno verde en la producción de amoniaco para fertilizantes.

Galán destacó además que las inversiones de la compañía en “todas las tecnologías contribuyen a descarbonizar la economía y a incrementar la independencia energética” con proyectos como este, “fruto de la filosofía de Iberdrola de apoyo a la reindustrialización del país”. Agregando “para que sigamos haciendo de España un país líder en sectores de futuro, como las energías renovables y, ahora también, el hidrógeno verde y sus derivados industriales”. 

De acuerdo con la compañía, esta instalación podría convertir a España en un referente en la producción y desarrollo de este nuevo vector energético, que contribuiría de forma decisiva a la descarbonización de sectores difíciles de electrificar como el de los fertilizantes, la industria de alta temperatura o el transporte pesado. 

La planta de Puertollano podrá generar hidrógeno 100 % verde a través de uno de los mayores sistemas de electrólisis del mundo. El proyecto tendrá cero emisiones de CO2 gracias a la utilización de energía renovable procedente de una innovadora planta solar fotovoltaica de 100 MW integrada en la instalación. 

El hidrógeno verde producido en la planta de Iberdrola se podrá utilizar en la fábrica de amoniaco que el Grupo Fertiberia tiene en Puertollano que, gracias a esta tecnología, podrá reducir las necesidades de gas natural en la planta y se convertirá en la primera compañía europea de su sector que desarrolla una experiencia a gran escala de generación de amoniaco verde. 

La puesta en marcha de la planta de Puertollano supone la primera fase del plan que contempla el desarrollo por parte de Iberdrola de 40.000 toneladas anuales de hidrógeno verde para consumo de Fertiberia de aquí a 2027, con una inversión potencial de 1.800 millones de euros. Esta iniciativa supondría el 20 % del objetivo nacional a 2030 y lograría que alrededor del 25 % del hidrógeno actualmente consumido en España no genere emisiones de CO2.

El grupo Iberdrola está impulsando numerosos proyectos de hidrógeno verde en otros países, incluidos los dos más grandes del Reino Unido. El primero, en colaboración con Storegga, entrará en funcionamiento a partir de 2024 en Cromarty, en el norte de Escocia, con una capacidad en su fase inicial de hasta 4.000 t/año, con posibilidad de ampliación en el futuro hasta las 20.000 t/año. El proyecto permitirá la descarbonización de los procesos de calentamiento de destilerías. El segundo estará ubicado en el parque eólico de Whitelee, en las afueras de Glasgow. Esta instalación, que podrá producir 3.000 toneladas de hidrógeno verde al año, entrará en funcionamiento en 2023 y será capaz de suministrar suficiente hidrógeno libre de emisiones para alimentar hasta 550 autobuses al día desde y hacia Glasgow y Edimburgo.

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Buque de GNL @GNL GLOBAL

Precios del GNL en Asia caen 2,3% la semana pasada

Precios del GNL en Asia caen 2,3% la semana pasada 900 572 GNL GLOBAL

Los precios del gas natural licuado (GNL) spot vendido en los mercados de Asia registraron una ligera tendencia a la baja durante la semana pasada, notablemente influenciados por la débil demanda observada en China.

De acuerdo al informe semanal de la agencia Reuters, publicado el viernes, el precio spot promedio del GNL para las entregas de junio, al noreste de Asia, se estimó en USD 23,35 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), esto es 55 centavos o un 2,3% menos con respecto al precio indicado la semana anterior.

Asimismo, para las entregas en julio, la agencia indicó que el precio se había estimado en USD 23,05 por MMBtu.

Asia

Las medidas extremas implementadas por el gobierno chino, bajo su política Zero-Covid, han resultado en una disminución significativa de la actividad económica de ese país, lo que ha llevado a registrar también una disminución importante en la demanda de energía.

De acuerdo con la agencia de noticias CNBC, China informó una caída en las ventas minoristas y la producción industrial en abril, mucho peor de lo que esperaban los analistas. Las ventas minoristas cayeron un 11,1% en abril respecto al año anterior, más que la caída del 6,1% pronosticada en una encuesta de Reuters. La producción industrial cayó un 2,9% en abril respecto al año anterior, en contraste con las expectativas de un ligero aumento del 0,4%. La fabricación cayó un 4,6%, principalmente arrastrada por una caída en el sector automotriz y la fabricación de equipos, dijo el portavoz de la Oficina de Estadísticas, Fu Linghui. Además de Covid, dijo que la producción industrial enfrenta la presión de la demanda insuficiente del mercado, el aumento de los costos y otros factores.

