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Novatek firmó acuerdos para el suministro de GNL a largo plazo con Zhejiang Energy y ENN

Novatek firmó acuerdos para el suministro de GNL a largo plazo con Zhejiang Energy y ENN 650 433 GNL GLOBAL

El productor independiente de gas natural más importante de Rusia, Novatek, aseguró dos acuerdos para el suministro de gas natural licuado (GNL) a dos importantes distribuidores de gas natural de China, ENN y Zhejiang Energy.

El primer acuerdo fue firmado entre su subsidiaria, NOVATEK Gas & Power Asia Pte. Ltd., y Zhejiang Energy Gas Group Co., Ltd, para el suministro de 1 millón de toneladas anuales de GNL por 15 años.

Según se informó, el GNL provendría de la producción del proyecto Arctic LNG 2 y con entregas en las terminales regasificadoras de Zhejiang Energy en China, bajo condiciones Deliver Ex Ship (DES).

La empresa rusa acotó que este contrato un acuerdo marco suscrito por ambas partes en el Foro Económico Internacional de San Petersburgo en junio de 2021. 

El segundo acuerdo, firmado entre NOVATEK Gas & Power Asia Pte. Ltd. y ENN, prevé el suministro de aproximadamente 0,6 millones de toneladas de GNL por año del proyecto Arctic LNG 2 por un periodo de 11 años.

El GNL se entregará en forma de DES a la terminal de recepción de GNL de Zhoushan de ENN en China.

El proyecto de GNL de NOVATEK, Arctic LNG 2, prevé la construcción de tres trenes de licuefacción de GNL de 6,6 millones de toneladas anuales cada uno para una capacidad total de GNL de 19,8 millones de toneladas, así como una capacidad acumulada de producción de gas condensado de 1,6 millones de toneladas anuales.

Según declaraciones de Leonid Mikhelson, presidente de la junta directiva de NOVATEK, «Hemos alcanzado otro hito en la comercialización exitosa de la parte de GNL de NOVATEK que será producido por nuestro proyecto Arctic LNG 2». Señaló también que «este es otro acuerdo compra-venta de GNL para entrega al mercado chino, que está en línea con nuestra estrategia de GNL para expandir las ventas a la región de Asia-Pacífico con su creciente demanda de gas natural de combustión limpia».

Por parte de ENN LNG, se trata del segundo contrato de compra de GNL a largo plazo suscrito en los últimos meses. En octubre de 2021, la empresa china anunció en su página la firma de un acuerdo para la compra de 0,9 millones de toneladas anuales de GNL a la estadounidense Cheniere Marketing LLC. Se trata de un acuerdo en términos Free On Board por 13 años y que entrará en vigencia en julio de 2022. 

Los participantes del Proyecto incluyen: NOVATEK (60%), TotalEnergies (10%), CNPC (10%), CNOOC (10%) y Japan Arctic LNG, un consorcio de Mitsui & Co, Ltd. y JOGMEC (10%).

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Precios del GNL en Asia

Precios del GNL en Asia aumentan ligeramente impulsados por el aumento de los precios del gas en Europa

Precios del GNL en Asia aumentan ligeramente impulsados por el aumento de los precios del gas en Europa 800 532 GNL GLOBAL

A pesar de la escasa demanda en Asia, el precio spot del gas natural licuado (GNL) en los mercados asiáticos aumentó ligeramente la semana pasada, impulsado por el alza en los precios del gas en Europa.

De acuerdo con el informe de la agencia Reuters, publicado el viernes pasado, el precio promedio de GNL para las entregas de febrero, al noreste de Asia LNG-AS, registró el rango entre los USD 34,20- USD 34,40 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), esto entre USD 0,40 – USD 0,60 centavos más que el precio registrado la semana anterior, dijeron fuentes de la industria.

Precios en Europa

Según indicó la agencia, el precio ligeramente más alto se debió en parte a las ganancias en los precios de referencia europeos del gas en el centro holandés TTF registrados durante la primera semana de 2022.

