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QatarEnergy, TotalEnergies y Petronas completan la firma del acuerdo de producción compartida con Petrobras para el campo la Sepia

QatarEnergy, TotalEnergies y Petronas completan la firma del acuerdo de producción compartida con Petrobras para el campo la Sepia 800 526 GNL GLOBAL

El consorcio formado por QatarEnergy, TotalEnergies y Petronas firmó este jueves 28 un acuerdo de producción compartida con el gobierno brasileño relacionado con los derechos de volumen excedente del campo petrolero Sépia de clase mundial en Brasil.

Qatar Energy indicó que el Contrato de Producción Compartida y otros acuerdos clave fueron firmados 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 sigue 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).

En ocasión a esta firma, el Ministro de Estado para Asuntos Energéticos, Presidente y Director Ejecutivo de QatarEnergy, Saad Sherida Al-Kaabi dijo: «Estamos encantados de alcanzar este importante hito y cerrar los acuerdos definitivos clave de Sepia. Esperamos con ansias trabajando con nuestros socios Petrobras, TotalEnergies y Petronas para avanzar en la siguiente fase de desarrollo.

Me gustaría expresar mi más sincero agradecimiento y gratitud a Su Excelencia el Sr. Bento Albuquerque, Ministro de Minas y Energía de Brasil, por su apoyo y a todos equipos forman nuestros socios del consorcio por su arduo trabajo y dedicación durante los últimos meses, lo que nos permitió celebrar este importante hito del comienzo de una nueva asociación a largo plazo».

Situado en profundidades de agua de unos 2.000 metros frente a la costa de Río de Janeiro en la prolífica cuenca de Santos, Sépia es un yacimiento de petróleo presalino de miles de millones de barriles. La producción del campo Sépia comenzó en agosto de 2021 a través de una unidad flotante dedicada de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y hay planes en marcha para aumentar la capacidad de producción general con una segunda FPSO.

Este acuerdo establece aún más a QatarEnergy como uno de los principales actores upstream en Brasil, donde tiene participaciones en numerosos activos de exploración y producción, dijo la empresa qatarí en su comunicado.

Para el campo Sepia, Petrobras recibió el miércoles el monto de R$ 14,55 mil millones (alrededor de $ 2,9 mil millones) de TotalEnergies, Petronas y Qatar Energy, relacionado con la participación del 70% de esas empresas en la compensación Sépia.

Asimismo, también se completó la firma del contrato de producción compartida para el campo Atapu, con Shell (25%) y Total Energies (22,5%) y Petrobras (52,5%).

GNL GLOBAL

Planta Ras Laffan

QatarEnergy adjudica contrato EPC y marca un nuevo hito para su proyecto de expansión NFE

QatarEnergy adjudica contrato EPC y marca un nuevo hito para su proyecto de expansión NFE 800 624 GNL GLOBAL

El gigante del gas natural licuado (GNL), QatarEnergy anunció este jueves que había adjudicado el contrato de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) para su proyecto de expansión del Campo Norte, North Field East (NFE).

Según anunció la empresa en un comunicado, el contrato EPC fue adjudicado a una empresa conjunta formada por la empresa de ingeniería española, Técnicas Reunidas S.A. (TR) y la empresa de ingeniería china, Wison Engineering (Wison).

«Este contrato marca el último hito importante para entregar su Proyecto de Expansión de GNL, North Field East (NFE), que le permitirá a Qatar aumentar la capacidad de producción de GNL a 110 millones de toneladas por año (MTPA)», dijo la empresa.

QatarEnergy también adjudicó a la empresa conjunta un contrato de suma global para la expansión de las instalaciones de manejo, almacenamiento y carga de azufre dentro de la ciudad industrial de Ras Laffan.

«Estas instalaciones respaldarán los cuatro nuevos trenes de GNL de NFE, cuyo inicio está programado para fines de 2025» dijo.

El contrato también incluirá una opción para una mayor expansión para respaldar la producción de azufre para los dos trenes de GNL adicionales de North Field South (NFS) proyecto e infraestructura para soportar futuros trenes de GNL adicionales.

Según destacó la empresa, con la ejecución de este contrato EPC, el único contrato EPC importante restante para la entrega del Proyecto de Expansión del Campo Norte, que comprende los proyectos NFE y NFS, es el contrato EPC para los dos trenes de procesamiento y licuefacción en tierra de NFS, que actualmente está planificado para adjudicarse a finales de 2022.

