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Cheniere Partner -Sabine Pass-

Cheniere venderá mas GNL estadounidense a China

Cheniere venderá mas GNL estadounidense a China 800 527 GNL GLOBAL

La compañía estadounidense de gas natural licuado (GNL), Cheniere Energy Inc anunció este miércoles que su unidad de marketing había acordado la venta y suministro de GNL a la unidad de la compañía china de distribución de gas natural Foran Energy Group Co Ltd.

Según se indicó, Cheniere venderá alrededor de 0,3 millones de toneladas por año (MTPA) de GNL a Foran, a un precio indexado al índice de referencia Henry Hub de Estados Unidos más una tarifa, por un periodo 20 años a partir de enero de 2023.

Jack Fusco, presidente y director ejecutivo de Cheniere dijo «Este acuerdo de GNL a largo plazo respalda los objetivos de Foran y proporciona suministro adicional a medida que China continúa buscando gas natural más limpio y con menos carbono para cumplir con sus objetivos económicos y ambientales».

La escasez mundial de energía, que ha impulsado a los precios del GNL a registrar niveles récord, ha llevado a compradores chinos a asegurar el suministro de GNL y a buscar precios a largo plazo.

Este año, Cheniere ha firmado acuerdos para vender GNL a unidades de la empresa energética francesa Engie SA (0,4-1,2 MTPA), a la empresa anglo-suiza de comercio de materias primas y minería Glencore PLC (0,8 MTPA), a la empresa china de distribución de gas ENN Natural Gas Co Ltd (0,9 MTPA) y con el productor chino de productos químicos y fertilizantes Sinochem (0,9 MTPA a 1,8 MTPA).

Los analistas creen que el acuerdo debería acercar a Cheniere a tomar una decisión de inversión final (FID) para construir la expansión propuesta de la Etapa 3 en su planta de Corpus Christi en Texas, que se espera para 2022, dijo la agencia Reuters.

La etapa 3 agregaría hasta siete trenes de licuefacción de escala media que producirían alrededor de 10 MTPA de GNL.

Los analistas de Tudor, Pickering, Holt and Co dijeron en una nota el miércoles que Cheniere ya vendió alrededor del 80% del GNL que podría producir la etapa 3.

Esta semana, Cheniere anunció el inicio de la producción de GNL en el sexto tren de licuefacción de su planta Sabine Pass.

Contando la producción y capacidad de sus dos plantas, Sabine Pass y Corpus Christi, Cheniere se consolida como el mayor exportador de GNL de los EE.UU.

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GNA I

Siemens construirá la planta de ciclo combinado GNA II en el Puerto de Açu

Siemens construirá la planta de ciclo combinado GNA II en el Puerto de Açu 1143 591 GNL GLOBAL

La compañía Siemens Energy obtuvo un contrato para la construcción, llave en mano, de la central eléctrica de ciclo combinado de 1,7 GW, UTE GNA II, del complejo Gás Natural Açu (GNA) en Brasil.

El proyecto valorado en unos valorado por 1.000 millones de euros (1.100 millones de dólares), forma parte de GNA II, un proyecto integrado de gas natural licuado (GNL) para generar energía, en el puerto de Açu, en Río de Janeiro.

GNA está construyendo su complejo de conversión de GNL a energía en el Puerto de Açu.

El proyecto completo comprende la construcción de dos centrales térmicas (GNA I, GNA II) y una terminal de regasificación de GNL basada en una unidad de regasificación de almacenamiento flotante (FSRU), actualmente en funcionamiento en el puerto, así como también las subestaciones y líneas de transmisión que unen las plantas al sistema interconectado nacional.

La construcción de GNA I se inició en enero de 2018 y entró en operación comercial en septiembre de 2021.

Contrato de Siemens

Bajo el contrato, Siemens Energy entregará una isla de energía completa para GNA II, incluidas tres turbinas de gas de clase HL, cuatro generadores eléctricos, una turbina de vapor y tres generadores de vapor de recuperación de calor (HRSG), así como sistemas de instrumentación y control.

