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GNL GLOBAL

Terminal de GNL en Croacia

Croacia recibe el 6to cargamento de GNL estadounidense

Croacia recibe el 6to cargamento de GNL estadounidense 700 410 GNL GLOBAL

El operador de la terminal de importación de gas natural licuado (GNL) de Croacia, LNG Croatia anunció la llegada del primer cargamento de la temporada de verano. El envío también representa el sexto envío de GNL estadounidense descargado en la terminal croata.

En su comunicado, el operador indicó que el buque de GNL «Sestao Knutsen» había llegado a la terminal este jueves 24 de junio.

«Luego de las comprobaciones y pruebas de seguridad, ha comenzado el procedimiento de transferencia de carga del GNL desde el transportista de GNL al buque FSRU «LNG Croatia» indicó el operador.

La terminal de Croacia posee una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) «LNG Croatia» y cuenta con una capacidad de 2.600 millones de metros cúbicos de gas al año.

De acuerdo con el portal de seguimiento marítimo, MarineTraffic, el buque Sestao Knutsen, con capacidad para transportar 138,000-cbm, partió de la planta estadounidense Sabine Pass LNG el pasado 6 de junio con la carga de GNL recibida el día de ayer en Croacia.

La FSRU LNG Croatia recibe al buque Sestao Knutsen. Foto: Cortesía LNG Croatia

Según el operador, se espera que el procedimiento dure hasta la tarde del 25 de junio, cuando el buque Sestao Knutsen dejará la Terminal y el área del puerto de propósito especial, Omišalj-Njivice.

La terminal de GNL de Croacia, ubicada en la isla de Krk, en el norte del Adriático, comenzó a operar el 1 de enero de este año.

A la fecha, Croacia ha recibido un total ocho cargamentos: tres cargamentos de la planta Freeport LNG, un cargamento de la planta Cove Point, uno de la planta Cameron LNG, uno de la planta NLNG de Nigeria y una recarga de la terminal Belga Zeebrugge.

La infraestructura de importación le ha permitido a Croacia diversificar el suministro de gas natural, que hasta ahora había dependido del gas ruso y su propia producción.

GNL GLOBAL

Entregas-de-gas-natural-a-las-plantas-de-exportacion-de-GNL

Platts: Entregas de gas a las plantas de GNL en los EE. UU. se recuperan por encima de los 11 Bcf/d

Platts: Entregas de gas a las plantas de GNL en los EE. UU. se recuperan por encima de los 11 Bcf/d 700 378 GNL GLOBAL

La demanda de gas de alimentación de GNL de EE. UU. alcanzó el 23 de junio el nivel más alto registrado en más de tres semanas, impulsada por las entregas de gas a la plantas Sabine Pass de Cheniere Energy y Cameron LNG de Sempra Energy, según mostraron los datos de la consultora de energía S&P Global Platts Analytics.

Una portavoz de Cheniere se negó a decir si la planta Sabine Pass, la instalación de licuefacción más grande de Estados Unidos, se había sometido a un mantenimiento programado.

Los amplios diferenciales entre el precio del GNL en los mercados de usuarios finales en Asia y Europa y los precios del gas de alimentación basados ​​en el Henry Hub de EE. UU. han incentivado una sólida actividad de exportación desde las costas del Golfo y el Atlántico de EE. UU.

Platts Analytics espera que esas tendencias persistan durante el resto del verano.

Entregas de gas de alimentación a las plantas de exportación de GNL

Según mostraron los datos de Platts Analytics, las entregas de gas de alimentación a las seis principales instalaciones de licuefacción de EE. UU. totalizaron 11,04 Mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) (de acuerdo con las nominaciones para el ciclo matutino). Esto es 1,6 Bcf/d desde el 22 de junio y el nivel más alto alcanzando desde el 1 de junio.

De acuerdo con la consultora, el salto diario en las entregas de gas se debió en gran parte al repunte de los flujos hacia la planta Sabine Pass. Los flujos a Cameron LNG se mantuvieron estables por encima de 1,8 Bcf/d por cuarto día consecutivo, lo que sugiere que el mantenimiento en la instalación, que una portavoz confirmó previamente, ha concluido después de durar aproximadamente dos semanas.

