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FSRU MOL Challenger carga GNL en la planta Sabine Pass LNG
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Exportaciones de GNL de Estados Unidos alcanzan 34 cargamentos en una semana
Exportaciones de GNL de Estados Unidos alcanzan 34 cargamentos en una semana 650 392 GNL GLOBAL

De acuerdo con el informe Weekly Natural Gas Update publicado por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), durante la semana del 30 de octubre al 5 de noviembre, un total de 34 buques metaneros zarparon desde las terminales estadounidenses con destino a mercados internacionales.

Según los datos de embarque proporcionados por Bloomberg Finance L.P., estos cargamentos representaron una capacidad total combinada de 128 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de gas natural licuado (GNL), consolidando nuevamente a Estados Unidos como el principal exportador global de GNL.

Terminales de exportación

  • Durante la semana en revisión, las exportaciones estuvieron lideradas por Sabine Pass (Louisiana), con el despacho de nueve buques, seguida por Plaquemines (Louisiana) con seis cargamentos, y Corpus Christi (Texas) con cinco. Desde Cameron (Louisiana) partieron cuatro buques, mientras que Freeport (Texas) y Calcasieu Pass (Louisiana) enviaron tres cada una. Finalmente, las terminales de Cove Point (Maryland) y Elba Island (Georgia) despacharon dos buques cada una, completando el total de 34 cargamentos exportados durante el período analizado.

El destacado desempeño de Sabine Pass confirma su posición como la terminal con mayor volumen operativo del país, mientras que Plaquemines LNG, una de las instalaciones más recientes, continúa aumentando su ritmo de exportación, reflejando la rápida expansión de la capacidad estadounidense de licuefacción.

Las exportaciones estadounidenses de GNL han mantenido un crecimiento sostenido durante 2025, impulsadas por la demanda internacional, la competitividad del gas natural estadounidense y el inicio de operaciones de nuevas plantas, como Plaquemines LNG en Luisiana y la ampliación de Corpus Christi Stage 3 en Texas.

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Mapa de Japón
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Japón aumentará las compras mensuales de GNL para reservas de emergencia
Japón aumentará las compras mensuales de GNL para reservas de emergencia 624 400 GNL GLOBAL

Japón comenzará a comprar gas natural licuado (GNL) para sus reservas de emergencia mensualmente a partir de enero de 2026, según informó Reuters, citando a dos fuentes del Ministerio de Economía, Comercio e Industria (METI) de Japón.

Esta medida representa un cambio con respecto a la práctica anterior de Japón de adquirir GNL únicamente durante períodos de alta demanda.

El nuevo enfoque, enmarcado en el programa de GNL de Reserva Estratégica (SBL), permite a Japón asegurar al menos un cargamento de GNL, de aproximadamente 70.000 toneladas (t), cada mes.

Esto se traduce en un mínimo de 12 cargamentos, u 840.000 t, para reservas de emergencia anualmente, en comparación con las aproximadamente 210.000 t de los dos últimos años.

Si no se produce ninguna emergencia, los cargamentos del SBL podrán utilizarse en el mercado interno o revenderse en el mercado, según el informe.

JERA, el mayor importador de GNL de Japón y proveedor certificado de SBL, retiene estos cargamentos hasta 18 días antes de su llegada programada al puerto.

Cualquier pérdida financiera derivada de la reventa es cubierta por el gobierno, mientras que las ganancias de las ventas deben reintegrarse al Estado.

El plan ampliado de compras mensuales de Japón se alinea con su creciente papel en el comercio internacional de GNL, dado que la demanda interna ha disminuido.

Según el informe, el país ha incrementado sus ventas de excedentes de GNL en el extranjero durante períodos de menor consumo interno.

Desde diciembre de 2023, JERA ha adquirido un cargamento para cada uno de los tres meses de invierno para contribuir a la reserva, aunque no ha activado el suministro de emergencia.

A partir de 2026, JERA adquirirá al menos un cargamento de SBL para cada mes del año y también asegurará un cargamento adicional para diciembre de este año.

Una fuente del METI, citada por la agencia de noticias, declaró: «El cambio a una base mensual no está directamente relacionado con los problemas energéticos rusos, pero nos permite responder a cualquier situación de emergencia». El año pasado, el METI indicó que estaba considerando aumentar las compras de GNL a partir de mediados o finales de la década de 2020.

Las compañías eléctricas japonesas han solicitado una ampliación de la reserva estratégica, que permite a JERA suministrar GNL a cualquier compañía que se enfrente a una escasez repentina.

Esto ofrece una protección contra interrupciones como conflictos o apagones nucleares.

El mes pasado, Estados Unidos instó a Japón a suspender las importaciones de GNL procedentes de Rusia como parte de una estrategia más amplia para presionar a Moscú por el conflicto en Ucrania.

Los contratos a largo plazo de Japón con el proyecto ruso Sakhalin-2 representan alrededor del 9 % de sus importaciones de GNL.