La empresa construirá la central eléctrica en cooperación con su socio del consorcio Andrade Gutiérrez, que será responsable de las obras civiles, de infraestructura y de construcción.

Siemens Energy también acordó proporcionar operación y mantenimiento a largo plazo a la planta de energía.

GNA I y GNA II tendrán una capacidad total combinada de 3GW y podrán satisfacer los requisitos de energía de 14 millones de hogares.

La electricidad de las dos centrales se suministrará a regiones dentro del sistema interconectado nacional, que incluyen Espírito Santo, Minas Gerais y Río de Janeiro.

El miembro de la junta ejecutiva de Siemens Energy, Jochen Eickholt, dijo: “Nuestra participación en este proyecto excepcional refuerza cómo nuestro enfoque integral de conversión de GNL a energía aumenta el valor para nuestros socios y también satisface la necesidad de energía asequible y confiable.

“Este proyecto es estratégico, no solo por su grandeza, sino también por su ubicación geográfica, cerca de los dos principales sistemas de gasoductos de Brasil, en el noreste y sureste del país”.

GNA – Gás Natural Açu – es una empresa conjunta formada por Prumo Logística, bp, Siemens y SPIC Brasil

Prumo Logística, controlada por EIG Global Energy Partners, es responsable de construir la infraestructura portuaria, el desarrollo de proyectos y la integración.

Siemens AG es responsable de suministrar todos los sistemas y equipos en la isla de energía de las plantas, así como la operación y mantenimiento de los proyectos.

bp contribuye a su cartera global de GNL actuando como un proveedor de GNL innovador e integrador para el suministro de plantas térmicas de GNA.

SPIC Brasil aporta toda su experiencia en estrategia de operación y gestión de generación de energía en Brasil y, a través de SPIC Global, con una capacidad instalada total de alrededor de 151 GW en el mundo.

La asociación entre los socios fortalece el desempeño de GNA, al proporcionar tecnología, conocimiento técnico y operativo, así como recursos para desarrollar y operar un Hub de Gas y Energía de clase mundial.

En 2020, la unidad de negocio Siemens Gas and Power se independizó de Siemens AG a través de una separación, dando lugar a Siemens Energy

El desarrollo del Puerto de Açu es uno de los principales proyectos portuarios industriales y de generación de energía en Brasil.

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Cheniere Partner -Sabine Pass-

Cheniere Partners anuncia primer GNL producido en el tren 6 de Sabine Pass LNG

Cheniere Partners anuncia primer GNL producido en el tren 6 de Sabine Pass LNG 800 527 GNL GLOBAL

El desarrollador estadounidense de proyectos de gas natural licuado (GNL), Cheniere Partners anunció este martes que el sexto tren de la planta de exportación Sabine Pass había comenzado a producir GNL, alcanzando un nuevo hito para la compañía.

En su comunicado, Cheniere dijo: «El proceso de puesta en servicio continúa, y Cheniere Partners espera que se logre la finalización sustancial del Tren 6 en el primer trimestre de 2022, aproximadamente 1 año antes de la fecha de finalización garantizada»

«Tras la finalización sustancial, Bechtel Energy Inc. transferirá las operaciones del Tren 6 a Cheniere Partners, y la capacidad de producción total de Sabine Pass LNG será de aproximadamente 30 millones de toneladas de GNL por año».

Cheniere Partners, sociedad establecida por Cheniere Energy, tomó su decisión de inversión final (FID) para el proyecto del tren 6 de la planta Sabine Pass LNG en mayo de 2019. Luego, emitió un aviso para continuar el desarrollo de ese tren con Bechtel en junio de 2019.

Jack Fusco, CEO de Cheniere Partners, dijo: “Este hito es otro logro impresionante de los equipos de Bechtel y Cheniere que continúan poniendo en servicio nuestros trenes de GNL de manera segura antes de lo programado y dentro de los presupuestos del proyecto”.