Los netbacks de GNL de la costa del Golfo de EE. UU. de ahora favorecerán fuertemente al JKM durante el resto del verano, dijo la consultora, lo que debería alentar los flujos comerciales récord desde la cuenca del Atlántico a la cuenca del Pacífico, y probablemente requerirá un fuerte repunte en los viajes hacia el este alrededor del Cabo de Buena Esperanza.

La dinámica se ha visto impulsada en parte por la persistente fortaleza de las importaciones chinas, la fuerte demanda de GNL impulsada por el sector energético en Corea del Sur y la oferta plana de GNL en Asia.

Latinoamérica también ha representado otra fuente de fuerte demanda de GNL. La escasez masiva de energía hidroeléctrica en Brasil debido a la peor sequía del país en casi un siglo y una pobre recuperación aguas arriba en Argentina han creado una tensión adicional en los mercados spot globales de GNL este verano, mostraron los datos de Platts Analytics.

Otras instalaciones que aumentaran la demanda de gas de alimentación en el futuro:

En los EE. UU., la demanda de gas de alimentación podría experimentar otro impulso para fin de año, cuando se espera que comience la producción de la terminal Calcasieu Pass de Venture Global en Louisiana y el sexto tren de licuefacción de Sabine Pass. Ese momento sería aproximadamente un año antes para ambos.

Tellurian pronto firmará un contrato de arrendamiento a largo plazo con la autoridad portuaria donde se construirá su instalación Driftwood LNG propuesta en Luisiana para que pueda comenzar a preparar el sitio para la construcción completa.

Después de una pausa de dos años en la actividad comercial firme, Tellurian firmó acuerdos de compra y venta, con una semana de diferencia a fines de mayo y principios de junio, con los comerciantes de materias primas Gunvor y Vitol por un suministro combinado de 6 millones de toneladas anuales de madera flotante.

NextDecade continúa apuntando a una decisión de inversión final en una fase inicial de dos trenes de su proyecto Rio Grande LNG en Texas para fines de 2021. Si bien NextDecade no ha anunciado ningún acuerdo de compra a largo plazo vinculado a Rio Grande LNG desde un acuerdo de 2019 con Shell.

GNL GLOBAL

Sakhalin Energy

Sakhalin LNG de Rusia planea un importante mantenimiento en julio-agosto

Sakhalin LNG de Rusia planea un importante mantenimiento en julio-agosto 800 494 GNL GLOBAL

MOSCÚ (Reuters) – El productor ruso de gas natural licuado (GNL) Sakhalin Energy planea detener la producción durante aproximadamente un mes, a partir de julio, para realizar el mantenimiento, dijo la compañía el jueves, sin dar una fecha precisa del inicio.

Sakhalin Energy dijo anteriormente que la revisión mejoraría la seguridad y reduciría las emisiones de gases de efecto invernadero.

El programa de carga anual de la planta de GNL para 2021 ha tenido en cuenta el mantenimiento, que se acordó hace unos años, dijo la compañía.

La planta Sakhalin-2 produjo y envió volúmenes récord de GNL en 2020, superando los 11,6 millones de toneladas y representando el 3,2% de la demanda mundial de GNL.

La compañía suministra GNL a Asia-Pacífico, con importantes clientes en China, Japón, Corea del Sur y Taiwán.

Los accionistas de Sakhalin Energy incluyen a Gazprom, Royal Dutch Shell y las empresas japonesas Mitsui y Mitsubishi Corp.

Reporte de Reuters | Por Vladimir Soldatkin; Edición de Katya Golubkova y Barbara Lewis | Traducción y Edición libre al Español por GNL GLOBAL

Image: German LNG Terminal

German LNG presentará solicitud para la planificación y construcción de su terminal de GNL

German LNG presentará solicitud para la planificación y construcción de su terminal de GNL 800 450 GNL GLOBAL

La compañía German LNG Terminal GmbH dijo este jueves que espera presentar una solicitud por el permiso de planificación para construir un puerto para la manipulación de gas natural licuado (GNL) en Brunsbüttel.