Luke Cottell, líder de EMEA LNG Analytics en S&P Global Platts., dijo a Reuters «Gran parte del aumento (de esta semana) se puede atribuir a las ganancias en los precios europeos durante la última semana, con el Japón-Corea-Marker (JKM) moviéndose al alza en tándem mientras busca mantener Asia-Pacífico y Medio Oriente y Norte. Suministros puntuales de África dentro de la cuenca».

«Aunque los precios del gas holandés se enfriaron a fines de diciembre, han vuelto a subir esta semana debido a los continuos bajos suministros de gasoductos de Rusia y una ola de frío«, dijo la agencia, agregando «esto continúa incentivando que los cargamentos de GNL lleguen a Europa.

La brecha de gas en Europa impulsa las exportaciones de GNL de EE. UU. a un récord

Este mes, al menos unos 30 buques de GNL están programados para llegar a puertos británicos, holandeses y belgas hasta el momento, y casi la mitad proviene de los Estados Unidos, dijo Reuters.

Las entregas netas de GNL a Europa aumentaron a su promedio mensual más alto en diciembre pasado desde abril de 2021 de 356 millones de metros cúbicos (mm3) por día, un aumento de 89 millones de metros cúbicos por día año con año, dijo Cottell.

Mientras la demanda en Europa por cargamento de GNL aumenta, Reuters destacó que la demanda asiática seguía siendo escasa, debido en gran parte a los pronósticos de que las temperaturas continuarán cerca o por encima de los niveles normales en las próximas semanas y que los inventarios continúan siendo bastante altos.

«Los inventarios de GNL y carbón tienen una tendencia alta en la mayoría de los países, y la demanda sigue siendo tibia, y es poco probable que la mayoría de los compradores estén dispuestos a igualar el TTF en caso de otro aumento en el índice de referencia europeo», dijo Wei Xiong, analista senior de Rystad Energy.

«Como tal, la confianza es alta, y la mayoría de los mercados ignoraron el anuncio de Indonesia de una prohibición de exportación de carbón en enero. Sin embargo, algunos compradores aún están evaluando el impacto total de la prohibición», agregó Xiong.

Suministro de Carbón

Indonesia, el mayor exportador de carbón del mundo, suspendió las exportaciones de carbón el 1 de enero después de que la empresa estatal de energía reportara niveles de inventario de carbón peligrosamente bajos.

El viernes, los funcionarios indonesios dijeron que tenían como objetivo concluir las discusiones el fin de semana sobre si levantar la prohibición a las exportaciones de carbón.

Suministros

La agencia también informó que la producción en el proyecto de GNL flotante Prelude de Shell, ubicado frente a la costa del noroeste de Australia, permanecería detenida hasta que se demuestre que puede operar de manera segura después de un incendio en diciembre.

Según indicó Rystad Energy, esto podría sacar del mercado al menos 1,5 millones de toneladas de producción este año 2022, aludiendo a que algunos compradores deberán buscar suministros alternativos.

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Exportaciones-de-GNL-de-EE.UU_.-2021

EE.UU. se convierte por primera vez en el principal exportador de GNL del mundo

EE.UU. se convierte por primera vez en el principal exportador de GNL del mundo 965 561 GNL GLOBAL

Durante el pasado mes de diciembre, las exportaciones de gas natural licuado (GNL) procedentes de las instalaciones de licuefacción ubicadas en los EE. UU. sobrepasaron a las exportaciones de Qatar y Australia.

Según datos rastreados por la agencia Bloomberg, EE.UU. se habría convertido en el primer exportador mundial de GNL por primera vez en diciembre. Notablemente, el aumento fue impulsado por un significativo incremento en los precios del gas que aumentó el número de entregas de GNL a Europa.

Aumento en los envíos a Europa

De acuerdo con Alex Froley, analista de la empresa de servicios y datos de energía ICIS, Europa habría importado alrededor de 2,5 millones de toneladas de GNL de EE.UU. en diciembre de 2021, esto es un millón de toneladas más que en diciembre de 2020.