Reuters informó que algunos compradores chinos podrían verse obligados a tomar cargamentos y elegir entre pagar altos niveles spot en un mercado interno de baja demanda o enfrentar fuertes sanciones en las terminales por no usar los espacios reservados.

La consultora Trident LNG dijo en un informe, indicado por Reuters, que algunos compradores asiáticos estaban tomando suministros y cargamentos rusos a precios por debajo del mercado.

Europa

Mientras en Asia, la demanda de GNL en el mercado spot sigue siendo influenciada por la débil demanda en China, los precios del GNL en Europa continuaron cotizándose con un descuento récord con respecto al precio del gas en el marcador holandés (TTF).

El descuento tiene un efecto dominó en los precios asiáticos, indicó la agencia.

Los precios europeos de GNL se evaluaron en USD 22,153 por MMBtu para las entregas de junio al noroeste de Europa, lo que equivale a un descuento de USD 10 por MMBtu con respecto al contrato TTF de junio, dijo Ciaran Roe, director global de GNL en S&P Global Commodity Insights.

“Los flujos cambiantes para el tránsito de Ucrania y las sanciones de Rusia han creado nuevas incertidumbres para los mercados de gas. (Sin embargo) Europa continúa acumulando inventarios rápidamente debido a los fuertes suministros de GNL, con niveles de almacenamiento que casi regresan al promedio de 5 años”, dijo Edmund Siau, analista de GNL de la consultora FGE a Reuters.

Fuentes del mercado han indicado, «la situación actual podría indicar que el cambio de Europa hacia una mayor proporción de GNL en su mezcla de gas inevitablemente tendrá consecuencias en la dirección de los flujos de gas y podría requerir la reconfiguración de la infraestructura de gas (incluso a través de la mejora de la interconectividad)».

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Planta a gas natural de EDF en el Salvador

Primera planta de gas natural en El Salvador inicia las operaciones

Primera planta de gas natural en El Salvador inicia las operaciones 1588 818 GNL GLOBAL

Energía del Pacífico (EDP) anunció este lunes el inicio de la operación del proyecto de generación de energía eléctrica a base de gas natural ubicado en Acajutla, tendrá capacidad de generar 380.7 megavatios (MW) de potencia y su energía asociada, se convierte en la planta con la mayor capacidad instalada del sistema eléctrico salvadoreño.

La construcción de la planta de gas natural, en Acujutla, es la inversión privada más alta de El Salvador por más de $1,000 millones.

El proyecto, que inició en 2015, contó con capital propio y con cuatro financistas: la financiera estatal finlandesa (Finnvera), el banco alemán KFW, Overseas Private Investment Corporation (OPIC) y la Corporación Financiera Internacional (IFC), el brazo financiero del Banco Mundial.

«Hemos llegado a este momento cúspide en el que EDP se convierte en un generador del sistema eléctrico, estamos listos para operar comercialmente nuestra planta, bajo un estricto compromiso de generar energía limpia, confiable y segura para El Salvador y la región», afirma Alberto Osorio, Director de Proyecto de EDP.

El ejecutivo agregó que con la nueva planta «estamos seguros de que seremos un generador de energía eléctrica muy competitivo a nivel local y regional. Con EDP, El Salvador diversifica su matriz de generación eléctrica y robustece su sistema energético, ya que, con la introducción de gas natural, el país tendrá acceso a una nueva fuente de energía más limpia, cumpliendo así uno de los ejes estratégicos de la política energética del país».

La nueva planta de gas natural cubrirá el 30 % de la demanda energética de El Salvador y marca un cambio en la matriz productiva hacia una generación menos contaminante.

Entre los principales beneficios de la planta destacan la disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero por encima de 400,000 toneladas equivalentes de CO2 al año; la introducción del gas natural en El Salvador; mejoras para ampliar y robustecer la infraestructura de la red nacional de transmisión de electricidad; la generación de empleos locales, directos e indirectos; y la inversión en proyectos sociales que impactan positivamente a los pobladores de la zona de influencia de la planta.