De acuerdo con el comunicado de la compañía, la solicitud será presentada a la oficina de planificación de transporte en Kiel, capital del estado federado alemán de Schleswig-Holstein, antes del 30 de junio de 2021.

La aplicación cubrirá, entre otras cosas, un embarcadero con dos instalaciones de atraque para barcos de tamaño Q-Max, así como instalaciones para la distribución de GNL por camiones, vagones y barcos más pequeños.

El director gerente de German LNG Terminal GmbH, Rolf Brouwer dijo «Después de la aprobación de la exención por parte de la Comisión de la UE hace un mes, este es otro hito importante para el proyecto en general».

«[Esto] No es solo un paso importante hacia la realización de la terminal de GNL en Brunsbüttel, sino también hacia la construcción de infraestructura para suministrar volúmenes cada vez mayores de fuentes de energía y combustibles climáticamente neutrales «.

De acuerdo con la compañía, la terminal de GNL jugará un papel importante en la futura importación de fuentes de energía y combustibles climáticamente neutros.

Para poder alcanzar los ambiciosos objetivos climáticos, al tiempo que suministrar energías a los consumidores locales y a las industrias de manera rentable, Alemania seguirá dependiendo de las importaciones de energía, destacó la compañía.

La terminal en Brunsbüttel prevé la importación y distribución posterior del GNL. La infraestructura contará con dos tanques de GNL, cada uno de 165.000 m³ de capacidad, y una unidad de regasificación de GNL.

Se espera que la terminal cuente con una capacidad para alimentar a la red cada año con un volumen de hasta 8 mil millones de m3 de gas natural.

Actualmente, German LNG Terminal está finalizando acuerdos vinculantes de capacidad con clientes potenciales.

German LNG Terminal GmbH es una empresa conjunta entre las compañías Gasunie, el proveedor alemán de almacenamiento de tanques Oiltanking GmbH y la empresa de almacenamiento holandesa Vopak LNG Holding.

GNL GLOBAL

Qatar Petroleum CEO Saad Sherida Al-Kaabi

Ministro Al-Kaabi: El enfoque de Qatar es ser el productor de GNL de menor costo

Ministro Al-Kaabi: El enfoque de Qatar es ser el productor de GNL de menor costo 600 386 GNL GLOBAL

El enfoque de Qatar es ser el productor de GNL de menor costo y luego colocar los volúmenes en el mercado que está creciendo más, dijo el Ministro de Estado para Asuntos Energéticos, Saad Sherida Al-Kaabi.

«Qatar es muy disciplinado en lo que hace con respecto a su marketing de GNL», dijo al-Kaabi en una sesión titulada ‘Cambios de energía’ en el Foro Económico de Qatar organizado por Bloomberg.

«No vemos la competencia como competencia … miramos cómo podemos competir mejor con nosotros mismos para ser el productor de menor costo y luego colocar los volúmenes en el mercado que están creciendo más», dijo Al-Kaabi.

En cuanto a los precios del gas, el Ministro dijo: “Realmente no discutimos los precios per se, pero en general vamos con el mercado: su oferta y demanda. Cuando hay abundancia de suministros, los precios bajan y cuando hay escasez, aumentan. Estamos con el mercado ”.

Qatar, dijo, comenzó a descarbonizar el GNL hace mucho tiempo. “Mientras hablamos, estamos capturando o secuestrando 2 millones de toneladas de CO2.

Y con los planes para la Expansión del Campo Norte (como se anunció en el pasado) para 2030, llegamos a alrededor de 9 millones de toneladas de CO2 que serán secuestradas «.

Al hablar de la transición energética, Al-Kaabi dijo que debe recordarse que hay entre 800 millones y 1000 millones de personas que actualmente se ven privadas de las necesidades básicas de electricidad y combustibles básicos.