Froley destacó que EE.UU. había recientemente alcanzado tasas récord de producción de GNL, después de la puesta en marcha del sexto tren de 4,5 millones de toneladas anuales en Sabine Pass y que además había estado enviando un mayor número de cargamentos a Europa después de que los precios spot del gas se dispararon en el Reino Unido y los Países Bajos a mediados de diciembre.

Exportaciones de GNL estadounidense en 2021

Según indicaron los datos de seguimiento de barcos compilados por Bloomberg, en 2021, EE.UU. registró un récord de 1.043 cargamentos, de los cuales las entregas al mercado de Asia representaron casi la mitad de los destinos y Europa un tercio.

Bloomberg dijo además que la producción de gas en los EE.UU. había aumentado aproximadamente un 70% desde 2010 y que se espera que la nación alcance la mayor capacidad de exportación de GNL del mundo para fines de 2022, una vez que la planta Calcasieu Pass de Venture Global LNG entre en funcionamiento.

Competencia por el primer lugar

Si bien las exportaciones de GNL de diciembre coronaron a EE.UU. en el primer puesto el pasado mes de diciembre, Bloomberg destacó que las exportaciones estuvieron a penas por encima de las de Qatar y Australia, añadiendo que en una eventualidad de cualquier problema de producción podría afectar la posición del primer exportador.

Qatar está planeando su gigantesco proyecto de expansión, North Field, que se espera entrará en funcionamiento a fines de la década de 2020, lo que podría consolidar a la nación del Medio Oriente como el principal proveedor del combustible, dijo Bloomberg.

«Qatar y los EE. UU. competirán por ser los mayores productores de GNL del mundo durante la próxima década», dijo Muqsit Ashraf, director gerente senior de la práctica energética global de Accenture.

En diciembre, EE.UU. registró un aumento de siete veces con respecto a hace cinco años, cuando la mayor parte de la infraestructura necesaria para exportar el combustible fuera del país aún no existía.

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Exportaciones-semanales-de-GNL-EE.UU_.-al-5.01.2022-Planta

Exportaciones semanales de GNL estadounidense alcanzan 24 cargamentos

Exportaciones semanales de GNL estadounidense alcanzan 24 cargamentos 807 499 GNL GLOBAL

Las exportaciones estadounidenses de gas natural licuado (GNL) aumentaron durante la semana terminada en el 5 de enero 2022.

De acuerdo con el Informe Actualización Semanal de Gas Natural publicado por la Administración de Información de Energía (EIA) , un total de 24 cargamentos partieron desde las seis instalaciones de exportación de GNL ubicadas en los EE.UU.. Según indicó la agencia, esto es tres cargamentos por arriba de los registrados la semana pasada (ver gráfico).

Exportaciones semanales de GNL estadounidense. Fuente: Informe Actualización Semanal de Gas Natural publicado por la EIA

Según el informe de la EIA, las 24 embarcaciones registraron una capacidad total de transporte de 88 mil millones de pies cúbicos (Bcf).

Exportaciones de GNL por planta

Durante la semana en revisión, la planta Sabine Pass despachó siete cargamentos, mientras que las planta Corpus Christi y Freeport registraron cinco cargamentos cada una, seguidos de Cameron LNG con cuatro y Cove Point dos cargamentos y uno de Elba Island.

Exportaciones semanales de GNL estadounidense. Fuente: Informe Actualización Semanal de Gas Natural publicado por la EIA

Las entregas de gas natural a las instalaciones de exportación de GNL del 30 de diciembre al 15 de enero 2022 promediaron 11,9 Bcf / d, esto es 0,5 Bcf / d menos que la semana pasada.

La EIA indicó «Por tercer año consecutivo, las exportaciones brutas de gas natural de EE. UU. alcanzaron nuevos máximos en 2021, impulsadas principalmente por el crecimiento de las exportaciones de GNL. Tanto las exportaciones de gasoductos como las de GNL que han aumentado constantemente desde 2015, y fueron más altas en 2021 en comparación con 2020». ….. «La fuerte recuperación de la demanda de gas natural en Asia (particularmente en China), los bajos niveles de almacenamiento de gas natural en Europa y los altos precios internacionales del gas natural respaldaron niveles récord de exportaciones de GNL de EE. UU. En 2021. Esperamos que el crecimiento de las exportaciones de GNL continúe este año con más Las expansiones de la capacidad de exportación se pondrán en servicio entre diciembre de 2021 y el otoño de 2022, y para fines de 2022, la capacidad de exportación de GNL de EE. UU. superará la de Australia y Qatar, los dos mayores exportadores de GNL en la actualidad».