La planta de generación de EDP, que operará por los próximos 20 años, es una unidad versátil y flexible y con una infraestructura única en toda la región Centroamericana. Cuenta con 19 motores de combustión interna a base de gas natural, una turbina de vapor de 28 MW y una infraestructura para gas natural licuado (GNL) que incluye la terminal flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU por sus siglas en inglés) BW Tatiana, que garantizan una alta disponibilidad de energía en el mercado salvadoreño.

BW Tatiana llegó a las aguas salvadoreñas en agosto del 2021 desde el astillero Keppel Tuas en Singapur, la primera FSRU desplegada en la región.

Para la entrada en operación comercial, se realizaron una serie de pruebas técnicas para comprobar el cumplimiento de las especificaciones de la planta de generación de acuerdo con los requisitos regulatorios del mercado, bajo la coordinación y supervisión de la Unidad de Transacciones (UT).

Fuente: El Mundo

Mapa de Europa

Abril registra un nuevo récord en las importaciones de GNL en Europa

Abril registra un nuevo récord en las importaciones de GNL en Europa 624 400 GNL GLOBAL

De acuerdo con un informe publicado por la consultora S&P Global, las importaciones agregadas de gas natural licuado (GNL) en Europa y Turquía alcanzaron 11,591 millones de toneladas durante el pasado mes de abril, esto equivale a 15,995 mil millones de metros cúbico (m3) de gas natural.

En los centros de mercado evaluados* por S&P Global, el total fue de 10,296 millones de toneladas de GNL, o 14,209 Bcm de gas natural equivalente. Según se indica en el informe, esta última cifra representó el séptimo incremento interanual consecutivo registrado en las importaciones mensuales de GNL de Europa.

En los centros evaluados por la consultora, las importaciones aumentaron en un 47,7% con respecto a abril 2021, representando también un incremento de 19,9% con respecto a marzo 2022.

La consultora también destacó que los altos precios registrados en Europa en marzo y abril atrajeron suministros de GNL prácticamente de todo el mundo, lo que ayudó a alcanzar un mayor volumen mensual.

Suministros de GNL de EE. UU. y Qatar a Europa

Según mostraron los datos de S&P Global Commodity Insights, indicados en el informe, entre las principales fuentes de suministro de cargamentos de GNL a Europa el mes pasado destacaron los envíos de GNL de EE. UU. y los suministros de Qatar.

De acuerdo con las cifras del informe, EE. UU., que en abril exportó un total de 9,022 Bcm a nivel mundial, envió a Europa aproximadamente el 78,3% de ese volumen, ese es el nivel más alto enviado por EE. UU. al viejo continente registrado hasta la fecha. Los centros evaluados por S&P Global recibieron un 67,1 % del total general.

Asimismo, los envíos de de GNL de Qatar en abril alcanzaron 9,132 Bcm, de los cuales el 28% fue dirigido a Europa y el 25 % a los centros evaluados por S&P Global, con el suministro contractual a Polonia compensando la diferencia entre los dos grupos evaluados.

Precios

Con relación a los precios, el informe indica que los precios regionales del gas subieron a niveles récord en marzo, incluso los futuros de Henry Hub en EE. UU. se cotizaron a los niveles más altos registrados en varios años para la fecha.

Europa fue un destino claro para las cargas marginales, ya que tanto el NBP británico como el TTF holandés registraron una prima de más de cuatro dólares frente a los precios al spot del GNL en Asia, con promedios mensuales de USD40,568/MMBtu y USD41,644/MWh, respectivamente, dijo la consultora.

En su punto máximo a principios de marzo, estos centros registraron evaluaciones Platts al cierre de mercado de USD 65,845 / MMBtu y USD 67,925 / MMBtu, respectivamente, mientras que el índice de referencia Platts JKM para el GNL spot en Asia de S&P Global alcanzó un máximo de USD 84,762 / MMBtu.

Récord en las importaciones

La prima en los precios del gas en Europa continental dio como resultado importaciones récord mensuales para Francia (3,635 Bcm), España (3,127 Bcm) y los Países Bajos (1,364 Bcm) durante el mes de abril. Si bien las entregas en el Reino Unido fueron altas, no alcanzaron los récords históricos de 3,21 Bcm, destacó el informe.

Francia recibió su mayor número de cargamentos estadounidenses en abril (21).

España, por su parte, recibió recargas desde lugares tan lejanos como Corea del Sur. También recibió inusualmente un cargamento de Camerún y una recarga de Grecia.