Así que creo que cuando hablamos de transición, también debemos ser conscientes del hecho de que estamos perjudicando a muchas personas al no brindarles los suficientes suministros de las necesidades básicas que pueden tener y es posible que no puedan pagar algunas de las cosas de las que estamos hablando en transición energética.

“Por lo tanto, la transición necesita tiempo para desarrollarse; debemos ser muy responsables, muy deliberados y creo que hacerlo de manera muy responsable. Pero también, debemos hacerlo colectivamente como humanidad y no ser injustos en la forma en que lo hacemos». Los precios de la energía probablemente podrían subir con la falta de inversiones suficientes en los proyectos de petróleo y gas, dijo. Y en los últimos años, no ha habido suficientes inversiones en proyectos de petróleo y gas, señaló Al-Kaabi.

Fuente: Gulf-Times | Por Pratap John

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UTE Porto de Sergipe I, la térmica a GNL más grande de América Latina, no opera desde 2020

UTE Porto de Sergipe I, la térmica a GNL más grande de América Latina, no opera desde 2020 150 150 GNL GLOBAL

En medio del estrés hídrico y la creciente necesidad de impulsar plantas térmicas, la planta UTE Porto de Sergipe I, la central térmica a gas natural licuado (GNL) más grande de América Latina, no genera energía para el sistema eléctrico nacional de Brasil desde el año pasado.

Según los datos disponibles en la página web del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), desde su inauguración oficial, la planta operó en septiembre y diciembre del año pasado. Sin embargo, este año no ha despachado energía.

La planta eléctrica, que entró en operación comercial en marzo del año pasado, fue inaugurada oficialmente en agosto 2020, en una ceremonia a la que asistieron el presidente Jair Bolsonaro y el ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque.

La inactividad en los últimos meses ha llamado la atención, principalmente por el tamaño de la planta. la planta UTE Porto de Sergipe I cuenta con una potencia de 1,5 gigavatios (GW) y es capaz de satisfacer el 15% de la demanda energética del noreste, es decir, 16 millones de personas.

Las Centrales de Sergipe (Celse), responsables de la planta, admitieron que el proyecto tenía que realizar el mantenimiento de sus turbinas. Incluso dos equipos están en mantenimiento esta semana, del 20 al 26 de junio.

Sin embargo, según Celse, esos procedimientos no habrían impedido la orden. «La planta no fue activada por decisión de la ONS, que no hizo la solicitud», dijo en un comunicado.

La ONS informó que la planta «se integrará al Sistema Interconectado Nacional (SIN) a partir del 3 de julio», pero no dio más detalles.

Según los expertos, una hipótesis es que el modelo ONS puede no haber identificado la necesidad de impulsar esta planta para satisfacer la demanda de energía de la región, a pesar de que la planta tiene un costo unitario variable (CVU) relativamente bajo (alrededor de R$ 300 por MWh) y el país ha estado convocando a una mayor escasez térmica para generar escasez de agua.

Esto habría ocurrido porque Brasil tiene una generación de agua y energía térmica cada vez más inflexible (no controlable), combinada con fuentes con costos operativos prácticamente nulos, como la eólica y la solar, que también «pasan por delante» de otras tecnologías de generación. Con esta combinación, cada vez hay menos espacio para despachos, ya sean térmicos o hidroeléctricos.

El año pasado, el 75% de la carga energética mundial se encontró con una generación totalmente inflexible, según el Plan de Operación de ONS Energy 2020. Sólo el 25% de la demanda representaba, para el sistema, la necesidad de despacho hidrotermal por orden de mérito.

«Con la generación de agua, las energías renovables y las importaciones de energía del Norte, es posible que el modelo no viera la necesidad de impulsar [de UTE Porto Sergipe] para satisfacer la carga del Noreste», explica Donato da Silva Filho, presidente de la consultora Volt Robotics.