Aumento en la capacidad de GNL

QatarEnergy dijo que espera que cuando se completen los proyectos NFE y NFS, se aumentará la capacidad de producción de GNL del Estado de Qatar de 77,4 MTPA en la actualidad a 126 MTPA para 2027.

Planta Ras Laffan
Planta Ras Laffan. Imagen cortesía de QatarEnergy

En el marco de la firma, el Ministro de Estado para Asuntos de Energía, Presidente y Director Ejecutivo de QatarEnergy, Saad Sherida Al-Kaabi dijo: “La adjudicación de este contrato EPC es la culminación de nuestros esfuerzos para implementar el proyecto NFE, el más grande de su tipo en la historia de la industria del GNL, como parte de nuestro viaje por el desarrollo sostenible de nuestros recursos masivos de gas natural, mientras mantenemos nuestra posición como el productor de GNL más grande, seguro y confiable del mundo. El contrato con la empresa conjunta TR-Wison incluye opciones para el proyecto NFS, así como cualquier requisito futuro para el manejo, almacenamiento y carga de azufre. Esperamos trabajar juntos para entregar este importante proyecto de manera segura, oportuna y exitosa”.

El azufre producido como subproducto del proceso de tratamiento de gas requerido antes de la producción de GNL se utiliza en la producción de fertilizantes y como material base para productos químicos intermedios utilizados en la fabricación de productos industriales y domésticos, dijo la empresa.

QatarEnergy, anteriormente Qatar Petroleum, es una empresa petrolera estatal de Qatar. La compañía opera todas las actividades de petróleo y gas en Qatar, incluidas la exploración, producción, refinación, transporte y almacenamiento.

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Enagas.-El-GNL-se-consolida-como-alternativa-para-la-descarbonizacion-en-el-sector-maritimo

Enagás: El GNL se consolida como alternativa para la descarbonización en el sector marítimo

Enagás: El GNL se consolida como alternativa para la descarbonización en el sector marítimo 800 525 GNL GLOBAL

La Representación de la Comisión Europea en España celebró en su sede en Madrid el evento de clausura de la primera fase del proyecto CORE LNGas hive, con el título “Los puertos como puente energético para descarbonizar Europa”.

CORE LNGas hive es una iniciativa puesta en marcha en 2016 que, junto con su desarrollo posterior LNGhive2, ha permitido desarrollar una cadena logística del GNL segura, eficiente e integrada en el sector marítimo y portuario en la Península Ibérica.

En el acto, inaugurado por el Director Adjunto de la Representación de la Comisión en España, Lucas González, han participado el Presidente de Puertos del Estado, Alvaro Rodríguez, y el Director General de infraestructuras de Enagás, Claudio Rodríguez.

Junto a los ponentes, han participado online desde Bruselas el Jefe de Gabinete de la Comisaria Europea de Transporte, Walter Goetz, y el Jefe de Unidad de los proyectos Connecting Europe Facility (CEF) de transporte e innovación del Sur de Europa, Christian Faure.

CORE LNGas hive y LNGhive2 son referentes de colaboración público-privada en la Península Ibérica y en Europa. Están liderados por Puertos del Estado y coordinados por Enagás, y cuentan en total con 49 socios de España y Portugal, 21 de ellos socios públicos ─ocho instituciones estatales y 13 autoridades portuarias─ y 28 privados ─empresas industriales, armadores, operadores de GNL y proveedores de servicios en la cadena de valor─.

Estrategia conjunta compatible con la descarbonización

El despliegue de esta estrategia conjunta, liderada por Puertos del Estado y coordinada por Enagás, es un primer paso para la descarbonización del transporte marítimo e impulsa el papel de los puertos como hubs energéticos.

En esta línea, el proyecto ha permitido adaptar las plantas de regasificación españolas para el suministro de GNL a buques. Estas infraestructuras permitirán incorporar los gases renovables, como el biometano o el hidrógeno, para impulsar una movilidad más sostenible.

En España, tanto el proyecto CORE LNGas hive como su estrategia de despliegue LNGhive2, han permitido avanzar en tres ámbitos clave: es hoy el sistema con los peajes más competitivos de Europa; se han reducido las tasas portuarias para los buques propulsados por GNL durante su estancia en puerto; y se ha propuesto una retribución a los operadores de las terminales por la carga de GNL como combustible marino.