Las exportaciones rusas desde la instalación de Yamal LNG a Europa totalizaron 2,216 Bcm en abril. Dichos envíos no pueden atracar en el Reino Unido y se dirigen cada vez más al puerto belga de Zeebrugge, donde se inició la mayoría de los 285 millones de metros cúbicos de recargas globales de Europa.

Con Polonia recibiendo volúmenes de GNL sustitutos como reemplazo directo del suministro ruso luego de una disputa de pago, Bulgaria también recibió apoyo indirecto de la terminal griega Revithoussa, que inusualmente recibió dos recargas de Turquía en abril.

Polonia incluso logró enviar un cargamento a los Países Bajos en abril, aunque el alcance para hacerlo en el futuro ahora puede ser limitado sin el suministro directo de tuberías desde Rusia.

(*) Las terminales de regasificación no incluidos en los centros evaluados por S&P Global Market incluyen Polonia, Turquía, Portugal, Lituania, Croacia y Grecia.

Fuente: S&P Global

GNL GLOBAL

Precios del gas en los mercados internacionales

Precios del gas natural en los principales mercados caen esta semana

Precios del gas natural en los principales mercados caen esta semana 1832 1268 GNL GLOBAL

Los precios spot y futuros del gas natural en los mercados internacionales disminuyeron durante la semana del 4 al 11 de mayo 2022.

Precios Spot

Precios en Estados Unidos

De acuerdo con el informe semanal de precios, publicado por la Administración de la Información de la Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), durante la semana del miércoles 4 de mayo a miércoles 11 de mayo, el precio spot del gas natural en el Henry Hub cayó 79 centavos desde los USD 8,30 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) indicados el miércoles pasado hasta los USD 7,51/MMBtu el miércoles de esta semana.

La agencia destacó que los precios en todo el sur de EE. UU. también habían caído en línea con el Henry Hub, incluso cuando las temperaturas en gran parte de la región se mantuvieron por encima de lo normal esta semana, lo que resultó en una mayor demanda de aire acondicionado.

Según datos de PointLogic, el consumo de gas natural por parte del sector eléctrico a lo largo de la Costa del Golfo aumentó en 600 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) (15 %). En el área de Houston, las temperaturas promediaron 81 °F esta semana del informe, 6 °F más de lo normal. Durante el fin de semana, las temperaturas en el área de Houston alcanzaron un máximo de 93 °F. La producción de gas natural en el norte de Luisiana aumentó en 0,3 Bcf/d (4%) esta semana del informe, indicó la EIA en su informe.

Precios en Asia y Europa

De acuerdo con los datos de Bloomberg Finance, L.P., indicados por la EIA, los precios swap de los cargamentos de gas natural licuado (GNL) en el este de Asia cayeron 31 centavos/MMBtu a un promedio semanal de USD23,62/MMBtu.

En el Title Transfer Facility (TTF) de los Países Bajos, el mercado spot de gas natural más líquido de Europa, el precio diario disminuyó 2,83 USD/MMBtu hasta una media semanal de 28,01 USD/MMBtu.

El precio en TTF promedió por encima del precio de Asia Oriental por cuarta semana consecutiva.

En la misma semana del año pasado (semana que terminó el 12 de mayo de 2021), los precios en el Este de Asia y en el TTF fueron de USD 9,11/MMBtu y USD 8,99/MMBtu, respectivamente.

Contratos Futuros

Luego de sobrepasar la barrera de los 8 dólares, el precio del contrato NYMEX de junio de 2022 disminuyó 77,5 centavos, desde USD 8,415/MMBtu el miércoles pasado a USD 7,640/MMBtu el miércoles de esta semana.

Durante la semana del informe, el precio del contrato en el Henry Hub alcanzó un máximo de USD 8,783/MMBtu el jueves 05 de mayo, antes de caer a USD 7,026/MMBtu el lunes 9 de mayo. De acuerdo con la agencia, el precio de la franja de 12 meses con un promedio de contratos de futuros de junio de 2022 a mayo de 2023 disminuyó 65,9 centavos a USD 7,097/MMBtu.

Por su parte, en Europa, el precio del contrato en el TTF (front/month) de junio de 2022, se liquidó el miércoles en USD 29,117/MMBtu, esto 3,1 dólares por debajo de los USD 32,179/MMBtu registrados el miércoles de la semana pasada.