Según el calendario de la ONS, la UTE Porto Sergipe volverá a operar en julio. Esta térmica funciona en el modelo de despacho temprano: al operar con combustible importado, necesita ser advertido 60 días antes de entrar en el negocio. La ONS emitió en mayo el aviso para térmica, por lo que el despacho comenzará a principios de julio.

Ubicada en Barra dos Coqueiros (SE), UTE Porto Sergipe convierte el GNL importado en electricidad.

UTE Porto de Sergipe I

El proyecto cuenta con tres turbinas de gas y una turbina de vapor de ciclo combinado, así como instalaciones marinas. La planta fue posible gracias a la nueva subasta energética «A-5» celebrada en 2015, en la que Celse obtuvo contratos a 25 años con el mercado regulado. Celse fue fundada en 2015 por EBRASIL (Electricidad de Brasil) e Hygo (ex-Golar Power). A principios de este año, Hygo fue adquirida por New Fortress Energy, con sede en Estados Unidos, en medio de una serie de adquisiciones de gas por un total de al menos USD 5 mil millones.

La capacidad instalada de la central podría incrementarse en casi un 10% el despacho térmico actual, que alcanza unos 17 GW.

Fuente: Valor Económico

GNL GLOBAL

saesa

La argentina Saesa vendió central brasileña que importará gas de Vaca Muerta

La argentina Saesa vendió central brasileña que importará gas de Vaca Muerta 1024 597 GNL GLOBAL

La comercializadora de gas y energía renovable Saesa vendió la central térmica ubicada en Brasil, que importará gas natural de Vaca Muerta y le permitirá el ingreso de USD 100 millones por año a la Argentina.

La Central Térmica Uruguaiana (CTU), ubicada en Río Grande do Sul, fue adquirida por la firma brasileña Âmbar, perteneciente al grupo empresario J&F. 

Foto: Central Térmica Uruguaiana (CTU). Cortesía Cronista.

El holding ya tiene en su cartera activos energéticos, incluyendo otra central térmica que también opera con gas extranjero.

Tras el acuerdo, Âmbar pasa a ser la titular y la operadora de CTU, mientras que Saesa se abocará al suministro de gas. Siendo la primera comercializadora argentina que incursiona en Brasil, un proyecto que se empezó a esbozar en 2019, antes de la pandemia.

Saesa compró el complejo hace menos de un año, en septiembre 2020. Anteriormente pertenecía a la estadounidense AES y al Banco Nacional de Brasil. 

En febrero, después de una serie de pruebas y una inversión inicial de USD 10 millones, Saesa logró la puesta en marcha de la central con gas argentino, luego de cinco años de hibernación.

«El mercado energético brasileño es difícil de operar sin el acompañamiento de un aliado local. Entramos sabiendo que se necesitarían inversiones mayores para su mantenimiento. Se requiere de una espalda financiera grande. Resolvimos los problemas técnicos iniciales y, ahora, nos dedicaremos al suministro del gas», dijo Juan Bosch, director de Negocios Internacionales de Saesa.

Para el ejecutivo, Brasil representa «una enorme oportunidad para el país«, ya que «Chile es un mercado maduro». «Permite no solo incrementar las exportaciones y generar valor agregado, trabajo y divisas, sino también darle a nuestro sistema mayor resiliencia y flexibilidad. El país tiene potencial para convertirse en un importante proveedor, compartiendo su energía con el mundo». 

Existen contratos firmados esperando la aprobación, en el marco del Plan Gas, que se ejecutarían en el verano. Según cálculos de Saesa, ingresarán USD 100 millones anuales, si la central emplea 2,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, funcionando a toda marcha con su sistema de ciclo combinado.

«De la posibilidad de exportar 11 millones de metros cúbicos diarios en los meses de menor demanda local, CTU representaría el 18% de la exportación total», estima Bosch.

«La Argentina genera un excedente de gas natural durante el verano que es desaprovechado y se puede volcar en el sur de Brasil, que sufre un déficit energético en los meses de más calor por su baja hidraulicidad«, sostiene.