Precios spot en el Henry Hub

El precio spot en el Henry Hub aumentó desde un mínimo semanal de USD 3,40 / MMBtu, el miércoles de la semana pasada a un máximo de $ 3,79 / MMBtu registrado el miércoles de esta semana. Según indicó la agencia, una rápida caída de las temperaturas registrada esta semana hizo que la demanda de gas natural en la región aumentara impulsando un aumento en el precio.

Precios Spot en el Henry Hub. Fuente: Informe Actualización Semanal de Gas Natural publicado por la EIA

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PETRONAS-y-Sabah-lanzan-un-Plan-Maestro-para-el-desarrollo-estrategico-del-gas-natural

PETRONAS y Sabah lanzan un Plan Maestro para el desarrollo estratégico del gas natural

PETRONAS y Sabah lanzan un Plan Maestro para el desarrollo estratégico del gas natural 1015 509 GNL GLOBAL

La estatal de energía de Malasia, PETRONAS y las autoridades del Estado de Sabah celebraron el lanzamiento de un Plan Maestro conjunto para el desarrollo estratégico del gas natural, el cual incluye la construcción de una planta de gas natural licuado (GNL).

En un comunicado, PETRONAS dijo que este Plan Maestro era un testimonio del esfuerzo de colaboración entre ambas partes para perseguir de manera sostenible todo el potencial de la industria nacional del gas natural.

Según indicó PETRONAS, el Plan Maestro subraya tres áreas fundamentales de inversión. La primera es la construcción de una planta de licuefacción de gas natural, con capacidad de 2 millones de toneladas anuales y que estará ubicada en el Parque Industrial de Petróleo y Gas de Sipitang.

La nueva planta brindará oportunidades a Sabah de expandir la distribución de GNL a través del estado, por medio de actividades tales como un sistema de gasoducto virtual, lo que permitirá tener acceso a más negocios comerciales e industriales a utilizar una fuente de energía más limpia, se lee en la nota.

La segunda área de inversión clave es que el Gobierno del Estado de Sabah tomará una participación más importante sobre la comercialización y distribución del gas natural en Sabah, con 120 millones de pies cúbicos estándar de gas diarios disponibles para el desarrollo de industrias claves en ese estado. El comunicado señala que el gas será suministrado desde la Terminal de Petróleo y Gas de Sabah en Kimanis, hasta la Terminal de Gas de Sabah en Tuaran.

En tercer lugar, el plan maestro destaca un conjunto de opciones de derivados petroquímicos para que Sabah atraiga inversores, en función de las necesidades del mercado y las perspectivas futuras, aprovechando la materia prima disponible localmente, apunta el comunicado.

El ministro en jefe de Sabah expresó que “El gobierno estatal continúa desarrollando la infraestructura relativa a los requerimientos de petróleo y gas. Nosotros agradecemos la colaboración de PETRONAS en el Plan Maestro de Gas, incluyendo los esfuerzos para estimular un ecosistema de inversión atractivo y competitivo para los inversionistas.”

Por su parte, el presidente de PETRONAS, Tan Sri Mon Bakke Salleh manifestó: “En nuestro deber como administrador de los recursos de hidrocarburos de la nación, PETRONAS está comprometida a apoyar a Sabah a alcanzar sus aspiraciones con el desarrollo sostenible de la industria del gas natural en ese estado. Nosotros creemos que el Plan Maestro del Gas, que lleva un fuerte testimonio a esta visión compartida que contribuirá en dar forma al futuro paisaje de Sabah para la prosperidad mutua de este estado y de la nación. Esperamos construir una fuerte relación con el gobierno estatal como un socio progresivo que brinda soluciones en materia energética a Sabah.”