“Con el aumento de la actividad económica global y la proximidad de la temporada de invierno en los mercados clave de GNL a nivel mundial, proporcionar suministros adicionales de GNL confiable puede ayudar a las empresas, países y comunidades de todo el mundo durante este período de alta demanda . «

Por su parte, Brendan Bechtel, CEO de Bechtel dijo “Estos proyectos de GNL están impulsando la transición energética y permitiendo el acceso a energía más limpia en todo el mundo” .

«Cheniere Partners sigue estando a la vanguardia en la industria del GNL y nos sentimos honrados de desempeñar un papel en la mejora del acceso a esta fuente de energía para las comunidades que la necesitan».

Cheniere Partners posee las plantas Sabine Pass LNG ubicada en Cameron Parish, Luisiana y Corpus Christi, al sur de Texas.

Sabine Pass LNG cuenta con cinco trenes de licuefacción operativos y el tren 6, actualmente en el proceso de su puesta en marcha. En total, esta instalación cuenta con una capacidad de producción total de aproximadamente de 30 millones de toneladas de GNL por año (MTPA).

La planta de GNL de Sabine Pass también cuenta con instalaciones operativas de regasificación que incluyen cinco tanques de almacenamiento de GNL, vaporizadores y dos atracaderos marinos con un tercer atracadero marino en construcción. Cheniere Partners también es propietario de Creole Trail Pipeline, que interconecta la terminal de GNL de Sabine Pass con una serie de grandes gasoductos interestatales.

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Puerto de Itaqui, Brasil

Eneva y Servtec proponen construir una terminal de GNL en el puerto brasileño de Itaqui

Eneva y Servtec proponen construir una terminal de GNL en el puerto brasileño de Itaqui 700 621 GNL GLOBAL

La compañía brasileña Eneva firmó un acuerdo de exclusividad y cooperación con Servtec Investimentos e Participações Ltda. para el desarrollo de una terminal de importación de gas natural licuado (GNL), cerca del Puerto de Itaquim.

La decisión final de inversión o FID de la terminal está sujeta a la realización de estudios técnicos y una evaluación de la viabilidad financiera del proyecto, así como a la obtención de las licencias y autorizaciones necesarias para su implementación.

Según el acuerdo, Eneva tendrá derechos exclusivos sobre el proyecto hasta el 30 de diciembre de 2022 y, después de esa fecha, el derecho de tanteo hasta el 30 de diciembre de 2023, para desarrollar, administrar y operar la terminal de GNL con Servtec a través de la formación de un empresa conjunta, en la que Eneva tendría el 51% del total de acciones y Servtec el 49% restante.

La idea de Eneva es que la terminal funcione como una especie de hub de gas natural en el estado, como pretende hacer la empresa también en la planta de regasificación en desarrollo en Macaé.

La FID podría tener lugar en diciembre, dependiendo de los resultados de la subasta de energía. Esto se debe a que Servtec ya había estado trabajando en un proyecto termoeléctrico en São Luís y tiene planes de participar en la licitación.

Según el director de Eneva, si el socio no logra en la subasta, la idea es buscar, a lo largo de 2022, habilitar el terminal basado en la captación de clientes industriales y la demanda del Complejo Parnaíba -que consume 8 millones de m3/día y serviría como cliente ancla para la planta de regasificación-.

Según informaron fuentes locales, la terminal está siendo diseñada para tener una capacidad de 14 millones de m3/día, aunque el alcance final aún no se ha definido.

Tampoco se indicó la fecha para el inicio de la construcción del proyecto.

El director de marketing, marketing y nuevos negocios de Eneva, Marcelo Lopes, aseguró que la compañía ya tiene «conversaciones avanzadas» con potenciales consumidores. Según Lopes, la terminal de GNL también contribuirá en el futuro a fortalecer el suministro al Complejo Parnaíba. La compañía opera cuatro plantas de energía térmica en el sitio hoy, con una capacidad instalada total de 1,9 GW, y está construyendo dos plantas más por un total de 500 MW.