En el mercado local, la producción remanente hace que los precios caigan y que estos excedentes regresen a los yacimientos. «De esta manera, la industria se verá beneficiada, al tener la posibilidad de vender estos volúmenes a mejores precios. Es clave para aplanar la curva de demanda y optimizar costos y procesos de la producción argentina», explica.

El aprovisionamiento a esta usina se realizará mediante el gasoducto de Transportadora de Gas del Norte (TGN) que conecta Vaca Muerta con CTU, cruzando la frontera.

Con dos turbinas Siemens Westinghouse W501G a gas y un generador de vapor de recuperación de calor Westinghouse BB245B, la central cuenta con una capacidad total de 640 megawatts (Mw). Cuenta con una superficie de 42 hectáreas, de las cuales 8 forman parte de un área de conservación forestal. 

Por su parte, Saesa busca ampliar su operación a más mercados. A fin de año, abrió oficinas en España. En principio, el foco estará puesto en la generación y el almacenamiento de energía renovable, tanto en el ámbito doméstico, como en el comercial e industrial.

Desde allí, encabezará su expansión por Europa. «Estamos estudiando qué modelo de negocio implementar, para más adelante replicarlo en otros países», destacó Bosch. Entre los destinos que Saesa tiene en la mira, se encuentra Italia.

«El desafío es sumar demanda. Apostamos a desarrollar mercados interesados en soluciones energéticas que sean confiables y económicamente atractivas», concluyó el directivo. 

Fuente: Cronista (Argentina) | Por AGUSTINA DEVINCENZI

GNL GLOBAL

Copergás

Copergás preparada para la apertura del mercado de gas natural

Copergás preparada para la apertura del mercado de gas natural 749 497 GNL GLOBAL

Copergás, una empresa de economía mixta entre el Gobierno del Estado de Pernambuco, Petrobras Gás S.A. – Gaspetro y Mitsui – Gas and Energy de Brasil, se prepara para la apertura del mercado.

Las consecuencias de la Nueva Ley del Gas, que acaba de ser regulada por decreto del Gobierno Federal, serán positivas para Copergás, dijo el director técnico-comercial de la Compañía, Fabrício Bomtempo

«Estamos preparados para la apertura del mercado. Tanto es así que el año pasado abrimos una convocatoria pública para seleccionar un nuevo suministro. Y ya tenemos una alianza también firmada con Golar Power, para atender proyectos de interiores, como petrolina y Garanhuns. Para 2022, es posible que ya tengamos tres proveedores de gas natural: Petrobras, Golar y Shell», dijo.

Golar participa en el proyecto que llevará gas natural licuado (GNL) al Agreste Sur (Garanhuns) y el Sertão do São Francisco (Petrolina). En ambos municipios, el combustible será entregado por Golar y transportado a Copergás. Una red local de la compañía Pernambuco distribuirá a clientes industriales, comerciales, residenciales y de GNC.

Shell fue la empresa seleccionada en la convocatoria pública y tiene un contrato de suministro que se está construyendo con Copergás y que debería entrar en vigor en enero de 2022. Por ahora, Petrobras es hoy la única oferta de gas natural de Copergás.

El secretario de Desarrollo Económico de Pernambuco, Geraldo Julio dijo «La demanda de gas natural está aumentando, especialmente en las industrias, y la entrega de infraestructura de gas a todo el estado ha sido una estrategia importante de nuestro trabajo para servir a estas empresas. Con la apertura del mercado, cuanto más gana el Estado con este producto avanzando, Copergás participa en este movimiento y ampliaremos la lista de diferenciales de Pernambuco para atraer negocios».

Por su parte, André Campos, CEO de Copergás agregó «Pernambuco hizo sus deberes. Copergás está preparada para esta nueva etapa, y más: es pionera en la búsqueda de nuevos proveedores y nuevas formas de llevar el gas natural al interior del estado. Esta es una estrategia que se integra con el trabajo del gobernador Paulo Câmara para aumentar la competitividad del interior, llevando a la infraestructura gn y creando la oportunidad de atraer nuevos emprendimientos. El gas natural es esencial hoy en día para muchos segmentos de la industria».