Antes de lanzar el Plan Maestro de Sabah Gas, el Ministro Principal Datuk Seri Panglima Haji Hajiji Haji Noor (centro) ofició el nuevo Menara PETRONAS 2 Kota Kinabalu, junto con (desde la derecha) el Secretario de Estado de Sabah Datuk Seri Panglima Sr Haji Safar Untong, Presidente y Grupo de PETRONAS El director ejecutivo Datuk Tengku Muhammad Taufik, el presidente de PETRONAS, Tan Sri Mohd Bakke Salleh, y el director de PETRONAS Carigali Sdn Bhd, Sabah Assets, M Nazlee Rasol. Imagen Cortesía PETRONAS.

En el marco de este evento, Sabah Energy Corporation Sbd Bhd y PETRONAS suscribieron un acuerdo para el suministro de 70 millones de pies cúbicos estándares diarios de gas natural, así como el documento de intercambio de un acuerdo previo para el suministro de 50 millones de pies cúbicos estándares diarios de gas natural.

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Mapa de Egipto

Egipto e Italia se reúnen para impulsar la cooperación bilateral en el área energética

Egipto e Italia se reúnen para impulsar la cooperación bilateral en el área energética 500 321 GNL GLOBAL

Egipto e Italia buscan impulsar la cooperación a través del desarrollo de varios proyectos de gas y petróleo.

El ministro de Petróleo y Recursos Minerales de Egipto, Tareck El Molla, se reunió esta semana con el Embajador de Italia en Egipto, Michelle Quaroni a propósito del desarrollo de varios proyectos que llevarían a cabo de forma conjunta en el área petrolera y gasífera, reseñó el diario local Egypt Today.

El Molla destacó la participación de la empresa italiana ENI, que ha reforzado sus inversiones en Egipto en varias áreas por lo que juega un importante rol en el desarrollo petrolero y gasífero del país, citó el diario.

Entre los temas abordados en la reunión estuvieron los avances en los proyectos liderados por ENI en el Mediterráneo, el Golfo de Suez y en el Desierto Occidental en las actividades de exploración y producción del campo de petróleo y gas natural.

Uno de los proyectos más importantes actualmente llevados a cabo por la empresa italiana son las operaciones del campo Zohr, ubicado en el bloque Shorouk.

Zohr es considerado como el mayor descubrimiento de gas en Egipto y el Mediterráneo con una producción, antes de la pandemia, cercana a los 3 mil millones de pies cúbicos diarios, de acuerdo con información pública de ENI.

Igualmente, la empresa participa en numerosos proyectos en el desarrollo de gas en el país africano.

El diario egipcio destacó que durante la reunión bilateral se revisaron los temas referentes a la cooperación que brindan empresas italianas en el diseño, implementación y financiamiento de nuevos proyectos para desarrollar y expandir las refinerías, en sociedad con Technip Energies Italy S.p.A e Italian Credit Export Agency (SACE).

Ambos países también evaluaron cooperar conjuntamente la exportación de gas natural licuado (GNL), desde la planta Damietta, SEGAS LNG. Recordemos que esta planta, con capacidad para procesar 7,5 mil millones de metros cúbicos anuales, reinició sus operaciones en marzo de 2021, luego de 8 años sin actividad.

En el encuentro, el embajador italiano expresó el interés de las empresas italianas en invertir en Egipto debido a la estrategia que sigue el país de convertirse en un hub de energía para la región.

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ANP.-Producción-Histórica-de-Gas-y-Petróleo-en-Brasil-Nov-2021

ANP: Producción de gas en Brasil crece 8,1% interanual en noviembre

ANP: Producción de gas en Brasil crece 8,1% interanual en noviembre 807 497 GNL GLOBAL

De acuerdo con el Boletín Mensual de Producción de Petróleo y Gas Natural publicado por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), la producción de petróleo y gas natural en Brasil para el mes de noviembre 2021, totalizó 3.711 MMboe/d (millones de barriles de petróleo equivalente por día), de los cuales 2.852 MMbbl/d (millones de barriles por día) fueron de petróleo y 137 MMm3/d (millones de metros cúbicos) de gas natural.