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Proyectos-Scarborough-y-T2-Pluto-LNG

Woodside anuncia FID sobre los proyectos Scarborough y Pluto LNG T2

Woodside anuncia FID sobre los proyectos Scarborough y Pluto LNG T2 700 630 GNL GLOBAL

El productor australiano de gas natural, Woodside anunció este lunes que había alcanzando la decisión final de inversión (FID) para desarrollar los proyectos Scarborough y Pluto LNG Tren 2, incluidas nuevas instalaciones de gas doméstico y modificaciones al Tren 1 de la planta de gas natural licuado (GNL).

En un comunicado, Woodside dijo que espera que este desarrollo, una inversión de unos USD 12.000 millones (100%, USD 6.900 millones de participación de Woodside), genere un flujo de caja significativo y un valor duradero para los accionistas.

El gas de Scarborough, procesado a través de segundo tren de licuefacción de la planta Pluto LNG, se convertirá en una de las fuentes para las cargas de GNL, con menor intensidad de carbono, entregadas a los clientes en el norte de Asia.

Cortesía Woodside

Se espera una primera carga de GNL procedente del T2 de la planta Pluto LNG para 2026.

De acuerdo con la compañía, las ventas del segundo tren de la planta de GNL alcanzan el 49% de su capacidad, anunciada el pasado 15 de noviembre, asimismo, las métricas de inversión esperadas para el desarrollo integrado son las siguientes:

• Una tasa interna de rendimiento (TIR) ​​superior al 13,5%
• Un costo total de suministro de GNL entregado al norte de Asia de aproximadamente $ 5.8 / MMBtu
• Un período de amortización de 6 años

Las Reservas Totales 2P corporativas generales de Woodside han aumentado aproximadamente un 158% a 2,342.0 MMboe.

La directora ejecutiva de Woodside, Meg O’Neill, dijo que la aprobación del desarrollo del recurso de gas de Scarborough, de clase mundial, había sido un logro histórico para Woodside.

“Las decisiones de hoy colocan a Woodside en un camino transformador. Scarborough será un contribuyente significativo a Los flujos de caja de Woodside, la financiación de desarrollos futuros y nuevos productos energéticos, y los accionistas devoluciones».

Agregando, “Este desarrollo de capital eficiente aprovecha la infraestructura existente de Woodside y nuestra probada experiencia en ejecución del proyecto. Se ha diseñado el modelo de contratación, concepto de desarrollo y estrategia de ejecución para reducir el riesgo de costos y proteger el valor para los accionistas. “El embalse de Scarborough contiene solo alrededor del 0,1% de dióxido de carbono, y el gas de Scarborough procesado a través de la eficiente y ampliada instalación de Pluto LNG respalda los objetivos de descarbonización de nuestros clientes en Asia».

Para la ejecutiva, esta FID estuvo respaldada por un servicio de atención al cliente de calidad con aproximadamente el 60% de la capacidad contratada de Scarborough, incluido el gas doméstico para el proyecto propuesto de urea Perdaman.

“El desarrollo de Scarborough brinda valor a los accionistas de Woodside y beneficios significativos a largo plazo a nivel local y a nivel nacional, incluidos miles de puestos de trabajo, ingresos fiscales y el suministro de gas para exportación y nacional mercados en las próximas décadas «, dijo

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Mapa de México

México prepara licitación para proyecto de GNL en el Puerto de Salina

México prepara licitación para proyecto de GNL en el Puerto de Salina 624 400 GNL GLOBAL

El gobierno mexicano está preparando una licitación para la construcción de una planta de gas natural licuado (GNL) en el Puerto de Salina Cruz, en Oaxaca.

El proyecto de la planta de exportación de GNL a su vez contemplaría la construcción de 355 kilómetros de gasoducto desde Jaltipán, Veracruz, hasta Puerto de Salina para abastecer al creciente sector industrial de esa zona, sin descartar el suministro a la refinería de Salina y gas para la exportación.