Fuente: Offshore – Technology

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Productores estadounidenses de GNL firman contratos con volúmenes casi récord

Productores estadounidenses de GNL firman contratos con volúmenes casi récord
Productores estadounidenses de GNL firman contratos con volúmenes casi récord 1536 1024 GNL GLOBAL

Los desarrolladores de proyectos de gas natural licuado (GNL) estadounidenses están en camino de firmar este año el segundo mayor número anual de contratos de compraventa vinculantes, a pesar de la preocupación del sector por el aumento de la capacidad y el alza de los costos.

En los primeros diez meses de 2025, los productores estadounidenses de GNL firmaron acuerdos de compraventa (ACV) por 29,5 millones de toneladas métricas de GNL al año (MTPA), más de cuatro veces los 7 MTPA firmados en todo 2024, según datos de la consultora Rapidan Energy Group.

Los desarrolladores de proyectos utilizan los ACV para obtener financiación, demostrando que los proyectos planificados pueden generar flujo de caja positivo con clientes sujetos a contratos de hasta 20 años. El único año en que los exportadores estadounidenses firmaron más acuerdos vinculantes fue 2022, cuando Rusia invadió Ucrania, según Rapidan Energy.

Muchos compradores que buscan diversificar sus fuentes de energía y reducir su dependencia de Rusia están dispuestos a pagar las tarifas de licuefacción más elevadas que cobran los desarrolladores estadounidenses de GNL para convertir el gas natural en un líquido que se puede transportar fácilmente por todo el mundo en buques especializados. Las empresas con carteras de comercialización de GNL también están adquiriendo volúmenes de productores estadounidenses.

EL CRECIENTE ALCANCE DE LA PRODUCCIÓN DE GNL EN EE. UU. AUMENTA LOS TEMORES DE SOBRESALVANTE

El presidente Donald Trump regresó a la presidencia en enero con una agenda favorable al petróleo y el gas. Impulsó acuerdos de GNL en las negociaciones comerciales con Europa, que acordó comprar 750 mil millones de dólares en energía a EE. UU. su administración también levantó la moratoria del expresidente Joe Biden sobre la aprobación de nuevos proyectos de exportación.

A esto le siguió una oleada de decisiones finales de inversión que añadirán una nueva capacidad total de 61,5 MTPA de GNL a una base de exportación existente de 120 MTPA. Cheniere Energy, Venture Global, Sempra, Next Decade y Woodside Energy han dado luz verde a nuevas instalaciones este año. La Administración de Información Energética de EE. UU. prevé que la capacidad total de GNL del país se duplique para 2029. Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), Estados Unidos podría exportar un tercio del GNL mundial para 2030.

La rápida expansión del GNL estadounidense podría generar una sobreoferta global, y la AIE pronostica precios más bajos.

«A medida que entre en el mercado nueva oferta, sobre todo de Estados Unidos y Qatar, debería ejercer presión a la baja sobre los precios, lo que supondría un alivio para los importadores de gas de todo el mundo», declaró Keisuke Sadamori, director de Mercados Energéticos y Seguridad de la AIE.

Productores como Total y Shell han emitido pronósticos similares de precios más bajos para el GNL; sin embargo, algunos inversores en nuevas instalaciones de exportación, como Woodside y Venture Global, afirman que las predicciones de una sobreoferta son exageradas.

«Somos muy optimistas respecto a la demanda de GNL a largo plazo», declaró Meg O’Neill, CEO de Woodside, en un evento celebrado en septiembre. El director ejecutivo de Venture Global, Mike Sabel, predice un crecimiento de la demanda a medida que los centros de datos y más países asiáticos reemplacen el carbón por GNL para la generación de electricidad.

«Creo que los centros de datos serán una fuente importante de nueva demanda incremental, pero actualmente hay escasez de capacidad de producción de gas», declaró Sabel a Reuters.

AUMENTO DE LOS COSTOS DE CONSTRUCCIÓN

La inflación laboral causada por la escasez de mano de obra calificada y el aumento de los precios de los equipos debido a los aranceles están incrementando los costos de construcción, según Jason Feer, jefe de inteligencia de negocios de Poten and Partners.

«Los costos han aumentado hasta un 20% en algunos casos, lo que hace que algunos proyectos sean poco competitivos», afirmó Patrick Pouyanné, director ejecutivo de TotalEnergies, en una conferencia telefónica sobre resultados el mes pasado.

Venture Global ha reportado sobrecostos en su planta de GNL de Plaquemines, con una capacidad de 27,2 MTPA, mientras que Golden Pass, una empresa conjunta entre Exxon Mobil y QatarEnergy, se encuentra por encima del presupuesto y con retraso en el cronograma.

Para que los proyectos sigan siendo económicamente viables, los promotores han estado buscando, y hasta ahora obteniendo, tarifas de licuefacción que han aumentado en promedio un 15 % con respecto a hace dos años, según Feer.

Venture Global, considerado un proveedor de bajo costo, cobra 2,30 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) por la licuefacción en los nuevos contratos. Esta tarifa es superior a los 1,75 dólares por mmBtu que cobraba por el GNL de Calcasieu Pass cuando esta planta firmó sus primeros contratos de venta, según informaron a Reuters dos personas con conocimiento de sus precios.