De izquierda a derecha: Álvaro Rodríguez Dapena, Presidente de Puertos del estado; Claudio Rodríguez, Director General de Infraestructuras de Enagás, y Lucas González Ojeda, Director Adjunto de la Representación de la Comisión Europea en España. Imagen Cortesía Enagás.

Impulso coordinado para la Transición Energética

El 40% de las mercancías pesadas transportadas en España pasan por los puertos y, en ese paso, emiten alrededor del 10% del CO2, por lo que es fundamental el proceso de descarbonización del transporte marítimo.

El uso del GNL como combustible en el transporte marítimo en la Península Ibérica evita ya la emisión directa de unas 34.000 toneladas de CO2 al año, ─equivalentes a las emisiones de 61.818 coches al año─ y de 1.865 toneladas de óxidos de azufre. A ello ha contribuido la puesta en marcha del proyecto CORE LNGas hive y sus posteriores desarrollos.

El GNL emite alrededor de un 25% menos de CO2 respecto a los combustibles tradicionales, y mejora la calidad del aire en los entornos portuarios al eliminar el 100% de las emisiones de óxidos de azufre, las partículas, y entre un 80 y un 90% las de los óxidos de nitrógeno.

Las dos iniciativas están alineadas con la directiva europea 2014/94, con el Acuerdo de París y con el resto de compromisos de descarbonización del transporte a nivel europeo como Green Deal, Fit for 55 y REPowerEU. Además, estos proyectos han implementado la transposición de la directiva de la UE 2014/94 (Clean Power for Transport) de infraestructuras de combustibles alternativos, a través del Marco de Acción Nacional, cinco años antes de lo previsto en la parte marítima.

Gracias a este marco normativo, se han podido desarrollar las infraestructuras necesarias para el suministro de GNL como combustible a barcos en los principales puertos de la red de la UE.

Inversión

En seis años, CORE LNGas hive y LNGhive2 han ayudado a impulsar un mercado de GNL como combustible, con una inversión total realizada y comprometida de 242 millones de euros, de los cuales 54 millones de euros proceden de fondos europeos a través del mecanismo Connecting Europe facility (CEF). Además, han ayudado a la creación de más de 2.000 empleos entre directos, indirectos e inducidos.

La construcción de equipos de suministro y de nuevos buques impulsados a GNL ha incrementado el volumen de abastecimiento de GNL (bunkering) en los puertos españoles. En 2021, el suministro ha aumentado hasta los 142.523 m3 de GNL, alrededor de un 170% más que en 2019.

En esta línea, la cooperación entre las administraciones, los sectores de transporte, industriales y energéticos permitirá seguir trabajando en la mejora de la sostenibilidad de los puertos y en su rol como hub energético para la descarbonización. Ello, con el fin de seguir desarrollando el mercado de los combustibles alternativos y su cadena logística asociada, incluyendo el impulso de la producción de gases renovables, captura de la CO2 y la logística asociada a su exportación a otros puntos de Europa.

Actualmente hay en marcha algunos proyectos de la estrategia LNGhive2 como la construcción de dos barcos de bunkering de GNL, uno de ellos en Gijón, que se incorporará en 2022 al Puerto de Barcelona, y otros desarrollos que acabaran en 2024. Los nuevos proyectos plantean además un futuro 100% descarbonizado al incorporar combustibles renovables como son el BioGNL, o el hidrógeno.

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Air Liquide

Air Liquide firma acuerdo para el suministro de gases industriales a Egipto

Air Liquide firma acuerdo para el suministro de gases industriales a Egipto 1132 718 GNL GLOBAL

La empresa multinacional francesa, Air Liquide y EZZ Steel, uno de los principales productores de acero de Medio Oriente y África, firmaron un nuevo acuerdo a largo plazo para el suministro de gases industriales a la nueva planta de EZZ en Ain Sokhna, al este de El Cairo, Egipto.

Air Liquide Egypt dijo en un comunicado que invertirá alrededor de 80 millones de dólares en la construcción de una Unidad de Separación de Aire (ASU) para satisfacer las necesidades de EZZ durante la duración del contrato, así como otras necesidades de los clientes en la cuenca.

Con una capacidad de producción de oxígeno de 770 toneladas por día, esta ASU permitirá en particular a Air Liquide respaldar el desarrollo del área de Ain Sokhna como una de las principales cuencas del país para industrias pesadas dentro de la Zona Económica del Canal de Suez.