La planta también podría suministrar gas a la región mexicana del Pacífico y a los países vecinos.

De acuerdo con las declaraciones de Rafael Marín, director general del programa para el desarrollo del Istmo de Tehuantepec, el principal beneficiario de esta planta sería el sector industrial.

La planta de GNL de Puerto de Salina, forma parte de la cartera de proyectos anunciados por el gobierno en 2020, con el objeto de procurar la inversión de aproximadamente 14.000 millones de dólares americanos para el crecimiento y desarrollo del país.

En cuanto a la planta de GNL, algunos expertos estiman que la inversión pudiera ubicarse en torno a los 3.000 millones de dólares americanos.

El GNL del Puerto de Salina, en teoría, competiría con el GNL de los Estados Unidos, Qatar y Rusia por el mercado asiático, por lo que resulta imperioso que su producción tenga un precio lo suficientemente competitivo como para ganar una cuota en ese reñido mercado.

Dicho punto llama la atención cuando se considera que, si bien este proyecto fue anunciado años atrás, cuando se esperaba que Pemex incrementará sus niveles de producción de gas natural significativamente, hoy en día se estima que esta planta re-exporte el gas estadounidense importado por el gasoducto marino Tuxpan-Texas, cuyo precio está indexado al Henry Hub, por lo que su transporte y proceso de licuefacción elevaría su precio aún más. Sobre este respecto, expertos de S&P Global señalan que el precio del Hub Waha, del Oeste de Texas, pudiera ser una referencia válida para este gas.

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Inventarios de gas natural en los EE.UU. 2016-2021

Inventarios de gas en los EE.UU. terminan la temporada de recarga un 3% por debajo del promedio de cinco años

Inventarios de gas en los EE.UU. terminan la temporada de recarga un 3% por debajo del promedio de cinco años 683 627 GNL GLOBAL

Los inventarios de gas natural en los EE.UU. terminaron la temporada de recarga registrando un 3% por debajo del promedio de cinco años

De acuerdo con un reporte publicado por la Administración de la Información Energética de los EE.UU. (EIA), al 31 de octubre, cierre oficial de la temporada de recarga, los inventarios totales de gas natural en los EE.UU. registraron unos 3,613 mil millones de pies cúbicos (Bcf), esto es 102 Bcf (3%) menos que el promedio de los últimos cinco años (2016-2020) y 284 Bcf (7%) menos que los inventarios totales del año pasado en este momento.

Almacenamiento subterráneo (inventarios) de gas natural en los EE.UU. al final de la temporada de recarga – 1 de abril al 31 de octubre –

Según indicó la EIA, tradicionalmente, el final de la temporada de recarga de gas natural va desde el periodo del 1 de abril al 31 de octubre.

Asimismo, la EIA destacó que los inventarios de gas natural en funcionamiento al comienzo de la temporada de recarga de 2021 registraron los 1,777 Bcf, 26 Bcf (1%) por debajo del promedio de cinco años a pesar de comenzar el invierno 2020/21 con existencias de gas de trabajo de 3,897 Bcf, el cuarto nivel más alto de existencias antes del invierno.

Clima

La ola de frío, al final de la temporada, que contribuyó a un récord de precios spot del gas natural y una fuerte reducción en la producción de gas natural resultó en importantes retiros del almacenamiento.

La EIA estima que las inyecciones netas en almacenamiento totalizaron 1.836 Bcf durante la temporada de recarga, 76 Bcf (4%) menos que el promedio de cinco años y 56 Bcf (3%) menos que la temporada de recarga del año pasado. Las inyecciones netas al almacenamiento fueron más bajas que los niveles de inyección hace un año como resultado de que el crecimiento de la demanda superó el crecimiento del suministro de gas natural durante la temporada de inyección, de acuerdo con datos de IHS Markit.