Ls contratos del JKM, en Asia, se liquidaron el miércoles en los USD 23,375/ MMBtu, 67 centavos por debajo de los USD 24,040/MMBtu indicados el miércoles de la semana pasada.

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EIA: Consumo de gas en el sector eléctrico

EIA: Consumo de gas en el sector eléctrico en EE. UU. registra récord en enero

EIA: Consumo de gas en el sector eléctrico en EE. UU. registra récord en enero 1580 746 GNL GLOBAL

Temperaturas más bajas que el promedio y una menor generación de energía a carbón llevaron al consumo de gas natural en el sector eléctrico en Estados Unidos a registrar récords en enero.

El consumo de gas natural para el sector eléctrico en EE. UU. en enero de 2022 promedió unos 31,6 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d), este es el promedio de enero más alto y el consumo más alto registrado para cualquier mes de invierno, indicó un informe publicado este jueves por la Administración de la Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés).

De acuerdo con la agencia, el mayor consumo de gas natural en el sector eléctrico en enero fue impulsado por unas temperaturas más bajas que el promedio, combinado con una menor generación de energía eléctrica a carbón.

Según explica el informe, el consumo de gas natural en el sector de la energía eléctrica normalmente alcanza su punto máximo en el verano, cuando la demanda de electricidad es más alta, impulsada en gran medida por la demanda de aire acondicionado. Un pico más pequeño ocurre durante el invierno, cuando los hogares y las empresas usan bombas de calor, radiadores eléctricos, calefactores y otros equipos de calefacción eléctrica para calentar los edificios. Las temporadas de primavera y otoño tienen el consumo más bajo de gas natural para energía eléctrica y el consumo general más bajo de electricidad.

Enero más frío

Enero 2022 fue el enero más frío registrado desde 2014, destacó la EIA, indicando que esto había resultado en una mayor demanda mensual de electricidad comparada con otros meses de enero.

Los generadores a gas natural durante el primer mes del año proporcionaron el 36% de la electricidad del país, mientras que, el carbón proporcionó el 23%. En los cinco eneros anteriores (2017–21), esas proporciones habían sido mucho más similares: gas natural en un 33 % y carbón en un 27 %, en promedio, indicó la agencia.

Consumo de Gas natural vs carbón en la generación eléctrica

La EIA explicó, que, en el sector de la energía eléctrica, las unidades de generación a gas natural normalmente compiten con las unidades de generación a carbón para proporcionar el precio mayorista de electricidad más bajo para los proveedores de energía. La generación de energía eléctrica a base de gas natural ha sido más alta el invierno pasado que los inviernos recientes, en parte, debido a las limitaciones en el suministro de carbón y los niveles históricamente bajos de existencias de carbón en las centrales eléctricas.

En cifras, la EIA dijo que las existencias de carbón para el sector de la energía eléctrica cayeron a 80 millones de toneladas en septiembre de 2021, un 37% menos que el promedio de cinco años.

El consumo reciente en el mercado mayorista de energía de gas natural de precio inusualmente alto indica que la competencia entre estas dos fuentes de energía ha cambiado, dijo la agencia.

Las centrales eléctricas de ciclo combinado alimentadas con gas natural normalmente compiten directamente con las centrales eléctricas alimentadas con carbón por la mayor parte de la generación de electricidad. La capacidad neta de verano (o la producción máxima que los equipos de generación pueden suministrar a la carga del sistema en el momento de la demanda máxima de verano) ha aumentado para el gas natural y ha disminuido para el carbón. La capacidad de generación a base de gas natural en centrales eléctricas de ciclo combinado ha aumentado de 218 gigavatios (GW) en 2012 a 278 GW en 2021. En comparación, la capacidad de las centrales eléctricas a carbón ha disminuido de 305 GW en 2012 a 211 GW en 2021, concluyó la EIA en el informe.

GNL GLOBAL

Exportaciones de GNL en EE. UU.

EIA: Exportaciones de GNL de EE. UU. caen a 21 cargamentos esta semana

EIA: Exportaciones de GNL de EE. UU. caen a 21 cargamentos esta semana 1594 994 GNL GLOBAL

Exportaciones de gas natural licuado (GNL) de EE. UU. disminuyeron en cuatro cargamentos esta semana con respecto a la semana pasada.

