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GNL Quintero proyecto de hidrógeno verde

GNL Quintero, ACCIONA Energía y Enagás se unen en el desarrollo del proyecto “Hidrógeno Verde Bahía Quintero”

GNL Quintero, ACCIONA Energía y Enagás se unen en el desarrollo del proyecto “Hidrógeno Verde Bahía Quintero” 900 569 GNL GLOBAL

La chilena GNL Quintero, en conjunto con las españolas ACCIONA Energía y Enagás se asociaron para desarrollar en la Bahía de Quintero una planta de electrólisis para la generación de hidrógeno verde, a partir de agua (H2O) y electricidad renovable.

El proyecto contempla una inversión estimada de 30 millones de dólares.

De acuerdo con la empresa chilena, la operación del proyecto “Hidrógeno Verde Bahía Quintero” busca ofrecer una alternativa energética limpia y sostenible, contribuyendo al proceso de descarbonización de la matriz energética del país y de la recuperación ambiental de las comunas de Puchuncaví y Quintero, en la Región de Valparaíso.

El proyecto

La planta se emplazará en el Terminal de regasificación de GNL Quintero. Tendrá una potencia nominal de 10 MW y considera una producción inicial del orden de 500 t/año, la cual se irá incrementando de manera gradual en función de la demanda de hidrógeno verde que se genere en la zona.

GNL Quintero proyecto de hidrógeno verde
Imagen cortesía GNL Quintero

Para Antonio Bacigalupo, Gerente General de GNL Quintero: “GNL Quintero surgió como un proyecto país para aportar a la seguridad energética de Chile, lo cual se ha logrado en los más diversos escenarios de estrés energético por los que ha pasado el país en los últimos 12 años. Hoy, para afrontar el desafío de la descarbonización de la matriz energética, ponemos nuestra experiencia con el GNL y conocimiento operacional a disposición de este nuevo proyecto de Hidrógeno Verde destinado a la zona central del país. La operación de GNL Quintero es reconocida por su compromiso con la sostenibilidad, la mantención de altos estándares medioambientales y el desarrollo de la comunidad, y creemos que esta iniciativa ofrece a Quintero y Puchuncaví una posibilidad de avanzar en la solución de los desafíos ambientales de la zona, para lograr que la Bahía de Quintero pueda seguir aportando al desarrollo del país desde una perspectiva sostenible”.

Por su parte, José Ignacio Escobar, Director General para Sudamérica de ACCIONA Energía, afirmó: “Estamos muy entusiasmados con el trabajo conjunto que estamos realizando a través de este proyecto. Contamos con fortalezas necesarias para convertir este proyecto en la punta de lanza del despegue de la producción de hidrógeno verde en Chile, al que aportaremos nuestra experiencia internacional en la producción de energía sostenible y en el desarrollo de infraestructuras resilientes”.

Para el Country Manager de Enagás en Chile, José Antonio de las Heras, “este proyecto supone dar un paso más en nuestra apuesta por los gases renovables (hidrógeno verde y biometano) como vector energético de futuro y nos permite poner en valor nuestra experiencia como compañía de infraestructuras. Estamos convencidos de que Chile cuenta con factores competitivos únicos que le van a permitir jugar un papel clave en el desarrollo del hidrogeno verde, por lo que nuestro compromiso con el proyecto es máximo”.

Hidrógeno Verde

El hidrógeno verde se produce mediante un proceso de electrólisis, que separa las moléculas de agua en moléculas de gases de hidrógeno (H2) y oxígeno (O2), utilizando electricidad proveniente de energías 100% renovables. De esta manera, se garantiza un proceso de producción de combustible libre de emisiones, convirtiéndolo en un recurso inagotable de energía limpia y sustentable, que estará disponible para contribuir al proceso de descarbonización de la matriz energética chilena. Para ello se cuenta con la amplia experiencia de ACCIONA Energía en la generación de energía solar y eólica en Chile, indicó la empresa.

El hidrógeno verde producido puede tener múltiples aplicaciones de reemplazo de otros combustibles en procesos industriales, mineros, en puertos (carbón, diésel, etc.), ya sea sólo o mezclado con gas natural (como “blending”) y en aplicaciones de transporte, entre otros. A futuro, podría inyectarse en las redes de distribución de gas natural para consumo industrial o residencial en distintos puntos del país.