Cheniere Energy, el mayor productor de GNL de Estados Unidos, cobra una prima de más de 2,75 dólares por MMBtu. Woodside ofrece contratos a 10 años a un precio aproximado de 2,90 dólares por MMBtu, según Feer, quien añadió que las tarifas en el mercado general promediaron 2 dólares por mmBtu en 2023.

LOS PRECIOS MÁS ALTOS NO DETIENEN A LOS COMPRADORES

Según Alex Munton, director de gas global de Rapidan Energy, es posible que se esté cerrando el plazo para el desarrollo de nuevos proyectos de GNL en EE. UU. debido al aumento de los costos y la perspectiva de precios globales más bajos.

«Esta tendencia alcista debe terminar; no puede durar para siempre», afirmó Munton.

Aun así, compradores como ENI y Petronas están firmando nuevos contratos a largo plazo incluso ante el aumento de las tarifas de licuefacción y la posible baja de los precios al contado.

JERA, una de las mayores generadoras de energía de Japón, afirma que busca que el gas estadounidense diversifique sus fuentes y evite una excesiva dependencia de Australia, además de satisfacer el crecimiento de la demanda impulsado por los centros de datos y la IA.

Pouyanné, de TotalEnergies, señaló que muchos grandes actores se están centrando en el panorama general y asegurando nuevos volúmenes para su comercialización, incluso ante el aumento de las comisiones. A medida que el mercado crece, también lo hacen las oportunidades de negociación y arbitraje.

Incluso una cierta relajación del mercado podría generar oportunidades para que los países del sudeste asiático más sensibles a los precios abandonen el carbón e impulsen la demanda mundial de GNL, según la AIE.

Fuente: Reuters

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IRH, Delfin LNG y Vitol firman un acuerdo de compraventa de GNL a 20 años
IRH, Delfin LNG y Vitol firman un acuerdo de compraventa de GNL a 20 años 600 433 GNL GLOBAL

International Resources Holding RSC Ltd. (IRH), plataforma líder de comercialización de gas natural licuado (GNL) y filial de ePointZero, ha firmado un acuerdo marco de 20 años con Delfin LNG LLC (Delfin) y Vitol Inc. (Vitol) para la compraventa de 1 millón de toneladas anuales (MTPA) de GNL procedente de la planta de exportación de Delfin en Estados Unidos.

Según el acuerdo, Delfin LNG, empresa estadounidense líder en infraestructura de exportación, suministrará GNL en condiciones FOB (libre a bordo) a Vitol, una de las mayores comercializadoras independientes de energía del mundo, que actuará como comprador y entregará el volumen a IRH Global Trading (IRHGT), la filial comercial global de IRH, durante un periodo de 20 años. Se prevé que los acuerdos definitivos se formalicen en las próximas semanas.

Esta alianza a largo plazo representa un paso importante en la estrategia de expansión energética de IRH bajo ePointZero, una plataforma de inversión diversificada centrada en energía, tecnología y recursos sostenibles. Al aprovechar las sinergias del ecosistema ePointZero, IRH busca construir una plataforma de energía y materias primas totalmente integrada que fortalezca la resiliencia de las cadenas de suministro y apoye la transición energética global.

Ali Rashed AlRashdi, CEO de IRH, declaró: “Esta transacción constituye un hito fundamental en el desarrollo de la cartera global de GNL de IRHGT. Nos complace colaborar con Delfin y Vitol para que el proyecto alcance pronto la Decisión Final de Inversión. Como parte de nuestra visión de construir una plataforma de comercio global integrada con sede en Abu Dabi, IRHGT está expandiendo activamente su presencia en los mercados físicos y financieros de gas natural, electricidad, petróleo crudo, productos refinados, metales y acciones. Este acuerdo nos posiciona como un proveedor confiable de GNL para nuestros valiosos clientes en todo el mundo”.

Mohamed Hesham, CEO de ePointZero, comentó: “Este acuerdo representa un paso más en la construcción de una plataforma energética integrada y preparada para el futuro. Al asegurar recursos confiables mediante alianzas a largo plazo, garantizamos las operaciones de distribución de ePointZero Group y la resiliencia energética de nuestro ecosistema. Esta colaboración refuerza nuestro compromiso de ofrecer soluciones energéticas diversificadas, eficientes y confiables que impulsen las economías y las comunidades de todas las regiones”.

Dudley Poston, CEO de Delfin, añadió: “Es un honor haber sido seleccionados por IRHGT y Vitol como proveedor de gas natural licuado a largo plazo, y esperamos trabajar juntos en la decisión final de inversión para el primer buque FLNG en las próximas semanas. Nos complace continuar nuestra sólida relación con Vitol e incorporar a otra organización comercial de clase mundial como IRHGT a nuestra creciente lista de socios estratégicos”.

Pablo Galante Escobar, Director Global de GNL y Gas y Energía para Europa de Vitol, destacó: “Nos complace concretar este acuerdo con IRHGT y Delfin. Vitol continúa fortaleciendo su posición para ofrecer soluciones de GNL flexibles, rentables y seguras a nuestros clientes en todo el mundo, y esperamos seguir ampliando nuestra relación con IRHGT y Delfin. Los compromisos de compra de Vitol y su calificación crediticia de grado de inversión ayudarán a Delfin a alcanzar el cierre financiero”.