Exportaciones Semanales de GNL

De acuerdo con el informe Actualización Semanal de Gas Natural, publicado este jueves por la Administración de la Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés), durante la semana del 5 al 11 de mayo, un total de veintiún (21) cargamentos partieron de las instalaciones de exportación de GNL ubicadas en los EE.UU., esto es, cuatro cargamentos menos con respecto a los exportados la semana pasada (Ver gráfico).

Según indica el informe, las 21 embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte de 76 mil millones de pies cúbicos de GNL (Bcf).

Exportaciones de GNL por Planta

De acuerdo con los datos de envío proporcionados por Bloomberg Finance, L.P., indicados por la EIA, durante la semana en revisión, la planta Sabine Pass exportó ocho cargamentos de GNL, seguida de cinco de la planta Freeport, cuatro de Corpus Christi, tres de Cameron y uno de Cove Point.

Según destacó la agencia, las menores exportaciones de GNL registradas esta semana fueron atribuidas al mantenimiento estacional realizado en alguna de las plantas de GNL, incluidas Freeport LNG y Cameron LNG.

Entregas de gas

El informe indica que, las entregas de gas de alimentación a las terminales de exportación de GNL a lo largo de la Costa del Golfo aumentaron en 0,1 Bcf/d (1 %) a 11,0 Bcf/d. Las entregas a terminales en el sur de Texas aumentaron 0,3 Bcf/d (7 %), mientras que las entregas a terminales en el sur de Luisiana disminuyeron 0,2 Bcf/d (2 %).

En total, las entregas de gas natural a las instalaciones de exportación de GNL de EE. UU., durante la semana del 5 al 11 de mayo, promediaron 12,2 Bcf/d, esto es 0,1 Bcf/d más que la semana anterior.

Luego de completar tres semanas de mantenimiento en el Tren 1 en Freeport LNG en Texas, las entregas de gas natural a la terminal aumentaron, con un promedio de 1,9 Bcf/d esta semana. La EIA espera que el tren 1 de Cameron LNG en Luisiana, que ha estado en mantenimiento programado desde finales de abril, vuelva a funcionar a mediados de mayo.

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Asia liderará las adiciones de capacidad global de licuefacción de GNL a pequeña escala hasta 2026, según GlobalData

Asia liderará las adiciones de capacidad global de licuefacción de GNL a pequeña escala hasta 2026, según GlobalData 748 290 GNL GLOBAL

Se espera que Asia registre las adiciones de capacidad de licuefacción de GNL a pequeña escala más altas a nivel mundial durante 2022 a 2026, contribuyendo con aproximadamente el 27% de las adiciones de capacidad de licuefacción de GNL a pequeña escala a nivel mundial total para 2026, dijo la empresa de datos y análisis, GlobalData.

El informe de GlobalData, ‘Capacidad de licuefacción de GNL a pequeña escala y previsión de gastos de capital (CapEx) por región, países y empresas, incluidos detalles de proyectos de nueva construcción y expansión (anuncios y cancelaciones), 2022-2026’, revela que es probable que Asia sea testigo de un adición total de capacidad de GNL a pequeña escala de 3,85 millones de toneladas por año para 2026.

Todas las adiciones de capacidad en la región se realizan a través de nuevos proyectos de construcción.

Bhargavi Gandham, analista de petróleo y gas de GlobalData, comentó: “China impulsa casi por completo las adiciones de capacidad de licuefacción de GNL a pequeña escala en Asia para 2026. Bangladesh y Vietnam son los otros dos países que contribuyen a las adiciones de capacidad restantes en la región. El crecimiento de la capacidad de licuefacción de GNL a pequeña escala, especialmente en China, se puede atribuir a inversiones iniciales relativamente «pequeñas» y a la creciente demanda de camiones propulsados ​​por GNL».

GlobalData identifica a África como otra región importante, que contribuye con aproximadamente el 16,4% de las adiciones de capacidad de licuefacción de GNL a pequeña escala del mundo durante el período de perspectiva 2022-2026. La terminal de Rumuji en Nigeria lidera en términos de próxima capacidad en la región con 1,09 millones de toneladas por año.

América del Norte también sería testigo de adiciones de capacidad de licuefacción de GNL a pequeña escala de 2,35 millones de toneladas por año durante 2022-2026. La terminal flotante de la Bahía de Galveston en los EE. UU. lidera en términos de capacidad futura y se espera que se agreguen 500 mil toneladas por año para 2026.

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