De acuerdo con la la EIA, el crecimiento de la demanda este año ha estimulado un aumento significativo en las exportaciones de GNL de EE. UU., que promediaron 9.700 millones de pies cúbicos por día (Bcf / d) de abril a octubre, 4,7 Bcf / d más que el año pasado durante ese período. Por el contrario, las cancelaciones de carga de GNL y las interrupciones relacionadas con las tormentas registradas durante el verano de 2020 liberaron más gas natural para inyecciones de almacenamiento.

Aumento en los precios del GNL

Las grandes diferencias entre el precio del gas natural en los Estados Unidos en comparación con los precios en Europa, América del Sur y Asia provocaron un aumento de las exportaciones de GNL de EE. UU. este año en respuesta a la escasez de suministros mundiales de GNL, la recuperación económica mundial y las necesidades de reabastecimiento de existencias de gas natural durante el verano en los principales mercados de ultramar.

Exportaciones a México

Las exportaciones estadounidenses de gas natural a México, que aumentaron un 11% durante la temporada de recarga de este año en comparación con la temporada de recarga del año pasado, también contribuyeron a una mayor demanda de gas natural. En junio de 2021, Estados Unidos estableció un nuevo récord de exportaciones mensuales a México.

Disminución en el consumo de gas natural del sector eléctrico en los EE.UU.

El consumo de gas natural para la generación de energía promedió 33 Bcf / d desde abril hasta octubre de 2021, un 3% más bajo en comparación con la temporada de recarga del año pasado.

Varios factores contribuyeron a una quema de energía sólida en medio de precios más altos del gas natural: menor disponibilidad de energía hidroeléctrica, mantenimiento típico de la temporada intermedia (otoño y primavera) para generadores de gas no natural, temperaturas episódicas más cálidas de lo normal, reservas de carbón disminuidas y retiradas de generadores de carbón estructural.

La reclasificación de Pacific Gas & Electric (PG&E) de 51 Bcf de gas de trabajo base en junio fue otro factor clave que redujo las existencias de verano. Este cambio sin flujo representó el déficit de 46 Bcf con respecto al promedio de cinco años reportado en la región del Pacífico para la semana que terminó el 5 de noviembre de 2021, y alrededor del 40% del déficit con el promedio de cinco años de los 48 estados del Bajo misma semana, indicó la EIA.

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Buque de GNL. Foto Kenna Bravo -GNLGLOBAL-0045

Las tarifas de los buques de GNL alcanzan máximos históricos ante la creciente demanda

Las tarifas de los buques de GNL alcanzan máximos históricos ante la creciente demanda 715 399 GNL GLOBAL

Asia se está abasteciendo de gas natural licuado (GNL) para evitar que se repita la crisis del invierno pasado cuando las temperaturas más frías de lo habitual enviaron los precios spot del GNL en invierno 2020/2021 a máximos récords.

Ahora los precios son aún más altos, pero muchos compradores asiáticos todavía continúan en el mercado spot a pesar del costoso gas en la crisis energética mundial. La creciente demanda de GNL y el aumento de los envíos de gas estadounidense a Asia, incluida China, están elevando las tarifas de flete spot de GNL en la región de Asia Pacífico a nuevos récords.

Esta semana, las tarifas de flete spot de GNL en el Pacífico subieron por encima de los $ 300,000 por día registrando un nuevo récord, dijo el asesor de fletes de GNL Spark Commodities.

El precio spot de los buques tanque de GNL para entregar combustible en diciembre en la región del Pacífico saltó a un máximo histórico de $ 316,750 por día, un 9 por ciento más en comparación con la semana anterior. Esto superó el récord anterior de tarifas de GNL spot establecido el invierno pasado cuando una ola de frío en Asia llevó los precios del GNL y las tarifas de flete a récords.

Esos récords se batieron en las últimas semanas cuando los precios al contado del GNL en Asia subieron muy por encima de los 30 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) el mes pasado. Ahora las tarifas de transporte de GNL también han superado los máximos históricos del invierno pasado y son cinco veces más altas que a principios de septiembre.