Este acuerdo se suma a otras iniciativas estratégicas, como la adquisición por parte de IRH de una participación del 56% en Alphamin Resources por 1.350 millones de AED, uno de los mayores productores de estaño del mundo, con una alta calidad; un Memorando de Entendimiento firmado en mayo con ePointZero para descarbonizar las operaciones mineras globales mediante un grupo de trabajo conjunto; y un acuerdo de septiembre con la Corporación General de Petróleo de Egipto (EGPC) y la Autoridad Egipcia de Recursos Minerales e Industrias Mineras. En conjunto, estas iniciativas resaltan el papel cada vez más importante de IRH en el avance del desarrollo sostenible de los recursos, la expansión de sus capacidades comerciales y el fortalecimiento de la conectividad energética global.

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XRG, el brazo internacional de ADNOC, apunta al GNL de Vaca Muerta

XRG, el brazo internacional de ADNOC, apunta al GNL Argentina
XRG, el brazo internacional de ADNOC, apunta al GNL Argentina 1676 790 GNL GLOBAL

La reciente firma de un acuerdo entre XRG, el brazo internacional de inversión de Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), y las compañías YPF de Argentina y Eni de Italia marca un punto de inflexión para el futuro del gas natural licuado (GNL) en Argentina y, por extensión, en América Latina.

El proyecto, conocido como Argentina LNG (ARGLNG), contempla una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales de GNL (MTPA), apoyado en el desarrollo de Vaca Muerta y en el uso de infraestructura flotante de licuefacción (FLNG).

XRG, el brazo internacional de ADNOC, apunta al GNL de Vaca Muerta
XRG, el brazo internacional de ADNOC, apunta al GNL de Vaca Muerta. Imagen cortesía de YPF

¿Quién es XRG y qué busca ADNOC en el mercado global de GNL?

XRG es la nueva plataforma internacional de inversiones de ADNOC, creada para gestionar y expandir sus activos fuera de Emiratos Árabes Unidos en gas, GNL, químicos y energías bajas en carbono. En los últimos meses, ADNOC ha ido transfiriendo a XRG sus participaciones en proyectos clave en Estados Unidos –incluyendo una planta de hidrógeno de ExxonMobil y el proyecto de GNL de NextDecade en Texas– y en otros mercados estratégicos, consolidando en esta entidad un portafolio valorado en decenas de miles de millones de dólares. 

La ambición declarada de XRG es convertirse en un actor “top 5” en gas y GNL a nivel mundial, construyendo una capacidad de entre 20 y 25 millones de toneladas anuales de gas y GNL hacia 2035, combinando desarrollo orgánico y adquisiciones en mercados clave como Norteamérica, Asia-Pacífico y ahora América Latina. 

Su entrada en el proyecto Argentina LNG encaja perfectamente en esa hoja de ruta: aporta acceso directo a recursos no convencionales de gran escala (Vaca Muerta), diversifica la geografía de su portafolio y posiciona a ADNOC en una nueva frontera de exportación de GNL en el Atlántico Sur.

El proyecto Argentina LNG tecnología FLNG

De acuerdo con los comunicados de las empresas, el acuerdo firmado entre YPF, Eni y XRG es de carácter no vinculante y se refiere a la fase de 12 mtpa de GNL del proyecto integrado Argentina LNG (ARGLNG). Esta fase contempla el uso de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad de alrededor de 6 mtpa, ubicadas en la costa atlántica argentina. 

La elección de tecnología FLNG ofrece varias ventajas para un proyecto de esta naturaleza:

  • Reduce la necesidad de grandes instalaciones en tierra, acotando los tiempos de construcción y los impactos ambientales en la costa.
  • Permite escalar el proyecto por fases, añadiendo capacidades adicionales en función de la demanda y del desempeño comercial de las primeras unidades.
  • Facilita la relocalización futura de las unidades en caso de cambios profundos en la estructura del mercado o en el marco regulatorio.

En términos de logística, el gas sería transportado desde Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, hacia la costa atlántica mediante un sistema de gasoductos de gran capacidad, para luego ser procesado y licuado en las unidades FLNG. 

Vaca Muerta: la base de recursos que sostiene el proyecto

Vaca Muerta se ha consolidado como una de las formaciones de shale gas y shale oil más importantes del mundo. En la última década, Argentina ha avanzado en incrementar la producción de gas y petróleo no convencional, pero la falta de infraestructura de evacuación y de mercado ha limitado el pleno aprovechamiento de su potencial exportador.

El proyecto Argentina LNG busca precisamente convertir esos recursos en flujo de caja en divisas, mediante exportaciones de GNL. Documentos recientes de YPF estiman que, a plena capacidad de 12 mtpa, el país podría generar del orden de 10.000 millones de dólares anuales en ingresos por exportaciones, una cifra especialmente relevante para la macroeconomía argentina. 