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Técnicas Reunidas

Qatar Petroleum adjudica un contrato EPC a la empresa española Técnicas Reunidas

Qatar Petroleum adjudica un contrato EPC a la empresa española Técnicas Reunidas 500 308 GNL GLOBAL

Qatar Petroleum adjudicó a la empresa española Técnicas Reunidas el proyecto de ingeniería, aprovisionamiento y construcción (EPC) para la expansión de instalaciones terrestres ubicadas en el noreste de la península de Qatar asociadas a la producción del Campo Norte.

Técnicas Reunidas se centra principalmente en proyectos de ingeniería, el desarrollo de plantas industriales para la producción de combustibles limpios y productos petroquímicos, la producción y procesamiento de gas natural, y la promoción de tecnologías avanzadas bajas en carbono, como hidrógeno verde, secuestro de CO2 y captura, biocombustibles, valorización de residuos, etc.

El proyecto de expansión le permitirá a Qatar ampliar la producción de gas natural licuado (GNL) en más de un 40%.

Alcance del Proyecto

El alcance inicial del proyecto, que se ejecutará en 41 meses, es la finalización de un “paquete EPC-3” requerido para la expansión del almacenamiento y carga de productos líquidos que son subproductos del proceso de licuefacción de GNL.

La empresa española indicó que el paquete EPC-3 incluía la construcción de líneas de descarga de productos líquidos, un gasoducto pobre para el suministro de gas a la red de gas nacional de Qatar Petroleum, la expansión de las instalaciones de almacenamiento y carga de productos de Ras Laffan Terminal Operations (RLTO), monoetilenglicol (MEG). La expansión de las instalaciones de almacenamiento y transferencia, y tubería de secuestro de CO2 e instalaciones asociadas en los pozos de inyección de CO2.

El monto inicial del proyecto se ha estimado en más de 500 millones de dólares estadounidenses. Sin embargo, la adjudicación también prevé varias opciones adicionales que Qatar Petroleum puede ejecutar dentro de un período de validez de 3 meses después de la firma del contrato.

«Estas actividades significarán una expansión del almacenamiento y carga de productos líquidos para manejar la expansión futura de dos trenes de GNL adicionales».

«El valor de estas obras aumentaría sustancialmente el monto total del proyecto ya adjudicado a Técnicas Reunidas y se anunciará en una fecha futura tras la ejecución de las opciones por parte de Qatar Petroleum» dijo la empresa en un comunicado.

De acuerdo con Técnicas Reunidas, este acuerdo amplía la labor que viene realizando en Qatar desde 2006.

Qatargas Operating Company Limited, la filial de Qatar Petroleum, organizó la licitación EPC-3 e implementará y supervisará la implementación del proyecto por Técnicas Reunidas en nombre de Qatar Petroleum.

El proyecto de expansión North Field

El campo norte de Qatar Petroleum, ubicado frente a la costa noreste de la península de Qatar, es el campo de gas natural no asociado más grande del mundo.

El proyecto, para el que se ha contratado a Técnicas Reunidas, respalda los planes de Qatar Petroleum de aumentar la capacidad de producción de gas natural licuado (GNL) de Qatar de 77 a 110 millones de toneladas al año. Se espera que la producción adicional de GNL comience a fines de 2025.

Técnicas Reunidas

La empresa española Técnicas Reunidas es una de las empresas más importantes de su sector a nivel internacional, con presencia en 25 países y una trayectoria que suma más de 1.000 plantas industriales a lo largo de sus 60 años de experiencia.

GNL GLOBAL

Mayores Exportadores de GNL

Demanda y suministro, los dos lados del aumento del precio del GNL

Demanda y suministro, los dos lados del aumento del precio del GNL 750 475 GNL GLOBAL

El precio spot del gas natural licuado (GNL) en Asia suele estar en un mínimo estacional en agosto, en lo que históricamente es la temporada intermedia entre la demanda máxima de verano e invierno.

El hecho de que el precio de los cargamentos spot del GNL en Asia (LNG-AS) esté en el nivel más alto para esta época del año desde 2013 se debe en gran parte a la sólida demanda de los principales importadores, como China, y a la determinación de los compradores de garantizar que las existencias de gas natural sean adecuadas para los próximos mese de invierno en el hemisferio norte.