Al mismo tiempo, la tarifa de flete al contado de GNL en la cuenca del Atlántico aumentó un 5 por ciento desde la evaluación de la semana anterior a $ 254,250 por día esta semana, según datos de Spark Commodities.

El aumento de los precios y la demanda de GNL comenzaron a impulsar las tarifas de flete spot de GNL a más de $ 200,000 por día en octubre, ya que los comerciantes se apresuraron a reservar embarcaciones para enviar el combustible a mercados hambrientos de energía en Asia. Las tarifas de los buques de GNL se duplicaron con creces solo en octubre en medio de la alta demanda de buques en la crisis energética, dijeron fuentes de la industria a Reuters en ese momento.

Una mayor demanda en Asia y un aumento en las exportaciones estadounidenses a la región, incluida China, probablemente mantendrán el mercado de los buques tanque de GNL ajustado durante el invierno, dicen analistas y ejecutivos de la industria.

«Recientemente ha habido más demanda en Asia de cargamentos de GNL de EE. UU., pero eso también significa más demanda de barcos para llevar GNL al Pacífico», dijo a Bloomberg Joseph Sigelman, director ejecutivo de la firma de logística de gas y GNL AG&P Group, a Bloomberg esta semana.

«La situación para los barcos seguirá siendo difícil durante el resto del invierno», agregó Sigelman.

Además, con la esperanza de evitar una repetición de la congestión del año pasado en el Canal de Panamá, los compradores en Asia también están reservando buques tanque de GNL para viajar desde Estados Unidos a Asia a través del Cabo de Buena Esperanza, que es un viaje más largo que aprieta aún más los costos de los buques de GNL en el mercado, dijeron comerciantes a Bloomberg.

Las exportaciones estadounidenses casi récord de GNL y los envíos récord a China en los últimos meses también han aumentado la demanda de buques para transportar GNL a Asia.

Después de un año sin envíos de GNL de EE. UU. a China entre marzo de 2019 y febrero de 2020, debido a la guerra comercial, las exportaciones estadounidenses a China comenzaron a aumentar hacia fines del año pasado para alcanzar un récord en agosto de 2021, según muestran los últimos datos disponibles de la EIA.

En septiembre de 2021, China era el principal destino de las exportaciones de GNL de EE. UU., mostró el LNG Monthly publicado en noviembre de 2021 por el Departamento de Energía de EE. UU. De acuerdo con esa edición, China recibió 48,6 Bcf de GNL de EE. UU. en septiembre, seguida de Brasil, Corea del Sur, España y Turquía. Esos cinco principales países de destino representaron el 61,4 por ciento de todas las exportaciones estadounidenses de GNL en septiembre, según los datos del DOE.

En lo que va de noviembre, el volumen de alimentación de gas a las instalaciones de exportación de GNL de EE. UU. ha sido más alto que en octubre y cerca del récord mensual de abril de 2021, según los datos de Refinitiv citados por Reuters. En lo que va de noviembre, los volúmenes de gas que fluyen a las plantas de exportación de EE. UU. promediaron 11,1 Bcf / d, frente a los 10,5 Bcf / d del mes pasado, ligeramente por debajo del récord mensual de abril de 11,5 Bcf / d.

Fuente: Oilprice.com | Por Tsvetana Paraskova Traducción y edición libre al Español por GNL GLOBAL

ANP

ANP autoriza a NFE a construir la terminal Gas Sur en Santa Catarina

ANP autoriza a NFE a construir la terminal Gas Sur en Santa Catarina 700 525 GNL GLOBAL

La Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil (ANP) autorizó a principios de este mes la construcción de la Terminal Gas Sur (THS), en Bahía Babitonga, puerto de São Francisco do Sul, en Santa Catarina.

En mayo de este año, la terminal también recibió la Licencia de Instalación Ambiental, emitida por el Instituto del Medio Ambiente (IMA) de Santa Catarina.