Air Liquide también ampliará su red de tuberías existente en Ain Sokhna para conectar la nueva planta con las otras 4 unidades de separación de aire de Air Liquide que ya están en funcionamiento, aumentando la confiabilidad del suministro.

En línea con el objetivo de sostenibilidad de Air Liquide de neutralidad en carbono para 2050, el proyecto incluye una hoja de ruta de reducción de emisiones de CO2 basada en el suministro de energía renovable.

Pascal Vinet, vicepresidente sénior y miembro del Comité Ejecutivo del Grupo Air Liquide que supervisa las actividades de las industrias europeas y África, Medio Oriente e India, dijo:

“Air Liquide se complace en colaborar con EZZ Steel, acompañando el crecimiento de la industria siderúrgica egipcia a través del establecimiento de una de las cuencas industriales más grandes de Egipto. La inversión en esta ASU e infraestructura de tuberías mejorará aún más las capacidades de la red de Air Liquide, permitiéndonos satisfacer las crecientes demandas de gas industrial de nuestros clientes”.

Air Liquide S.A., suministra gases y servicios industriales a diversas industrias, incluidos los fabricantes de productos médicos, químicos y electrónicos. Fundado en 1902, después de Linde es el segundo mayor proveedor de gases industriales por ingresos y tiene operaciones en más de 80 países.

GNL GLOBAL

EIA: En 2021, tres regiones produjeron el 59% de la producción

EIA: Appalachia, Permian y Haynesville impulsaron el 59% de la producción de gas natural de EE. UU. en 2021

EIA: Appalachia, Permian y Haynesville impulsaron el 59% de la producción de gas natural de EE. UU. en 2021 1556 816 GNL GLOBAL

Según un informe publicado este miércoles por la Administración de la Información de Energía (EIA por sus siglas en inglés), la producción de gas natural de EE. UU. aumentó un 2% en 2021.

De acuerdo con la agencia, tres regiones impulsaron este crecimiento: Appalachia, Permian y Haynesville, que en conjunto representaron el 59 % de los retiros brutos en 2021 en comparación con el 24 % en 2011.

En diciembre de 2021, la producción mensual alcanzó los 118 800 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d), el nivel más alto registrado, destacó la EIA.

«Medimos la producción de gas natural de EE. UU. en este análisis como extracciones brutas (la medida más completa de la producción de gas natural). Nuestro Informe de productividad de perforación (DPR) mide la producción de gas natural en regiones terrestres seleccionadas.» indicó la EIA.

Según las cifras de la agencia, la producción de gas natural en la región de Appalachia creció en 1,9 Bcf/d a 35,0 Bcf/d en 2021. El crecimiento de la producción en Appalachia durante los últimos 10 años se ha visto favorecido por la mejora de la productividad de los pozos perforados, la construcción de tuberías y el aumento de la capacidad de extracción. Sin embargo, ahora se han alcanzado los límites de capacidad de transporte regional.

La producción de gas natural en la región de Permian en el oeste de Texas y el este de Nuevo México creció en 1,4 Bcf/d a 18,3 Bcf/d en 2021. Mientras que la producción de gas asociado (gas natural producido a partir de pozos de petróleo) en la región de Permian creció a lo largo del año, ya que el crudo los precios del petróleo se mantuvieron relativamente altos.

En 2021, la producción de gas natural en la región de Haynesville en Luisiana y Texas creció de 1,4 Bcf/d a 13,2 Bcf/d. Debido a los precios relativamente altos del gas natural en 2021, la perforación en Haynesville siguió siendo económica a pesar de que los productores necesitaban perforar pozos más profundos y costosos.

Según señaló EIA, los mayores costos de desarrollo han sido compensados ​​por la mejor productividad de los pozos de la región y su proximidad a la Costa del Golfo, donde la demanda de gas natural ha estado creciendo rápidamente desde las terminales de exportación de gas natural licuado y las instalaciones industriales.

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Bandera Argentina

Ministro: Argentina busca inversión de USD 10 mil millones para impulsar exportaciones de GNL

Ministro: Argentina busca inversión de USD 10 mil millones para impulsar exportaciones de GNL 1024 597 GNL GLOBAL

Argentina, que lucha contra un profundo y costoso déficit energético, busca atraer unos 10.000 millones de dólares en inversión privada para impulsar las exportaciones de gas natural licuado (GNL) para 2027, dijo el miércoles el ministro de Economía, Martín Guzmán.