Según las proyecciones divulgadas, la iniciativa prevé exportar alrededor de 50 millones de metros cúbicos diarios de gas –además de volúmenes adicionales de crudo y GLP– una vez que el complejo esté plenamente operativo. 

Inversiones, calendario y marco regulatorio

La magnitud del proyecto es acorde con su ambición. La prensa argentina y regional habla de una inversión total estimada en torno a 30.000 millones de dólares para el desarrollo integral del esquema upstream–midstream–GNL, incluyendo gasoductos, instalaciones costeras y las unidades FLNG.

El cronograma tentativo contempla:

  • Decisión final de inversión (FID) en torno a 2026, una vez concluidos los estudios de ingeniería, el cierre de acuerdos comerciales de largo plazo y la definición del marco regulatorio y fiscal. 
  • Inicio de obras principales hacia 2027. 
  • Comienzo de las exportaciones de GNL alrededor de 2030, sujeto al desarrollo de infraestructura y a la finalización de los buques de licuefacción. 

Un elemento clave es el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), recientemente aprobado en Argentina, que ofrece estabilidad fiscal y beneficios tributarios de largo plazo para proyectos de escala superior a un umbral determinado. El proyecto Argentina LNG se perfila como uno de los grandes beneficiarios potenciales de este régimen, lo que mejora su competitividad frente a otras oportunidades globales de GNL. 

¿Qué gana cada socio?

  • YPF consolida su estrategia de transformar a Argentina en exportador estructural de GNL, apalancándose en socios internacionales con músculo financiero y experiencia global. El proyecto es también un instrumento para monetizar Vaca Muerta a largo plazo y para reforzar el rol de la compañía como actor relevante en la transición energética. 
  • Eni suma una nueva plataforma de GNL en el Atlántico, complementaria a sus posiciones en África y otras regiones, con un enfoque integrado desde el upstream hasta la exportación. Su participación aportaría experiencia en el desarrollo de proyectos complejos y en la comercialización de GNL en mercados europeos y asiáticos. 
  • XRG / ADNOC obtiene exposición directa a un nuevo polo de GNL fuera de Oriente Medio y Norteamérica, diversificando su cartera y reforzando su narrativa de jugador global. Además, el proyecto encaja con la estrategia de XRG de combinar activos tradicionales de gas con soluciones tecnológicas y de transición (como emisiones más bajas por unidad de energía producida y cadenas de suministro más eficientes). 

Implicaciones para el mercado de GNL en América Latina y el Caribe

Para la región, el proyecto Argentina LNG representa:

  • La posibilidad de que Argentina se convierta en un exportador estructural de GNL en la próxima década, pasando de importador ocasional a oferente neto, en línea con lo que ya ocurre con Estados Unidos y otros productores emergentes.
  • La creación de un nuevo punto de oferta de GNL en el Atlántico Sur, con flexibilidad para abastecer tanto a Europa como a Asia, dependiendo de las señales de precio.
  • Un cambio potencial en los flujos de comercio intra–regional: países hoy importadores de GNL en América Latina podrían, en el mediano plazo, acceder a cargamentos de origen argentino, dependiendo de condiciones contractuales y de la competitividad del gas de Vaca Muerta frente a otras fuentes.

Además, la participación de un actor de la escala de ADNOC refuerza la percepción de que América Latina se está consolidando como una región clave para la expansión del GNL a nivel global, no solo desde el lado de la demanda (a través de terminales de importación), sino también desde la oferta.

Retos y próximos pasos

A pesar del entusiasmo, el proyecto enfrenta desafíos significativos:

  • Complejidad regulatoria y fiscal interna, dado que el gas de Vaca Muerta involucra a varias provincias productoras, una red de transporte nacional y acuerdos con jurisdicciones costeras para la ubicación de la infraestructura FLNG. 
  • Volatilidad macroeconómica y cambiaria de Argentina, que obliga a estructurar el proyecto con fuertes protecciones para los inversores y una arquitectura financiera robusta.
  • Competencia global en GNL, con una oleada de nuevos proyectos en Estados Unidos, Qatar, África y otros mercados que también pretenden entrar en operación hacia la década de 2030.

No obstante, la combinación de recursos competitivos (Vaca Muerta), socios internacionales de peso (YPF, Eni, XRG/ADNOC) y un régimen de incentivos de largo plazo coloca al proyecto Argentina LNG como uno de los desarrollos más relevantes a seguir en la próxima ola de inversiones en GNL.

Para el ecosistema del GNL en América Latina y el Caribe –incluyendo compañías, reguladores, puertos y compradores regionales– será clave monitorear cómo evoluciona este proyecto, qué condiciones comerciales se ofrecen y cómo se integra en la nueva cartografía global del GNL

GNL GLOBAL

US LNG

EE. UU. se convierte en el primer país en exportar 10 Mt de GNL en un solo mes
EE. UU. se convierte en el primer país en exportar 10 Mt de GNL en un solo mes 1520 848 GNL GLOBAL

Estados Unidos se ha convertido en el primer país en exportar 10 millones de toneladas métricas (Mt) de gas natural licuado (GNL) en un solo mes, según datos preliminares de la firma financiera LSEG.