De acuerdo con la compañía, se espera que la nueva Ley del Gas aumente la competencia en el sector, reduzca los precios y traiga consigo la expansión de la red de transporte por ductos, medidas capaces de aumentar el consumo de gas en Brasil.

«A medida que surgen nuevas ofertas, existe la posibilidad de aumentar la competencia. Esto puede generar precios más ventajosos para el último eslabón de la cadena del sector, que somos nosotros, de distribución, responsables de atender a los usuarios finales», indicó el director técnico-comercial, Fabrício Bomtempo.

Bomtempo también destacó el hecho de que la ley «desbloqueará el proceso de construcción de oleoductos de transporte». En la ley anterior, la construcción sólo podía llevarse a cabo mediante concesión sindical, ahora, una autorización de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) es suficiente.

La expectativa del mercado es que, con la demanda y un emprendedor interesado, el proceso ocurra con mayor velocidad y menos interferencia del gobierno, permita más competencia y pueda tener un efecto en los precios.

«En el caso de Copergás, tenemos un agresivo plan de expansión para nuestra red de oleoductos, que se espera que crezca alrededor del 60% en los próximos cinco años», dijo Fabrício. «Esperamos construir 100 km al año, pero como hay precios más competitivos podemos tener un plan más audaz, con una expansión más grande».

El impacto también llega a las tuberías interestatales, que emplean redes de tuberías más grandes. En este caso, el noreste puede ser uno de los principales beneficiarios de la expansión. «La ley crea más incentivos para el crecimiento de la red de transporte. Nuestra red interestatal de transporte de gas es todavía muy incipiente. Aquí en el Noreste, por ejemplo, está restringido a la franja costera», dijo Fabrício.

Sobre Copergás

Copergás

La compañía Pernambucana de Gás – Copergás, creada el 17 de septiembre de 1992, por la Ley Estatal 10.656/1991, con un promedio de más de 4,8 millones de metros cúbicos/día, es una de las primeras cinco compañías en Brasil en movimiento de gas natural.

Actualmente, esta compañía odoriza, transporta y distribuye gas natural en Pernambuco, atendiendo los mercados industrial, automotriz, residencial, comercial, termoeléctrico, de cogeneración de energía y Refinería Abreu e Lima.

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Qatar Petroleum

Qatar Petroleum gana dos bloques de exploración costa afuera en Surinam

Qatar Petroleum gana dos bloques de exploración costa afuera en Surinam 650 365 GNL GLOBAL

Un consorcio, que incluye a la gigante del GNL Qatar Petroleum, fue adjudicado en dos bloques costa afuera en Surinam, bajo contratos de producción compartida como parte de la reciente ronda de licitación costa afuera en Surinam.

Las ofertas ganadoras en la ronda competitiva fueron anunciadas por la Compañía Estatal de Petróleo de Surinam, Staatsolie.

Los bloques se encuentran ubicados en la parte sur de la costa de Surinam, cerca de la frontera con Guyana. Los bloques adyacentes 6 y 8 se encuentran inmediatamente al sur del bloque 58 en aguas someras, con profundidades que oscilan entre 30 y 65 metros. Los dos bloques cubren un área combinada de aproximadamente 2.750 kilómetros cuadrados.

El consorcio formado por Qatar Petroleum (20%), TotalEnergies (Operador – 40%) y Staatsolie (40%) recibió el derecho a explorar los bloques de aguas poco profundas 6 y 8, que se encuentran inmediatamente adyacentes a los prolíficos descubrimientos del Bloque 58.

Fuente: Qatar Petroleum

Al comentar sobre la adjudicación, el Sr. Saad Sherida Al-Kaabi, Ministro de Estado de Asuntos Energéticos, Presidente y Director Ejecutivo de Qatar Petroleum, dijo: “Nos complace que se nos otorguen los derechos de exploración en los bloques 6 y 8, y esto representa la primera entrada de Qatar Petroleum en Surinam. Este exitoso resultado también aumenta nuestra presencia en la cuenca Guyana-Surinam y fortalece aún más la presencia de Qatar Petroleum en América Latina, lo que marca otro paso exitoso hacia la realización de nuestras ambiciones de crecimiento internacional «.