Argentina alberga la enorme formación Vaca Muerta, la segunda reserva de gas de esquisto más grande del mundo, pero la producción nacional rezagada y la capacidad de los gasoductos han mantenido al país sudamericano como un importante importador de GNL para cubrir la demanda de invierno.

Guzmán dijo a los ejecutivos del sector energético que Argentina, que necesita plantas de licuefacción para convertir su gas en GNL, podría alcanzar exportaciones de USD 15 mil millones para 2027, un objetivo ambicioso a medida que aumenta la producción local y construye un importante nuevo gasoducto.

“Estamos trabajando con un grupo de países y empresas para asegurar que si Argentina genera capacidad de producción de GNL, entonces habrá demanda”, dijo en una presentación.

Los precios mundiales del GNL se han disparado este año, impulsados ​​por la guerra en Ucrania y las sanciones al principal exportador de gas, Rusia. Esto está inclinando a Argentina hacia un déficit energético que los analistas han estimado en USD 5 mil millones este año.
Sin embargo, Argentina necesitaría ganarse a los inversores escépticos que albergan preocupaciones sobre la intervención del gobierno en el mercado, la regulación poco clara, los controles estrictos sobre el cambio de divisas, la alta inflación y las recientes crisis de deuda del país.

Guzmán dijo que el gobierno estaba trabajando para generar más certidumbre para el sector y facilitar el acceso a divisas.
“Es necesario facilitar los flujos de inversión extranjera directa al sector en Argentina”, dijo.

Olumide Ajayi, analista sénior de GNL en Refinitiv, dijo que Argentina podría reducir su factura de importación aumentando la producción en Vaca Muerta, aunque los precios y la dinámica del suministro de GNL pueden ser más desafiantes en 2027 que el mercado ajustado actual.

“A mediano plazo, si pueden aumentar Vaca Muerta y alentar la inversión en upstream, podrían comenzar a acelerar las exportaciones de GNL”, dijo.

“Pero para entonces podría ser demasiado tarde porque otros proyectos en otros lugares ya han sido sancionados en respuesta a la demanda en el mercado”.

Fuente: Reuters |Reporte de Eliana Raszewki; Editado por Nicolas Misculin, Adam Jourdan y David Gregorio

GNL GLOBAL

Golden Pass LNG y Magnolia GNL reciben autorización del DOE para aumentar las exportaciones de GNL

Golden Pass LNG y Magnolia GNL reciben autorización del DOE para aumentar las exportaciones de GNL 800 470 GNL GLOBAL

El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) emitió este miércoles 27 dos órdenes a largo plazo que autorizan exportaciones adicionales de 500 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) de gas natural licuado (GNL) de dos proyectos de exportación de GNL: Golden Pass LNG en Texas y Magnolia GNL en Luisiana.

Las órdenes permiten que Golden Pass LNG exporte el equivalente a 0,35 Bcf/d adicionales y a Magnolia LNG exporte 0,15 Bcf/d adicionales de gas natural como GNL a cualquier país que no esté prohibido por la ley o la política de EE. UU.

El DOE emitió previamente órdenes de exportación a largo plazo sin acuerdo de libre comercio para la mayoría de las capacidades de los proyectos, con la autorización de Magnolia LNG para 1,08 Bcf/d en 2016 y una autorización para 2,21 Bcf/d emitida a Golden Pass LNG en 2017.

Las dos órdenes emitidas este miércoles alinean las respectivas autorizaciones de exportación de los proyectos con la capacidad adicional que la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) había aprobado para los proyectos en función de diseños de proyectos optimizados.

Golden Pass, propiedad conjunta de Exxon-Mobil Corporation y Qatar Petroleum International Limited, se encuentra actualmente en construcción en Sabine Pass, Texas, y se espera que las primeras exportaciones se realicen en 2024. Está previsto que Magnolia LNG, propiedad de Glenfarne Group LLC, se desarrolle en Lake Charles, Luisiana.

El DOE dijo en su comunicado «Estados Unidos es el mayor productor mundial de petróleo y el mayor productor mundial de petróleo y gas natural y un exportador neto de energía. Los suministros de combustible de EE. UU., incluido el GNL, continúan desempeñando un papel clave en la seguridad energética global, particularmente debido a la invasión de Ucrania por parte de Putin».