Sin embargo, aunque indudablemente existe un factor de atracción de la demanda detrás del aumento del precio, también vale la pena señalar que la oferta de los principales exportadores como Australia, Rusia y Estados Unidos ha estado por debajo de su potencial en los últimos meses.

Si bien algunos de los principales exportadores, como Qatar, han podido aumentar la producción, ciertamente no ha agregado volúmenes suficientes para satisfacer la sólida demanda de Asia de combustible súper refrigerado.

La evaluación semanal del precio spot terminó en $ 15,50 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) en los siete días hasta el 20 de agosto, por debajo de los $ 17,05 de la semana anterior, que fue el más alto desde el pico del período de demanda del invierno pasado en enero.

Los futuros negociados en Nueva York basados ​​en la evaluación JKM proporcionada por S&P Global Platts JKMc1 terminaron a $ 16,34 por MMBtu el lunes, frente a los $ 15,66 del 20 de agosto, pero por debajo del reciente máximo de ocho meses de $ 17,99 el 18 de agosto.

Los precios spot del GNL han estado subiendo constantemente después de la caída habitual posterior al invierno, en la que la evaluación spot semanal alcanzó un mínimo de $ 5,60 por MMBtu a fines de febrero.

Las presiones de la demanda han sido constantes, con el norte de Asia experimentando un verano más cálido de lo habitual, lo que ha impulsado la demanda de energía, mientras que al mismo tiempo China está experimentando problemas con el suministro de carbón después de cerrar algunas minas nacionales por controles de seguridad e imponer una prohibición informal a las importaciones de los principales exportadores de Australia.

China está preparada para superar a Japón este año como el mayor comprador de GNL del mundo, con importaciones en los primeros siete meses aumentando a 45,84 millones de toneladas, un 24% más que en el mismo período en 2020, según datos compilados por la consultora de materias primas Kpler.

Las importaciones mundiales de GNL también han aumentado año tras año, lo que refleja una recuperación de la demanda a medida que las economías comienzan a recuperarse de la pandemia de coronavirus.

Las importaciones mundiales de GNL fueron de 30,96 millones de toneladas en julio, frente a los 28,2 millones del mismo mes del año pasado, y Kpler estima que los volúmenes de agosto serán de 31,88 millones, por encima de los 28,1 millones del mismo mes de 2020.

INTERRUPCIONES DE MANTENIMIENTO

Pero la recuperación de la demanda es solo una cara de la historia del GNL, ya que las presiones de suministro mantienen el volumen disponible de combustible por debajo del potencial.

Australia, que compite con Qatar por el título de mayor exportador de GNL del mundo, ha experimentado una recuperación en los volúmenes en julio y agosto, pero esto se produjo después de dos meses débiles en mayo y junio, cuando las exportaciones fueron las más bajas desde febrero de 2019.

Se espera que las exportaciones de Australia en agosto sean de 6,91 millones de toneladas, por debajo de los 6,98 millones de julio, pero por encima de los 5,72 millones de junio y los 5,73 millones de mayo, según Kpler.

Es probable que el mantenimiento en varias plantas de GNL esté detrás de la reducción en los volúmenes, y aunque algunas plantas han vuelto a su máxima producción, hay al menos dos trenes de GNL programados para estar fuera de servicio durante gran parte de agosto y septiembre.

Estados Unidos, que ocupa el tercer lugar en las exportaciones de GNL, también ha tenido problemas de mantenimiento, ya que los gasoductos que abastecen a las plantas se han sometido a cambios programados, un proceso que está en curso y que probablemente tendrá un impacto en las exportaciones este mes y septiembre.

Las cargas de agosto se pronostican en 5,7 millones de toneladas, por debajo de los 6,07 millones de julio, pero por encima de los 5,41 millones de junio, según Kpler.

Vale la pena señalar que las exportaciones de GNL de EE. UU. estuvieron muy por encima de estos niveles a principios de este año, siendo las 6,62 millones de toneladas de marzo las más altas registradas por Kpler.

Rusia, el cuarto exportador de GNL, también ha visto recortes de volumen debido al mantenimiento planificado en las plantas, con cortes en la instalación de Sakhalin, así como en la planta de Yamal.

Las exportaciones de Rusia en agosto se pronostican en 1,91 millones de toneladas, igualando el nivel de los 1,90 millones de julio, pero muy por debajo de los 2,59 millones de junio, los 2,8 millones de mayo y los 2,85 millones de abril, según Kpler.