Producción Histórica de Gas y Petróleo de Brasil a Nov 2021. Fuente: ANP

De acuerdo ANP, la producción de petróleo aumentó un 2,7% en comparación con el mes anterior y del 3,5% en comparación con noviembre de 2020. Mientras que la producción de gas natural aumentó un 3,7% en comparación con el mes anterior y del 8,1% en comparación con noviembre de 2020.

Sal

La producción del presal en noviembre ascendió a 2.714 MMboe/d, de los cuales 2.141 MMbbl/d fueron petróleo y 91 MMm³/d de gas natural. Hubo un incremento del 2,8% en relación al mes anterior y del 12% respecto al mismo mes de 2020. La producción del presal se originó en 131 pozos y correspondió al 73,2% del total producido en Brasil.

Uso de gas natural

En noviembre, el uso de gas natural fue del 97,2%. Se pusieron a disposición del mercado 61,7 MMm³/día. La quema de gas en el mes fue de 3,8 MMm³/d, una reducción del 12,8% en comparación con el mes anterior y un aumento del 20,8% en comparación con el mismo mes de 2020.

Origen de la producción

En noviembre, los campos marítimos produjeron el 97,1% del petróleo y el 81,9% del gas natural. Los campos operados por Petrobras representaron el 93,7% del petróleo y el gas natural producidos en Brasil.

En noviembre, el campo Tupi, en la cuenca del presal santos, fue el mayor productor de petróleo y gas natural, registrando 874 Mbbl/d de petróleo y 40,9 MMm3/d de gas natural.

La plataforma Petrobras 77, que produce en el campo Buzios a través de cinco pozos interconectados a ella, fue la instalación con mayor producción de petróleo, con 161.290 Mbbl/d.

La instalación FPSO Cidade de Itaguaí, produciendo en el campo Tupi, a través de 7 pozos interconectados a la misma, fue la instalación con mayor producción de gas natural, produciendo 7.383 MMm³/d.

Estreito, en la cuenca de Potiguar, tuvo el mayor número de pozos productores de tierra: 944.

Tupi, en la Cuenca de Santos, fue el campo marítimo con mayor número de pozos productores: 60.

Campos de acumulación marginal

Estos campos produjeron 439,1 bep/d, 172,8 bbl/d de petróleo y 42,3 Mm³/d de gas natural. El campo Iraí, operado por Petroborn, fue el mayor productor, con 250,5 boe/d.

Otros datos

En noviembre de 2021, 271 áreas otorgadas, cuatro de asignación onerosa y cinco áreas de compartición, operadas por 38 empresas, fueron responsables de la producción nacional. De ellos, 60 son marítimos y 220 terrestres, 13 de los cuales están relacionados con contratos para áreas que contienen acumulaciones marginales. La producción se produjo en 6.166 pozos, 475 marinos y 5.691 terrestres.

El grado API promedio del petróleo extraído en Brasil fue de 28,2 y el 2,3% de la producción se consideró petróleo ligero (> = 31 ° API), el 92,1% de petróleo promedio (> = 22 API y <31 API) y el 5,6% de petróleo pesado (<22 API).

Las cuencas terrestres maduras (campos/pruebas a largo plazo de las cuencas de Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe y Alagoas) produjeron 88.863 Mboe/d, 69.491.000 bbl/d de petróleo y 3,1 MMm³/d de gas natural. De este total, 60.900 boe/d fueron producidos por Petrobras y 27,9 mil boe/d fueron producidos por concesiones no operadas por Petrobras, de las cuales: 15.979 boe/d en Rio Grande do Norte, 10.986 boe/d en Bahía, 534 boe/d en Espírito Santo, 283 boe/d en Alagoas y 183 boe/d en Sergipe.

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Cores.-Consumo-de-gas-en-Espana-nov-2021

CORES: Consumo de gas natural en España aumenta 23% en noviembre

CORES: Consumo de gas natural en España aumenta 23% en noviembre 717 616 GNL GLOBAL

Consumo de gas natural en España aumentó en noviembre 2021, impulsado por un aumento significativo en el consumo del sector eléctrico.