Las exportaciones de GNL de EE. UU. recientemente alcanzaron nuevos máximos de aproximadamente 12 Bcf/d y se espera que crezcan a más de 13 Bcf/d para fines de este año a medida que se active la capacidad de exportación adicional.

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IEASA

10 compañías ofertaron durante la 3ra licitación de GNL lanzada por IEASA

10 compañías ofertaron durante la 3ra licitación de GNL lanzada por IEASA 700 357 GNL GLOBAL

Este miércoles 27 de abril, la empresa estatal Integración Energética de Argentina S.A. (IEASA) celebró la recepción de ofertas de su tercera licitación 2022, para la compra de 12 cargamentos de gas natural licuado (GNL).

Durante la transmisión en vivo en el canal YouTube de la empresa, se pudo conocer que entre las compañías que presentaron sus ofertas se encontraron a Gunvor, Total Energies Gas & Power Limited, Bp Marketing, Petrochina, Gazprom, Cheniere, Shell, Naturgy, y las casas comerciales Trafigura y Vitol.

Cargamentos

En febrero, testando el mercado, IEASA recibió las ofertas de la primera licitación para la compra de un cargamento de GNL.

El mes pasado, la terminal argentina de Escobar recibió su primer cargamento de GNL, abordo del buque VIVIT AMERICAS LNG, con capacidad para transportar 174.00 metros cúbicos de GNL, la carga fue levantada desde la planta de exportación de GNL de Guinea Ecuatorial, en África central y fue contratada a la casa comercial Vitor.

El segundo cargamento, una carga parcial de GNL, a bordo del buque BW Brussels, adjudicado a la compañía francesa Total Energies, ya se encuentra en camino a la terminal Escobar, y es el primero de dos cargamentos que Argentina espera recibir de Egipto.

El tercer cargamento, también en camino, y con otra carga parcial de GNL, se encuentra abordo del buque Stena Clear Sky, el segundo cargamento procedente de Egipto, que antes realizó una parada de descarga en la terminal Isla Gran en el Reino Unido.

Hasta la fecha, Argentina ha lanzado tres procesos licitatorios para la compra de 21 cargamentos de GNL.

El Presidente IEASA, Agustín Gerez dijo en febrero, que para este año, IEASA había estimado la compra de al menos 62 cargamentos de GNL. Esta cifra representa un aumento del 10,71% con respecto a los 56 cargamentos registrados por la empresa en 2021.

Precios del GNL

Gerez dijo a la agencia Reuters, el martes 26, que esperaba que en esta licitación el precio estuviese en el orden de los 30–32 dólares por millón de unidades térmicas británicas (USD/MMBtu), agregando «si tenemos algo de suerte, quizás algo menos».

Si bien ese rango de precios promedio esperado es inferior a los USD 35/MMBtu promedio ofertados en la segunda licitación, realizada en marzo, es casi de 3 a 5 dólares superior a los USD 27,44/ MMBtu ofrecidos por Vitol en la primera licitación.

La semana pasada, con una mejor demanda en Asia, particularmente en China, y los solidos suministros a Europa, las estimaciones de Reuters mostraron que el precio promedio de GNL, para las entregas en junio al noreste de Asia, había sido de USD 25,40/MMBtu, una caída desde los más de USD 40/MMBtu registrados en marzo.

Sin embargo, este miércoles 27, la agencia S&P Global Platts dijo que los precios spot del GNL de Asia habían ganado un 16 por ciento a USD 26,20 dólares/MMBtu. Según se informó, el aumento fue impulsado después de que Rusia cortara el suministro de gas natural a Polonia y Bulgaria.

Reuters indicó que, los temores de que más países pudieran verse afectados, en particular Alemania, dispararon los precios del gas y aumentaron nuevamente el nerviosismo en el mercado de gas en Europa.

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Wartsila-construye-una-importante-planta-para-la-produccion-de-REEFUEL-bio-GNL-climaticamente-neutro

Wärtsilä suministrará equipos para la segunda planta de Bio-GNL más grande del mundo 

Wärtsilä suministrará equipos para la segunda planta de Bio-GNL más grande del mundo  1688 984 GNL GLOBAL

El grupo tecnológico finlandés, Wärtsilä dijo que suministrará equipos para la segunda planta más grande del mundo capaz de licuar biometano y metano sintético a partir de fuentes de energía renovables para producir combustible de transporte sin emisiones de carbono.