El punto brillante para el suministro es Qatar, con Kpler pronosticando las exportaciones de agosto en un récord de 7,94 millones de toneladas, frente a los 6,43 millones de julio y los 6,2 millones de junio.

Pero el sólido desempeño de Qatar probablemente no compensará la debilidad de los otros grandes exportadores, dejando el mercado ajustado en un momento de fuerte demanda.

Si bien los cambios de mantenimiento eventualmente se completarán, aún queda la duda de si la oferta aumentará lo suficiente para satisfacer la demanda de invierno de Asia, o incluso lo suficiente como para limitar el repunte de los precios spot del GNL.

Mayores Exportadores de GNL

Fuente: Reuters| Artículo original: COLUMN-Demand only one side of LNG price surge, supply cut by outages: Russell | Por Clyde Russell | Traducción y Edición libre al Español por GNL GLOBAL

Precios del GNL en Asia

Precios del GNL en Asia caen por primera vez luego de seis semanas en aumento

Precios del GNL en Asia caen por primera vez luego de seis semanas en aumento 800 532 GNL GLOBAL

Luego de seis semanas en aumento, los precios spot del gas natural licuado (GNL) en los mercados de Asia cayeron la semana pasada.

Precios Spot del GNL

De acuerdo con el reporte semanal de la agencia Reuters, los precios spot del GNL, para las entregas de octubre 2021, al noreste de Asia LNG-AS, cayeron al cierre de la semana pasada a USD 15,50 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), USD 1,55 menos que la semana previa cuando el promedio sobrepasó los USD 17 /MMBtu.

La agencia también indicó que los precios spot del GNL para las entregas en septiembre promediaron los USD 15,20 por MMBtu.

Un reporte de la Agencia Bloomberg indicó que los futuros de gas europeos se desplomaron hasta un 12% el jueves de la semana pasada después de que Gazprom PJSC dijera que el gasoducto Nord Stream 2 entregará 5.600 millones de metros cúbicos de gas iniciales este año.

«Los suministros de Nord Steam 2 no podrían llegar en un mejor momento, ya que la escasez de existencias de gas en Europa sigue disminuyendo considerablemente de un año a otro», dijo Tim Partridge, jefe de operaciones y comercio de la consultora DB Group.

Asimismo, los futuros de petróleo Brent, sobre los que se cotizan la mayoría de los contratos de GNL en Asia, alcanzaron mínimos no vistos desde mayo por las preocupaciones de que los nuevos casos de COVID-19, lo que también podría debilitar la demanda mundial.

Con los precios del gas y el petróleo en Europa cayendo la semana pasada la competencia por el suministro de GNL a corto plazo entre Europa y Asia fue mucho más moderada.

Otro factor que también contribuyó con la caída de los precios spot del GNL la semana pasada fueron las temperaturas. Un clima más templado registrado en los principales países consumidores de GNL en Asia también ayudó a reducir la presión sobre los precios del combustible. Según mostraron los datos meteorológicos de Refinitiv Eikon, se espera que las temperaturas en Seúl y Tokio sean más bajas que el promedio durante las próximas dos semanas.

Movimientos Semanales

PetroChina estuvo buscando cargamentos para su entrega entre el 1 y el 5 de octubre en Tangshan, China, con un descuento de USD 0,40 sobre el JKM, el precio de referencia evaluado por S&P Global Platts.

Engie ofertó a 16,59 dólares por un cargamento de GNL con entrega entre el 30 de octubre y el 3 de noviembre en Pipechina Tianjin, China.

Shell ofreció seis cargamentos de la planta Sabine Pass de Cheniere para entrega entre octubre de 2021 y marzo de 2022.

GNL GLOBAL

Mapa de Brasil

Brasil y Argentina en conversaciones por gasoducto desde Vaca Muerta

Brasil y Argentina en conversaciones por gasoducto desde Vaca Muerta 624 400 GNL GLOBAL

Brasil está negociando con Argentina la construcción de un gasoducto de miles de millones de dólares desde las reservas de gas de esquisto de Vaca Muerta, dijo el presidente brasileño Jair Bolsonaro.