EE. UU. exportó un récord de 10,1 Mt de GNL en octubre, cifra superior a los 9,1 Mt de septiembre (cifra revisada), según datos de LSEG.

EE. UU., que ya es el mayor exportador de GNL del mundo, ha incrementado sus ventas con cuatro meses récord en 2025. Este aumento se debió principalmente a la puesta en marcha de la planta de exportación de Plaquemines de Venture Global y al aumento de la producción del proyecto Corpus Christi Fase 3 de Cheniere, según los datos.

La planta de Plaquemines, ubicada en Luisiana, vendió 2,2 Mt el mes pasado, superando su máximo anterior de 1,6 Mt en septiembre, según los datos.

La planta de exportación de Cheniere en Corpus Christi exportó 1,6 Mt, un récord para la planta. Con las exportaciones de Sabine Pass, que alcanzaron los 2,6 Mt en octubre, la compañía vendió un total de 4,2 Mt, lo que representa el 42 % del GNL exportado por Estados Unidos.

Una vez finalizada, la tercera fase de la operación en Corpus Christi permitirá a Cheniere exportar más de 50 millones de toneladas métricas anuales (MTPA) a partir de 2026, según declaró el director ejecutivo, Jack Fusco, en una reciente conferencia telefónica sobre resultados.

Venture Global y Cheniere fueron responsables del 72 % de las exportaciones totales del país en octubre, según datos de LSEG.

EUROPA, EL PRINCIPAL CLIENTE

Europa se mantuvo como el principal destino del GNL estadounidense, con 6,9 Mt, casi el 69 % del total de las exportaciones, que se enviaron al continente el mes pasado. Esa cifra se compara con los 6,22 Mt de septiembre, mientras Europa continuaba llenando sus reservas de cara al invierno, según datos de seguimiento de buques de LSEG.

Las exportaciones estadounidenses de GNL a Asia el mes pasado alcanzaron los 1,96 Mt, frente a los 1,63 Mt de septiembre, según los mismos datos.

Las exportaciones estadounidenses de GNL a Latinoamérica cayeron en octubre a 0,57 Mt, por debajo de los 0,63 Mt de septiembre, mientras el continente sudamericano algunos países se preparan para los meses más cálidos del verano, según datos de seguimiento de buques de LSEG.

Egipto, por su parte, compró cinco cargamentos por un total de 0,43 Mt, menos que los 0,5 Mt adquiridos en septiembre, según los datos.

Dos cargamentos se enviaron a Senegal por un total de 0,1 Mt, y otros dos estaban en proceso de confirmación de pedidos por otros 0,1 Mt, según datos de seguimiento de buques de LSEG.

Precios

En octubre, el gas se cotizó a 10,88 dólares por millón de BTU en el mercado de referencia europeo Dutch Title Transfer Facility (TTF), frente a los 11,13 dólares de septiembre. En el mercado de referencia Japan Korea Marker (JKM) en Asia, el precio promedio de octubre fue de 11,11 dólares, en comparación con los 11,32 dólares de septiembre.

Los precios del TTF y del JKM fueron tan similares que ofrecieron pocos incentivos a los exportadores estadounidenses de GNL para cambiar sus ventas del mercado europeo al mercado asiático, más distante.

Fuente: Reuters

GNL GLOBAL

QatarEnergy

QatarEnergy adjudica contrato EPC para proyecto CAC, uno de los más grandes del mundo
QatarEnergy adjudica contrato EPC para proyecto CAC, uno de los más grandes del mundo 631 574 GNL GLOBAL

QatarEnergy adjudicó a Samsung C&T Corporation el contrato de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) para un proyecto histórico de captura y almacenamiento de carbono (CAC) que abastecerá las instalaciones de producción de GNL existentes de QatarEnergy en la Ciudad Industrial de Ras Laffan.

El nuevo proyecto capturará y almacenará hasta 4,1 millones de toneladas de CO₂ al año, convirtiéndose en uno de los más grandes de su tipo en el mundo y posicionando a Qatar a la vanguardia del despliegue global de captura de carbono a gran escala, reforzando su liderazgo en el suministro de energía responsable y sostenible.

Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado de Asuntos Energéticos, Presidente y Director Ejecutivo de QatarEnergy, celebró la concesión del contrato como un paso importante y declaró: “Este proyecto clave consolida nuestras crecientes capacidades de captura y almacenamiento de carbono (CAC), lo que refuerza nuestra posición como proveedor confiable de energía asequible y baja en carbono. Todos nuestros proyectos de expansión de GNL implementarán tecnologías de CAC, con el objetivo de capturar más de 11 millones de toneladas anuales (MTPA) de CO₂ para 2035”.

El Ministro añadió: “Al implementar aspectos ambientales clave de la estrategia de sostenibilidad de QatarEnergy, nuestros proyectos de CAC permitirán una reducción significativa de las emisiones de gases de efecto invernadero y respaldarán en gran medida el Plan Nacional de Acción contra el Cambio Climático de Qatar. Para lograrlo, nos complace asociarnos con Samsung C&T Corporation y esperamos con interés la exitosa ejecución de este proyecto de escala mundial”.