De acuerdo con la compañía, la planta estará ubicada en Burghaun, cerca de Fulda, Alemania. Burghaun fue elegido como ubicación preferente para este proyecto debido a su acceso directo al MIDAL, uno de los gasoductos más potentes de Alemania.

La planta tendrá una capacidad de aproximadamente 63.000 toneladas de Bio-GNL por año.

El contrato fue colocado en marzo de 2022 por la empresa energética alemana REEFUELERY GmbH, una empresa conjunta de Erdgas Südwest GmbH y avanca, una empresa centrada en soluciones logísticas y de energía sostenible.

La ubicación central permite un suministro óptimo a las estaciones de servicio de Alternoil, propiedad del grupo avanca. Imagen cortesía de Wärtsilä

Proceso

La planta utilizará biometano de materiales de desecho comunales y agrícolas como materia prima. Posteriormente, el biometano se licuará y se entregará a la red de estaciones de servicio de Alternoil como combustible neutral para el clima REEFUEL (Bio-LNG).

Jürgen Muhle, director ejecutivo del grupo avanca afirmó “REEFUEL se puede utilizar en cualquier camión alimentado con GNL y contribuye significativamente a la descarbonización del transporte pesado. La construcción de la planta de licuefacción reducirá las emisiones de CO2 a lo largo de toda la cadena de suministro, aprovechando así de forma eficaz las economías de escala».

«Wärtsilä ya ha sido un socio valioso en otros proyectos. Estamos muy contentos de poder aprovechar una vez más la valiosa experiencia de Wärtsilä para REEFUELERY«, dijo Frank Erben, director general de REEFUELERY GmbH y gerente de inversiones de Erdgas Südwest GmbH.

Walter Reggente, Vicepresidente, Wärtsilä Gas Solutions comentó “Las soluciones de descarbonización están al frente y en el centro de las estrategias de Wärtsilä, y estamos encantados de apoyar a REEFUELERY en la realización de su primera planta de licuefacción de biometano en Alemania. Es un modelo privilegiado de economía circular. Nuestra inigualable experiencia interna y nuestra vasta experiencia en el diseño de procesos, ingeniería, fabricación y entrega de plantas de licuefacción de gas, así como soluciones de tratamiento de gas maduro antes de la licuefacción, forman una base sólida para construir un futuro sostenible”.

Según indicó la compañía, se espera que la planta entre en pleno funcionamiento durante el primer trimestre de 2024.

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Buque de GNL @GNL GLOBAL

Precios spot del GNL en Asia suben un 16% – Platts

Precios spot del GNL en Asia suben un 16% – Platts 900 572 GNL GLOBAL

SINGAPUR/LONDRES: Los precios spot del gas natural licuado (GNL) en Asia subieron un 16 por ciento el miércoles a 26,20 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), según la agencia de precios S&P Global Platts, después de que Rusia cortó el suministro de gas a Polonia y Bulgaria.

El Japan-Korea-Marker (JKM) de Platts, que se utiliza ampliamente como referencia spot en la región, cotizaba a 22,599 dólares por mmBtu el martes.

El miércoles, Gazprom de Rusia detuvo el suministro de gas a Polonia y Bulgaria por no pagar en rublos, desencadenando una guerra económica con Europa en respuesta a las sanciones occidentales impuestas por la invasión de Ucrania por parte de Moscú.

Los temores de que más países puedan verse afectados, en particular Alemania, la potencia industrial de Europa que dependió de Rusia para más del 50 por ciento de sus importaciones de gas en 2021, dispararon los precios del gas y aumentaron el nerviosismo sobre el impacto económico global de la guerra.

Los analistas dijeron que esperaban que Polonia aumentara las importaciones de GNL de toda Europa, lo que impulsaría los precios al alza.

El precio del gas holandés TTF para mayo, el punto de referencia europeo, subió a alrededor de 36,60 dólares por MMBtu en operaciones anteriores.

Los precios del gas en Europa han mantenido una prima sobre los precios al contado del GNL en Asia durante algún tiempo para atraer más cargamentos de GNL a la región.

La semana pasada, las estimaciones de Reuters mostraron que el precio promedio de GNL para entrega en junio en el noreste de Asia era de 25,40 dólares por MMBtu.

Fuente: Reuters

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