En declaraciones a sus seguidores en las redes sociales, El Presidente dijo que el gasoducto desde Argentina era una de las opciones que su gobierno está considerando reducir el precio del gas en Brasil.

En su transmisión semanal en vivo, Bolsonaro dijo: «Estamos en negociaciones con Argentina por el Gas de Vaca Muerta. Va a pasar algún día, porque no es fácil empezar a importar gas, se necesitan gasoductos».

El embajador de Argentina en Brasilia, Daniel Scioli, propuso el año pasado construir el gasoducto en reuniones con Bolsonaro y su ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque.

Argentina propone un gasoducto que recorre 1.430 kms (888 millas) desde las reservas de gas de esquisto en la provincia de Neuquén hasta la frontera con Brasil en Uruguaiana y otros 600 kms desde allí hasta la ciudad de Porto Alegre, conectando con la red de distribución de gas del sur de Brasil.

Bolsonaro no dijo cómo se financiaría el proyecto.

Los costos se han estimado en USD 3,7 mil millones para Argentina y otros USD 1,2 mil millones para la sección brasileña.

Bolsonaro también dijo que solicitó al ministro de Economía, Paulo Guedes, un estudio sobre la posibilidad de reducir a cero el impuesto a las ventas PIS / Cofins sobre el diésel en enero del próximo año.

Fuente: Reuters

GNL GLOBAL

FSRU BW Tatiana va rumbo al Salvador

BW LNG: la FSRU BW Tatiana está rumbo al Puerto de Acajutla, en El Salvador

BW LNG: la FSRU BW Tatiana está rumbo al Puerto de Acajutla, en El Salvador 612 612 GNL GLOBAL

La compañía de transporte de gas natural licuado (GNL), BW LNG anunció que la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) BW Tatiana ya estaba rumbo a El Salvador.

A través de su perfil en Linkedin, BW LNG dijo este viernes: «El buque FSRU BW Tatiana zarpó del astillero Keppel Tuas en Singapur y está rumbo a su nuevo hogar en el Puerto de Acajutla, El Salvador».

BW Tatiana forma parte del primer proyecto de importación de GNL en El Salvador.

La FSRU estará amarrada permanentemente en el puerto de Acajutla en el Departamento de Sonsonate, en El Salvador, para brindar servicios de regasificación de GNL y alimentar a una central térmica de ciclo combinado gas, también conocida como la planta Energía del Pacífico (EDP), un proyecto integrado de energía a gas natural de 378 MW, actualmente en construcción en el Puerto de Acajutla, Sonsonate, en El Salvador.

Una vez finalizado, EDP cubrirá el 30% de la demanda energética de El Salvador.

El proyecto salvadoreño de energía también incluye un gasoducto subterráneo de gas natural, una línea de transmisión de 230kV de 44km de largo y tres subestaciones.

BID Invest financia proyecto de la terminal de GNL en El Salvador
Imagen cortesía IDB Invest

La FSRU BW Tatiana, con capacidad para 137,000-cbm, fue construida en el 2002 y convertida a FSRU el año pasado por el astillero de Singapur Keppel, esta embarcación será la primera FSRU de Centroamérica.

EDP, propietaria y desarrolladora del proyecto, es una empresa conjunta entre la empresa de generación de energía estadounidense Invenergy y Quantum Energy.

BID Invest otorgó un financiamiento por US $ 128,3 millones, durante 15 años, por la unidad BW Tatiana FSRU para el proyecto de GNL salvadoreño.

Invenergy y BW LNG operarán y mantendrán conjuntamente la FSRU.

El Salvador depende en gran medida de la importación de combustibles líquidos más costosos y contaminantes.

La FSRU es una pieza esencial para la operación de la planta de conversión de GNL a energía del país centroamericano.

Se estima que el proyecto integrado representa una inversión de USD 877 millones, convirtiéndose en la mayor inversión en infraestructura energética registrada en la historia de El Salvador.

GNL GLOBAL

Exportaciones-semanales-de-GNL-EE.UU_.-al-18.08.2021-Por-planta

Exportaciones de GNL estadounidense cayeron 31% esta semana

Exportaciones de GNL estadounidense cayeron 31% esta semana 826 507 GNL GLOBAL

Las exportaciones estadounidenses de gas natural licuado (GNL) cayeron un 31 por ciento esta semana.