QatarEnergy lanzó su primer proyecto de CAC en 2019 con una capacidad de 2,2 MTPA. Otros dos proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CAC) en curso darán servicio a los proyectos de expansión de North Field East y North Field South, capturando y almacenando 2,1 MTPA y 1,2 MTPA de CO2 respectivamente.

GNL GLOBAL

TotalEnergies

Pouyanne: «El proyecto de GNL en Mozambique aún cuesta 20.500 millones de dólares»
Pouyanne: «El proyecto de GNL en Mozambique aún cuesta 20.500 millones de dólares» 700 552 GNL GLOBAL

La petrolera francesa TotalEnergies podrá reactivar rápidamente su proyecto de GNL en Mozambique, con un presupuesto de 20.500 millones de dólares, según declaró el director ejecutivo, Patrick Pouyanne, a los inversores el jueves.

Pouyanne afirmó que los medios de comunicación interpretaron erróneamente su carta al presidente de Mozambique, en la que solicita la aprobación de un aumento de costes de 4.500 millones de dólares debido a la paralización del proyecto durante cuatro años por fuerza mayor.

«Quiero ser muy claro y contundente en este punto: el presupuesto inicial rondaba los 15.500 millones de dólares; 4.500 millones corresponden a lo que hemos gastado en los últimos años. Por lo tanto, el total no es de 25.000 millones de dólares, sino de 20.500 millones», declaró Pouyanne.

La semana pasada, Total levantó la declaración de fuerza mayor sobre el proyecto, pero la reactivación definitiva depende de que el gobierno mozambiqueño apruebe un presupuesto mayor.

En 2020, Total firmó un acuerdo de financiación de deuda sénior por valor de 14.900 millones de dólares para el proyecto. En aquel momento, el director financiero Jean-Pierre Sbraire describió el coste del proyecto como 20.000 millones de dólares, y Total financiaría los 5.000 millones de dólares restantes no cubiertos por los préstamos.

GNL GLOBAL

Precios spot del GNL en Asia aumentan ligeramente

Precios spot del GNL en Asia aumentan ligeramente
Precios spot del GNL en Asia aumentan ligeramente 1380 810 GNL GLOBAL

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) en Asia aumentaron ligeramente durante la semana pasada. Los altos inventarios y la débil demanda regional han estado contrarrestando el efecto de las bajas temperaturas en el norte de China y los riesgos asociados a nuevas sanciones sobre el GNL ruso.

De acuerdo con el informe semanal de precios, publicado por la agencia Reuters, el precio promedio del GNL para las entregas en diciembre al noreste de Asia (LNG-AS) se situó en 11,20 USD/MMBtu, ligeramente por encima de los 11,10 USD/MMBtu de la semana anterior, según estimaciones de fuentes del sector.

Asia: equilibrio entre clima frío y abundante oferta

De acuerdo con Go Katayama, analista de GNL y gas de Kpler, “una ola de frío temprana en el norte de China elevó la demanda inmediata y brindó soporte regional a los precios”. Sin embargo, advirtió que el aumento de la producción doméstica de gas en China, junto con inventarios elevados y una demanda más débil en Tailandia, podrían mantener el mercado bajo presión en los próximos días.

Katayama añadió que estas presiones bajistas se equilibran con una mayor demanda de calefacción en Corea del Sur y el norte de China, además del impacto potencial de las sanciones sobre el GNL ruso, recientemente adoptadas por la Unión Europea.

En Japón, se espera un aumento de la demanda de calefacción hacia finales de mes debido a temperaturas por debajo del promedio estacional, aunque esto aún no se ha traducido en mayores compras spot, señaló Martin Senior, director de precios de GNL en Argus.

Europa: mercado estable pese a sanciones y clima frío

En Europa, los precios del gas retrocedieron el viernes, tras las alzas de la sesión anterior, que habían sido impulsadas por la preocupación en torno al nuevo paquete de sanciones de la Unión Europea contra Rusia, el número 19, que incluye una prohibición a las importaciones de GNL ruso.

La negociación en el hub TTF se mantuvo moderada durante la semana que finalizó el 17 de octubre. Según el analista independiente Seb Kennedy, las posiciones netas largas de fondos y actores comerciales permanecieron estables, lo que refleja confianza en la estabilidad del suministro europeo a corto plazo, aunque el número de fondos con posiciones activas alcanzó un máximo histórico de 438, lo que podría aumentar la volatilidad futura.

Katayama (Kpler) destacó que, para esta próxima semana, los precios se mantendrán estables, con suficiente suministro por gasoductos y GNL, mientras que una fuerte generación eólica reduce la demanda de gas para generación eléctrica. No obstante, temperaturas por debajo del promedio y tensiones geopolíticas renovadas podrían limitar las caídas.

Según Aly Blakeway, gerente de GNL Atlántico en S&P Global Commodity Insights, Europa entra al invierno con niveles de almacenamiento más bajos que en los dos años anteriores, por lo que podría observarse una fuerte demanda desde Europa Central y del Este para sustituir los volúmenes rusos durante la temporada de calefacción.