La empresa de la empresa New Fortress Energy, que este año adquirió a la empresa Golar Power LNG, llevaba desde febrero a la espera de la autorización de la agencia.

Se espera que esta terminal entre en funcionamiento en el primer trimestre de 2022.

Gasoducto de Transporte Bolivia-Brasil (Gasbol)

Otra opción para ampliar el suministro de Gas Natural al Estado es a través del Gasoducto de Transporte Bolivia-Brasil (Gasbol), el gasoducto que abastece a Santa Catarina. Recientemente, TBG, la empresa que opera el gasoducto, informó la posibilidad de expansión de hasta cuatro millones de m³ diarios de Gas Natural, proyecto que espera la aprobación de la ANP.

La expansión es importante porque Gasbol actualmente opera en el límite de capacidad en el área llamada SC2, que cubre los puntos de entrega de las estaciones receptoras de Santa Catarina, desde Biguaçu hasta Nueva Venecia.

Desde su construcción hace más de 20 años, no ha habido expansión de la capacidad total que hoy es de hasta 30 millones de m³. El gasoducto abastece a otros estados brasileños, como Mato Grosso do Sul, toda la región sur y parte de São Paulo. También está interconectado al sistema de tuberías de transporte de NTS en el sureste y, por lo tanto, puede enviar gas a otras regiones. La expansión del gasoducto podría aumentar la capacidad total en un 13%.

La autorización por parte de la ANP para la terminal en la bahía de Babitonga también incluye la construcción del gasoducto de transporte entre Itapoá-Garuva, de 33 km de longitud, que conecta la terminal de regasificación de GNL desde New Fortress hasta Gasbol.

El proyecto de la Terminal Sur de Gas consiste en una unidad de almacenamiento yregasificación flotante (FSRU) atada a dolfins (estructuras marítimas sobre el nivel del mar, sin conexión a la infraestructura terrestre) en la bahía de Babitonga, a 300 metros de la costa. El GNL será transferido por los buques metaneiros. El proyecto tiene una capacidad de regasificación prevista de 15 millones de m³ de gas natural por día, lo que podría aumentar el suministro de la demanda al Estado en un 179%.

Fuente: SCGÁS

GNL GLOBAL

Exportaciones-semanales-de-GNL-EE.UU_.-al-17.11.2021-Planta

Exportaciones semanales de GNL en los EE.UU aumentan a 22 cargamentos

Exportaciones semanales de GNL en los EE.UU aumentan a 22 cargamentos 826 511 GNL GLOBAL

Las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en los EE.UU. aumentaron la semana pasada, recuperando el ritmo alcanzado a principios de mes.

Según el reporte semanal de gas natural publicado por la Administración de Información de Energía (EIA), durante la semana del 11 al 17 de noviembre las exportaciones de GNL de los EE. UU. aumentaron a 22 cargamentos, esto es tres más con respecto a los registrados la semana previa.

Fuente: Datos semanales de las Exportaciones de GNL en los EE.UU. publicados por la EIA.

Según el reporte de la EIA, los 22 envíos registraron una capacidad combinada de transporte de 79 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de GNL.

Exportaciones de GNL por Planta

Durante la semana en revisión, siete buques con GNL partieron de la planta Sabine Pass, cinco de Corpus Christi, cuatro de Freeport LNG, cuatro de Cameron LNG y dos de la planta Cove Point.

Fuente: Datos semanales de las Exportaciones de GNL en los EE.UU. publicados por la EIA

Según indican los datos del reporte, las entregas de gas natural a las plantas de exportación promediaron los 11,1 Bcf / diarios, esto es alrededor de 0,1 Bcf / d menos que la semana anterior.

Precios spot en el Henry Hub

Los precios del gas natural también aumentaron la semana pasada.

De acuerdo con la EIA, el precio spot en el Henry Hub aumentó desde los $ 4,58 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) registrados el miércoles 10 de noviembre a $ 4,79 / MMBtu el miércoles 17 de noviembre.

Fuentes: Datos Semanales Publicados por la EIA

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