De acuerdo con el reporte semanas de gas natural publicado por la Administración de la Información Energética (EIA por sus siglas en inglés), durante la semana del 12 al 18 de agosto, las exportaciones estadounidenses de GNL cayeron a dieciséis envíos, esto no solo registra 5 cargamentos menos con respecto a la semana pasada sino que también representa el número más bajo de cargamentos exportados semanalmente por los EE.UU. desde febrero 2021, cuando una tormenta ártica afectó al estado de Texas reduciendo a mínimos los flujos de gas natural a las plantas de exportación.

Fuente: Datos semanales de las exportaciones estadounidenses de GNL publicados por la EIA

Según indica el reporte, las dieciséis embarcaciones registraron una capacidad combinada de transporte de 57 mil millones de pies cúbicos (Bcf), unos 20 Bcf por debajo del nivel indicado la semana pasada.

Exportaciones de GNL por planta

Con relación a las exportaciones de GNL por planta, el reporte de la EIA indicó que cinco buques de GNL partieron de la planta Sabine Pass, cuatro de la planta Freeport, tres de Corpus Christi, uno de la planta Cameron y otro de la planta Cove Point. Cada planta registró un cargamento de GNL menos con respecto los exportados la semana pasada.

Fuente: Datos semanales de las exportaciones estadounidenses de GNL publicados por la EIA

Si bien las exportaciones semanales disminuyeron, las entregas de gas natural a las plantas aumentaron. De acuerdo con la EIA, durante la semana en revisión, las entregas de gas natural a las plantas de exportación de GNL alcanzaron los 10,7 Bcf/d, esto es unos 0,90 Bcf/d más que el volumen entregado la semana pasada.

Precios Spot

En cuanto a los precios spot en Henry Hub, el principal indicador de gas en el NYMEX, la EIA indicó que los precios spot habían caído esta semana debido a que las temperaturas más moderadas registradas esta semana, en comparación con la semana anterior, habían reducido la demanda de gas para la generación eléctrica.

Según el reporte, del miércoles 11 al miércoles 18 de agosto, el precio spot de Henry Hub cayó desde los USD 4,07 / MMBtu registrados el miércoles pasado a un mínimo semanal de USD 3,86 / MMBtu el miércoles de esta semana.

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Mapa de Brasil

Abegás: Consumo de gas natural en Brasil crece un 33,7% en el 1er semestre

Abegás: Consumo de gas natural en Brasil crece un 33,7% en el 1er semestre 624 400 GNL GLOBAL

El aumento significativo de la demanda en el sector eléctrico, para la generación termoeléctrica a gas, combinado con la recuperación del sector industrial y la relajación de las medidas de aislamiento social adoptadas durante la pandemia contribuyeron al aumento en el consumo de gas natural durante el primer semestre de este año en Brasil.

De acuerdo con la Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (ABEGÁS), el consumo de gas natural en Brasil creció un 33,7 por ciento durante el primer semestre de este año, en comparación con el mismo período de 2020, alcanzando un volumen de 72,05 millones de metros cúbicos por día (m³ / d).

De acuerdo con el presidente ejecutivo de Abegás, Augusto Salomon “El estudio de Abegás apunta a una buena recuperación de la industria, incluso en relación al período prepandémico”.

Consumo por sectores

De acuerdo con los datos semestrales, el consumo de gas natural para el sector eléctrico aumentó 61,78 por ciento en el primer semestre a 31,63 millones de m³ / d.

Asimismo, el sector industrial registró un aumento del 21,29 por ciento, alcanzando los 29,21 millones m³ / d.

El segmento automotriz, el incremento en el consumo de gas natural fue del 16,27 por ciento, registrando los 4,73 millones de m³ / d.

El consumo para la cogeneración se expandió un 3,60 por ciento, a 2,23 millones de m³ / d.

El consumo de gas natural en el sector comercial aumentó en un 7,34 por ciento, a 0,71 millones m³ / d.

En el sector de materias primas el consumo creció en un 17,56 por ciento a 0,62 millones m³ / d.

Sin embargo, contrario a los otros sectores, el consumo residencial de gas natural disminuyó en un 1,52 por ciento en el primer semestre, a 1,32 millones de m³ / d, al igual que otros segmentos en donde el consumo se redujo en un 0,47 por ciento a 0,85 millones m³ / d.