  • S&P Global Commodity Insights evaluó su marcador North West Europe LNG Marker (NWM) para entregas en diciembre en 10,534 USD/MMBtu (DES), con un descuento de 0,55 USD/MMBtu respecto al contrato futuro del TTF. Por su parte, Argus estimó el precio en 10,550 USD/MMBtu, y Spark Commodities en 10,421 USD/MMBtu para los cargamentos de octubre.

Fletes: repunte en el Atlántico y el Pacífico

Las tarifas globales de flete de GNL mostraron una tendencia alcista durante la semana pasada.

De acuerdo con Qasim Afghan, analista de Spark Commodities, el arbitraje desde EE. UU. hacia el noreste de Asia a través del Cabo de Buena Esperanza está incentivando el envío de cargamentos estadounidenses a la región. Las tarifas en el Atlántico subieron por segunda semana consecutiva, alcanzando los 34.500 USD/día. Mientras que, en el Pacífico, los fletes aumentaron por primera vez en nueve semanas, hasta 28.250 USD/día, reflejando un mayor movimiento de buques ante el inicio de la temporada invernal.

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Exportaciones de gas natural de EE. UU. a México alcanzan nuevos récords

EIA: Exportaciones de gas natural de EE. UU. a México alcanzan nuevos récords
EIA: Exportaciones de gas natural de EE. UU. a México alcanzan nuevos récords 948 590 GNL GLOBAL

De acuerdo con un informe publicado por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), las exportaciones de gas natural de EE. UU. a México promediaron 7,5 mil millones de pies cúbicos por día (MMpc/d) en mayo de 2025, esto es la mayor cantidad registrada en cualquier mes, debido al aumento de la demanda de gas natural en México, particularmente en el sector eléctrico.

Según los datos de la agencia, las exportaciones de gas natural de EE. UU. a México promediaron 6,4 MPC/d en 2024, un aumento del 25% en comparación con 2019 y el nivel más alto registrado desde 1975.

El consumo total de gas natural en México aumentó de 7,7 MPC/d a 8,6 MPC/d durante el mismo período, concentrándose la mayor parte del crecimiento en el sector eléctrico mexicano.

Las exportaciones de gas natural de Estados Unidos ingresan a México a través de cuatro corredores principales: Sur de Texas, oeste de Texas, Arizona y California, con una capacidad combinada de aproximadamente 14,8 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) y una tasa de utilización aproximada del 43% en 2024. Diversos factores limitan las exportaciones de gas natural estadounidense a México, entre ellos:

Restricciones en la infraestructura de ductos de México, incluyendo la construcción de nuevos ductos y retrasos en la tramitación de permisos.

Capacidad limitada de almacenamiento de gas natural en México.

En 2024, las exportaciones por gasoductos desde el oeste y el sur de Texas representaron, en conjunto, el 91% de las exportaciones de gas natural de Estados Unidos a México. El corredor del sur de Texas conecta el Eje de Agua Dulce con el noreste de México. El gas natural de la Cuenca Pérmica, en el oeste de Texas, abastece principalmente al noroeste, centro y suroeste de México a través de diversos sistemas de gas natural en México. Las exportaciones del oeste de Texas aumentaron de 0,6 Bcf/d en 2019 a 1,8 Bcf/d en 2024. El aumento de las importaciones estadounidenses se vio facilitado por la puesta en servicio de ductos de conexión adicionales en el centro y suroeste de México en los últimos años.

México planea continuar expandiendo su red nacional de gasoductos para satisfacer el crecimiento potencial de la demanda, indicó la EIA.

El gas natural importado del corredor Sur de Texas a través del gasoducto Sur de Texas-Tuxpan tiene acceso a terminales de gas natural licuado (GNL), centrales eléctricas y otros usos de la demanda. El gasoducto se conecta con el Gasoducto Puerta al Sureste, un gasoducto marítimo que se completará en 2025 y que está diseñado para suministrar gas natural a nuevas centrales eléctricas en la Península de Yucatán.

En 2022, los tramos de los ductos Tula–Villa de Reyes y Tuxpan–Tula iniciaron operación parcial, y se prevé su plena operación en 2025. Se espera que el gasoducto Energía Mayakan amplíe la infraestructura de gas natural en la península de Yucatán para 2025. Los desarrolladores del ducto Centauro del Norte, que proporcionará capacidad adicional a las centrales eléctricas de ciclo combinado del noroeste de México, iniciaron su construcción en 2025.

El GNL se exportó por primera vez desde México en agosto de 2024 desde el proyecto Fast LNG Altamira Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) 1. Dos proyectos adicionales de exportación de GNL, Fast LNG Altamira FLNG 2 y Energía Costa Azul, se encuentran actualmente en construcción con una capacidad combinada de 0,6 Bcf/d, abasteciéndose con importaciones de gas natural de EE. UU. Los gasoductos de apoyo, como el Sur de Texas–Tuxpan y la expansión del Gasoducto Rosarito, facilitan estos proyectos de exportación de GNL.

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