De acuerdo con el Avance Provisional de Consumo, publicado por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), el consumo de gas natural en España aumentó a 39.061 GWh en el onceavo mes de 2021, un aumento del 23 por ciento con respecto a los 31.777 GWh registrados el mismo mes en 2020.

Asimismo, con relación al mes anterior, el consumo de gas natural en noviembre aumentó en un 28 por ciento con respecto al mes de octubre 2021 (ver gráfico).

Consumo de gas en España 2020 vs 2021

De acuerdo con las cifras de CORES, el consumo convencional aumentó 7,2 por ciento a 25.211 GWh, mientras que, el consumo para la generación eléctrica se disparó un 76,6 por ciento a 12.653 GWh, mientras que el de gas natural licuado (GNL) de consumo directo aumentó 11,6 por ciento a 11.197 GWh.

Con relación al acumulado, de enero a noviembre 2021, las cifras de CORES indican que el consumo total aumentó a 337.570 Gwh, un 4,3 por ciento de aumento con respecto al mismo periodo en 2020. El consumo convencional acumulado representó el 73 por ciento del total (245.806 GWh), el consumo eléctrico el 24 por ciento (79.636 GWh), mientras que el de GNL de consumo directo representó un 4 por ciento (12.128 GWh).

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Precios Contratos Futuros en el TTF

Precios del gas en Europa aumentan debido a la escasez de suministros rusos

Precios del gas en Europa aumentan debido a la escasez de suministros rusos 2097 1540 GNL GLOBAL

Los precios del gas en Europa aumentaron más de 10% el martes después de que los bajos suministros de Rusia reavivaron las preocupaciones sobre una crisis energética a medida que se acerca el clima más frío.

Contratos futuros

El contrato diario de referencia en el marcador holandés (TTF front-mont) subió a 29,439 dólares, registrando un aumento del 10,5 por ciento ó USD 2,791 con respecto al día anterior.

Fuente: CME Group contrato diario front mont

De acuerdo con analistas de Engie Energyscan: «Los precios europeos del gas se han recuperado, apoyados por la caída adicional en los flujos rusos, las preocupaciones sobre una posible prohibición de las exportaciones de carbón de Indonesia en enero y las compras técnicas».

Reducción de los suministros rusos

La agencia Reuters informó que el gasoducto que normalmente entregaba gas desde Siberia a Europa, el martes estaba enviando flujos desde Alemania a Polonia por decimoquinto día consecutivo, en lugar del flujo habitual hacia el oeste hacia Europa. Mientras que, los suministros de gas ruso de Ucrania a Eslovaquia disminuyeron.

Según mostraron los datos del operador de red alemán Gascade, los flujos de gas a través del gasoducto Yamal-Europa saltaron el martes en dirección este.

Reuters dijo que los volúmenes en dirección este a través del gasoducto Yamal-Europa habían alcanzado casi los 9,9 millones de kilovatios hora (kWh / h) en el punto de medición de Mallnow en la frontera germano-polaca el martes por la mañana, mostraron los datos, frente a los 5,8 millones de kWh / h anteriores.

Gazprom también redujo el volumen diario de tránsito de gas a través de Ucrania a Europa a unos 50 millones de metros cúbicos (mcm), el nivel más bajo desde enero de 2020, dijo el jefe del operador del sistema de transmisión de gas de Ucrania, indicó la agencia.

Algunos legisladores de la Unión Europea han acusado a Rusia, que suministra más del 40% del gas natural del bloque, de utilizar la crisis como palanca, dijo Reuters.

Dicen que Moscú ha restringido los flujos de gas para asegurar la aprobación para poner en marcha el gasoducto Nord Stream 2 de nueva construcción, que suministrará gas a Alemania. Sin embargo, Rusia ha negado las acusaciones y dice que el gasoducto impulsará las exportaciones de gas y ayudará a aliviar los altos precios en Europa. Ha dicho que está cumpliendo con sus obligaciones contractuales sobre las entregas de gas.

Moscú también niega las afirmaciones de Estados Unidos de que está planeando una invasión de Ucrania, a la que acusa de acumular fuerzas en el este del país.