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Mapa de Brasil

Brasil rompe récord de importaciones de GNL, pero puede haber falta de gas para las plantas

Brasil rompe récord de importaciones de GNL, pero puede haber falta de gas para las plantas 624 400 GNL GLOBAL

Con el aumento del despacho termoeléctrico, debido a la crisis del agua en Brasil, el equilibrio entre la oferta y la demanda de gas natural podría sufrir graves tensiones en los próximos meses.

Expertos de la industria han indicado que debido a factores cíclicos y estructurales, es posible que no haya gas para todas las plantas, a pensar de que las importaciones de gas natural licuado (GNL) han alcanzado niveles récord.

Petrobras informó al portal brasilero de noticias, Valor Econômico que ante el aumento de la demanda, está negociando un nuevo contrato interrumpible con Bolivia y “brindando alternativas” para poner a disposición un tercer buque regasificador.

El mercado brasileño está siendo atendido por tres fuentes: la producción nacional, que representa prácticamente la mitad del suministro de gas del país, y por el GNL importado y el gas natural vía gasoducto de Bolivia, que representan una cuarta parte del suministro cada uno, según datos de Petrobras.

El presidente de Gas Energy, Rivaldo Moreira Neto, ha dicho que estas tres fuentes enfrentan actualmente algún tipo de limitación.

Por el lado de las importaciones, Bolivia, que ya entregó más de 30 millones de metros cúbicos diarios (m3 / día) a Brasil en el pasado, ya no tiene la misma capacidad de producción y hoy tiene un contrato con Petrobras para entregas de hasta 20 millones de m3/día.

Wood Mackenzie estima que las importaciones de GNL alcanzaron, en julio, un récord mensual de 28,8 millones de m3 / día. Sin embargo, hay que recordar que ni la terminal New Fortress en Sergipe está conectada a la red nacional de gasoductos, ni la planta de Petrobras en Pecém (CE) cuenta actualmente con buque regasificador.

Por el lado de la oferta nacional, Moreira Neto cita el retraso en las obras del gasoducto Ruta 3, que solo estará listo en 2022. Sin el gasoducto, algunos grandes campos del presal no pueden llevar gas al mercado. Además, el cierre programado del campo Mexilhão y del gasoducto Rota 1 restringirá el suministro en septiembre.

La consultora ve un escenario ajustado en el equilibrio entre la oferta y la demanda térmica potencial para los próximos meses. “En un eventual despacho térmico a máxima capacidad, vemos un contexto de déficit, pero esta posibilidad es pequeña, según la historia. Aun así, vemos una situación de gran estrés en el balance, con las fuentes tradicionales de suministro al límite ”, añadió.

Wood Mackenzie estima que todas las plantas termoeléctricas conectadas a la red integrada de gasoductos demandarán, a plena capacidad, 50,1 millones de m3 / día, frente a un suministro esperado de alrededor de 50 millones de m3 / día. “El equilibrio estaría muy ajustado, sobre todo en las horas punta”, indicó el analista de gas y GNL para Latinoamérica, Henrique Anjos.

Según Anjos, se estima que el consumo de las termoeléctricas estará en el límite de suministro en septiembre, durante el mantenimiento de la Ruta 1. Por tal motivo, la consultora estima que las importaciones de GNL deberían alcanzar un récord el próximo mes.

Moreira Neto explica que, independientemente de factores coyunturales como paros por mantenimiento, hoy en día existen centrales térmicas con problemas de suministro de gas estructural. Menciona a Termofortaleza y Termoceará, en Ceará, que no pueden despachar a plena capacidad dentro de los límites de los gasoductos de la región.

Además, Petrobras desmovilizó la embarcación de la terminal de GNL de Pecém. La planta William Arjona (MS), por su parte, tiene a Bolivia como su principal fuente de suministro, que enfrenta dificultades estructurales para aumentar el suministro a Brasil, lo que se suma a la mayor demanda argentina de gas boliviano en invierno.

Según “Folha de S.Paulo”, la Cámara de Reglas Excepcionales para la Gestión Hidroenergética (Creg) solicitó el cambio de la operación de gas de Termoceará a diesel. Creg también advirtió sobre los riesgos de falta de gas para las plantas William Arjona, Araucária (PR), Cuiabá (MT) y Santa Cruz (RJ). Buscado, el Ministerio de Minas y Energía no hizo comentarios. “No hemos jugado el papel de hogar desde la última crisis hidrológica. No es solo culpa de São Pedro ”, dice Moreira Neto, citando los problemas estructurales del mercado.