El Ministro Al-Kaabi también agradeció a las autoridades de Surinam por un proceso de licitación integral y eficiente, así como a su socio estratégico, TotalEnergies, por su cooperación para lograr este resultado.

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Tellurian

Tellurian se prepara para iniciar la construcción del proyecto Driftwood LNG

Tellurian se prepara para iniciar la construcción del proyecto Driftwood LNG 637 402 GNL GLOBAL

Tellurian anunció que pronto firmará un contrato de arrendamiento a largo plazo con la autoridad portuaria donde se construirá su instalación Driftwood LNG, propuesta en Luisiana, para que pueda comenzar a preparar el sitio para la construcción de la planta, dijo el presidente ejecutivo Charif Souki en un mensaje a los inversionistas el 22 de junio.

Luego de firmar recientemente dos acuerdos comerciales que ayudarán a hacer avanzar el proyecto, el desarrollador estadounidense también planea actualizar los precios en su acuerdo con el contratista Bechtel, aunque Tellurian no espera que los costos cambien significativamente.

Tellurian dijo que había presentado una solicitud formal ante los reguladores estadounidenses para construir un nuevo gasoducto de 37 millas cerca de Ragley en Beauregard Parish y que terminará cerca de Carlyss en Calcasieu Parish, cerca de donde se ubicará la planta de exportación de GNL.

Inicialmente, Tellurian había planeado construir cuatro gasoductos que conectarían los suministros en la región de la costa del Golfo de EE. UU., pero se aplazaron tres de ellos, en medio de desafíos comerciales que se han sido superando.

«En un futuro corto, se espera se firme, se efectúe y se anuncie ese contrato de arrendamiento para que podamos comenzar el trabajo que tenemos que hacer este verano, y las actividades se llevarán a cabo este verano», dijo Souki en un breve podcast publicado en el sitio web de la empresa.

Para que el sitio de Driftwood esté listo para la construcción, se deberá ensanchar una carretera estatal para acomodar a unos 5,000 trabajadores, se debe reubicar una tubería que actualmente cruza la propiedad y se debe reparar el suelo saturado para permitir el equipo pesado en el sitio dijo Souki, agregando que ese trabajo llevará de seis a nueve meses.

Tellurian sigue esperando notificar a Bechtel para que proceda con la construcción completa de la planta a fines del primer trimestre del próximo año, dijo Souki.

La instalación de exportación, con capacidad para producir unas 27,6 millones de toneladas de GNL al año, se construirá en fases, previendo la construcción de una primera fase de 16 millones de toneladas de capacidad / año.

Después de una pausa de dos años en la actividad comercial firme, Tellurian firmó acuerdos de compra y venta, con una semana de diferencia a fines de mayo y principios de junio, con los comerciantes de materias primas Gunvor y Vitol por un suministro combinado de 6 millones de toneladas anuales de Driftwood. Cada uno de los acuerdos cubre un período de 10 años, con el suministro indexado a una combinación de Platts JKM y Dutch TTF, compensado por los gastos de transporte. El GNL se entregará FOB desde la planta Driftwood.

Hasta la fecha, el otro acuerdo comercial firme de Tellurian, vinculado a Driftwood, ha sido el acuerdo firmado en 2019 con Total de Francia, que cubre 1 millón de toneladas anuales de volúmenes de socios y 1,5 millones de toneladas anuales de volúmenes de marketing. Total puede retirarse de sus compromisos de Driftwood si Tellurian no declara una decisión final de inversión para fines de junio, lo que parece poco probable que haga Tellurian.

Souki dijo a S&P Global Platts en mayo que el acuerdo de Total «no avanzaba en la forma actual» y debería ser enmendado. La construcción de la planta ya no depende del acuerdo de Total, dijo en ese momento.

Fuente: S&P Global Platts

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