Consumo de carbón

Una advertencia de Indonesia de que su situación de suministro de carbón es crítica también impulsó el repunte del mercado europeo del gas. Indonesia ha anunciado una prohibición de las exportaciones durante enero para evitar cortes en los generadores domésticos.

Competencia por el GNL

Si bien un aumento en los flujos de gas natural licuado (GNL) a Europa contribuyeron a aliviar los precios a fines del año pasado, analistas creen que esta tendencia podría retroceder nuevamente a medida que se avive la demanda en Asia, lo que aumentaría la competencia por cargamentos spot disponibles, lo que también se suma a factores alcistas de los precios.

Almacenamiento

Uno de los factores que más ha influido en la actual crisis de gas en Europa, sin lugar a duda, ha sido el nivel el almacenamiento. De acuerdo con los datos de Gas Infrastructure Europe, el almacenamiento de gas europeo se midió por última vez al 56,3% de su capacidad y se mantiene por debajo del promedio de cinco años a pesar de que se reabasteció entre el 30 de diciembre y el 2 de enero, cuando el clima templado y los días festivos redujeron la demanda.

Europa ha estado en el corazón de una crisis energética desde el año pasado, cuando el levantamiento de las restricciones de COVID-19 impuso enormes demandas a las existencias agotadas de gas natural.

Los precios de referencia se han más que quintuplicado desde enero de 2021, presionando a consumidores y empresas y amenazando la recuperación económica de la región.

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Coral Sul

Coral Sul FLNG llega a Mozambique

Coral Sul FLNG llega a Mozambique 860 625 GNL GLOBAL

La unidad flotante de producción de gas natural licuado (FLNG), Coral Sul ya se encuentra en alta mar en Mozambique.

Según los datos de seguimiento de barcos del portal Marine Traffic, la embarcación partió de Puerto de Gohyeon, en Corea del Sur, el pasado 16 de noviembre, y aunque ya se encuentra en aguas de Mozambique, se espera que arribe a su nuevo hogar este miércoles 5 de enero, en donde estará permanentemente amarrada en el campo de gas de aguas profundas para servir al proyecto Coral South.

De acuerdo con la prensa local, el Instituto Nacional de Petróleo (INP) habría anunciado la llegada de las FLNG a la Cuenca Rovuma.

Se espera que la FLNG inicie la producción en la segunda mitad de 2022.

INP dijo además que estaba trabajando para garantizar que la FLNG Coral Sul cumpliera con los requisitos de HSE, destacando la importancia de los planes de emergencia.

Según fue informado, otro equipo inspeccionará la embarcación antes de emitir la licencia de operación.

El 15 de noviembre, se anunció que FLNG estaba lista para partir del astillero coreano Samsung Heavy Industries a su nuevo hogar en Mozambique.

LEER: La FLNG Coral Sul parte a Mozambique

Coral Sul
FLNG Coral Sul, imagen cortesía ENI

La FLNG Coral Sul tiene 432 metros de largo, 66 metros de ancho y pesa alrededor de 220.000 toneladas. La embarcación, que podrá producir hasta 3,4 millones de toneladas por año, representó una inversión de alrededor de USD 7 mil millones.

La FLNG ofrecerá una capacidad total de almacenamiento de GNL de más de 230.000m³ y una capacidad de almacenamiento de condensado de gas de 50.000m³.

La estatal Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) tiene una participación del 10% en el proyecto, al igual que Galp Energía Rovuma y KOGAS Mozambique.

Los permisos del Área 4 en la cuenca Rovuma están en manos de Mozambique Rovuma Venture (70%), la empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH, 10%), Galp Energia (10%) y KOGAS (10%).

Mozambique Rovuma Venture es una empresa conjunta entre Eni (35,7%), ExxonMobil (35,7%) y CNPC (28,6%).

Eni fue la responsable de la construcción y operación de todas las instalaciones aguas arriba, incluida la FLNG, mientras que Exxonmobil dirigirá la construcción y operará todos los trenes de licuefacción e instalaciones en tierra asociadas para el Área-4.

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