El estrés del sistema ocurre en medio de la recuperación de la demanda. Según Abegás, el consumo de gas creció un 33,7% interanual en el primer semestre. El sector industrial creció un 21,3%, hasta los 29,2 millones de m3 / día, y ya supera los niveles prepandémicos.

El director de estrategia y mercado de Abegás, Marcelo Mendonça, no ve el riesgo de desabastecimiento, pero cree en mayores costos para el sector. Los contratos establecen que, en momentos de cierres programados por Petrobras, las distribuidoras pueden verse obligadas a retirar más gas de lo esperado.

La demanda termoeléctrica se disparó 61,8% en el primer semestre. “Esto muestra que la gestión del sistema es defectuosa, que Brasil necesita optimizar las centrales térmicas para preservar los embalses [antes de la crisis del agua]”. Petrobras aclaró que contribuye “activamente” en la búsqueda de soluciones a la crisis del agua.

Fuente: Valor Econômico

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Excelerate Energy

Petrobras retoma proceso de licitación de la terminal Bahía con Excelerate Energy

Petrobras retoma proceso de licitación de la terminal Bahía con Excelerate Energy 700 744 GNL GLOBAL

Petrobras retomó el proceso de arrendamiento de su terminal de regasificación de gas natural licuado (GNL) Bahía con la compañía estadounidense Excelerate Energy.

Recordemos durante el pasado mes de junio, la empresa brasilera Petrobras abrió un segundo proceso de licitación para el arrendamiento de su terminal de regasificación de GNL e instalaciones asociadas (Terminal TR-BA), ubicadas en el Estado de Bahía, al noreste de ese país.

En esa oportunidad, Excelerate Energy fue la única empresa que presentó una propuesta para el arrendamiento de dicho activo. Sin embargo, el 22 de junio, Petrobras anunció que había descalificado la oferta presentada por la empresa estadounidense.

En un comunicado, Petrobras señaló que la propuesta presentada por Excelerate había sido descalificada por no cumplir con las bases de la licitación, señalando que «El Comité de Licitaciones verificó que se trataba de una propuesta vinculada a la inclusión de una nueva condición de rescisión«

Excelerate había ofrecido para el arrendamiento de la terminal 3 millones de reales mensuales durante dos años y medio, o un total de 92,1 millones de reales.

Excelerate admitió que realmente existían condiciones no previstas en la convocatoria y solicitó la reapertura de las negociaciones entre las partes.

Durante el lapso establecido, Excelerate Energy apeló la decisión de descalificación por lo que Petrobras recibió una nueva propuesta de Excelerate para arrendar la terminal de GNL en Bahía.

En la nueva propuesta, la empresa eliminó la condición que había provocado la descalificación de la propuesta anterior.

La terminal TR-BA consiste en un muelle tipo isla con todas las facilidades necesarias para el amarre de una unidad flotante de almacenamiento y regasificación(FSRU) directamente al muelle y una embarcación de suministro. La FSRU no forma parte del proceso de arrendamiento de TR-BA.

El caudal máximo de regasificación de la terminal TR-BA es de 20 millones de m³ / d (@ 1 atm y 20 ° C). El gasoducto que forma parte de la terminal tiene 45 km de largo y 28 pulgadas de diámetro, conectando la terminal TR-BA a dos puntos de entrega, la Estación Reductora de Presión São Francisco do Conde y la Estación de Control de Flujo São Sebastião do Passé.

También se incluyen en el alcance de la transacción los equipos para la generación y suministro de energía eléctrica ubicados en la Terminal Hidrovía de Madre de Deus (TEMADRE), los cuales son parte de la terminal.

La terminal Bahía es una da las cuatro terminales de importación de GNL actualmente operativas en Brasil.

Las importaciones brasilera de GNL se han disparado este año impulsadas por la peor sequía registrada en los últimos 91 años.

Según los datos publicados por Petrobras, el mercado brasileño está siendo atendido por tres fuentes: la producción nacional, que representa casi la mitad del suministro de gas de ese país, y el gas natural importado de Bolivia y en forma de GNL, que representan cada uno una cuarta parte del suministro total.

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