Los precios del gas natural licuado (GNL) vendido en los mercados de Asia subieron la semana pasada impulsados por las compras de verano.
De acuerdo con el reporte semanal de la agencia Reuters, el precio promedio del GNL, para las entregas de julio, al noreste de Asia (LNG-AS) se estimó en alrededor de USD 10,30 por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu), esto es 70 centavos por arriba del precio spot del GNL registrado la semana anterior.
Compradores asiáticos estuvieron realizando compras spot en preparación para la temporada de verano.
Según mostraron los datos meteorológicos de Refinitiv Eikon, indicados por Reuters, se espera que las temperaturas en Beijing, Tokio, Seúl y Shanghai sean más altas que el promedio durante las próximas dos semanas, lo que podría aumentar la demanda de gas para refrigeración.
La casa comercial Trafigura vendió un cargamento a Vitol para su entrega entre el 17 y el 21 de julio en Tianjin, China, con una prima de 1,45 dólares por mmBtu sobre los precios europeos del GNL, según informaron comerciantes a Reuters.
Las primas de más de USD 1 por MMBtu tienden a compensar los costos de viaje más largos a Asia, lo que atrae a los barcos hacia el Este. Sin embargo, compradores se han resistido a pagar cargamentos ofrecidos muy por encima del rango de USD 10 por MMBtu, dijo un comerciante.
Petronas vendió dos cargamentos para su entrega entre el 7 y el 8 de julio, y el 23 y 24 de julio al norte de Asia por poco más de USD 10 por MMBtu, dijo un comerciante.
En China, Guangzhou Gas Group compró un cargamento para su entrega el 27 de junio en la terminal de Dapeng a alrededor de USD 10 por mmBtu, dijeron fuentes de la industria.
Por su parte, la japonesa Shizuoka Gas compró un cargamento para la segunda quincena de septiembre de la planta de GNL de Papúa Nueva Guinea a alrededor de USD 10,30 por mmBtu, dijo una fuente de la industria.
La estatal Pakistan LNG Limited lanzó una licitación para la entrega de nueve cargamentos de GNL. Según el pliego de condiciones, los cargamentos de hasta 140.000 metros cúbicos de capacidad, se entregarán en julio y agosto. La fecha límite para las ofertas está fijada para el 2 de junio de 2021, según muestra el documento de la licitación.
Las exportaciones de GNL estadounidense, que alcanzaron niveles históricos el mes pasado, disminuyeron la semana pasada debido a que alguna de las plantas ingresaron al mantenimiento estacional, lo que también sumó tensión al mercado.
(Bloomberg) – Los días de promover el gas natural licuado (GNL) como «gas de libertad» o «moléculas de libertad» han terminado en el Departamento de Energía de Estados Unidos.
Durante una visita a Houston, Jennifer Granholm, Secretaria de Energía de los Estados Unidos dijo que la administración de Biden preferiría promover y vender una versión más limpia del combustible superfrío.
La declaración marca un cambio de política de la administración Trump, que revocó las regulaciones ambientales y promovió fuertemente el GNL estadounidense en todo el mundo.
La industria de la energía ha estado bajo una presión cada vez mayor por parte de inversores y gobiernos para intensificar los esfuerzos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, con algunas victorias espectaculares para los activistas sobre las grandes petroleras (la semana pasada).
Los productores de GNL en los EE. UU. están buscando ecologizar su imagen para cerrar acuerdos de suministro con clientes conscientes del medio ambiente en Europa y Asia.
La administración de Biden, dijo Granholm, está analizando de cerca la tecnología de captura y secuestro de carbono (CCS), que toman las emisiones de las plantas de GNL y otras instalaciones, para moverlas por tuberías y luego inyectarlas bajo tierra.
“Queremos poder promover y vender tecnologías limpias”, dijo Granholm luego de un recorrido por una planta de hidrógeno de Air Liquide SA en La Porte, Texas. “Eso podría ser gas natural descarbonizado, o podría ser gas natural donde se ha eliminado la quema de metano”.
Cheniere Energy Inc., con sede en Houston, el mayor exportador de GNL de los EE. UU., anunció recientemente que incluiría etiquetas de emisión de carbono en sus cargamentos, lo que permitiría a los clientes auditar la huella ambiental de un envío. Uno de los buques tanque de GNL de la empresa participó recientemente en un estudio que analiza las emisiones en un viaje de ida y vuelta entre Texas y Europa.
Venture Global LNG, con sede en Arlington, Virginia, anunció el jueves que planea implementar la captura y secuestro de carbono en tres terminales de exportación en Louisiana, donde ya se está construyendo una y se espera que produzca sus primeras gotas del combustible a finales de este año.
Aún buscando vender suficientes contratos para respaldar su propuesta terminal de exportación de GNL de Rio Grande en el sur de Texas, el desarrollador de GNL con sede en Houston, NextDecade Corp., también se ha comprometido a agregar captura y almacenamiento de carbono a su planta.
Fuente: Bloomberg | Autor: SERGIO CHAPA | Traducción y Edición libre al Español por GNL GLOBAL
De acuerdo con un comunicado emitido por la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Republica Dominicana, el pasado 27 de mayo, dieciséis empresas nacionales y extranjeras presentaron sus credenciales para participar en la licitación pública internacional para la construcción de dos plantas a gas natural.
El acto, presidido por el ministro de Energía y Minas (MEM) ingeniero Antonio Almonte, contó con la presencia de peritos y observadores calificados.
Según la CNE, las empresas interesadas entregaron sus documentos al Comité para participar en el proceso de licitación de dos planta a gas natural de 800 megavatios netos y una terminal gasífera en Manzanillo, Montecristi, en República Dominicana.
El ministro detalló que durante el proceso fueron recibidas las credenciales de empresas locales, estadounidenses, españolas, latinoamericanas y asiáticas.
“Esto es para nosotros la expresión de un proceso que inicia con buen pie y de forma exitosa, porque la competencia final va a producirse entre empresas que tienen buenas referencias”, indicó Almonte.
El ministro señaló que la evaluación de los documentos comenzará el próximo lunes por un Comité de Evaluación de Credenciales en la que participarán peritos técnicos, legales y financieros, seleccionados por el Comité de Licitación.
Almonte agradeció a las empresas que entregaron sus credenciales y afirmó que la construcción de estas plantas eléctricas hará más robusto el sistema eléctrico dominicano.
También destacó que el Estado no invertirá un solo peso, sino que serán levantadas con capital privado, y que el Gobierno solo está comprometido a comprar a través de las EDE la energía que estas produzcan.
El Comité cuenta con un cuerpo de peritos técnicos y de veedores, incluidos representantes de organismos internacionales, quienes garantizaron que el proceso fuese transparente y fiable.
Además de Almonte, el Comité de Licitación está integrado por Pedro Silverio, asesor económico de la presidencia de la República; Andrés Astacio, vicepresidente ejecutivo de las EDE; Delmis Marte Hichez, encargada de la Oficina de Libre Acceso a la Información del MEM y Matilde Balcácer, directora legal.
Otros funcionarios que participaron en la actividad realizada en el Hotel Intercontinental del Distrito Nacional son Milton Morrison, administrador de Edesur; Andrés Cueto, administrador de Edenorte, incumbentes y asesores del ministerio, representantes de la Superintendencia de Electricidad, entre otros.
El sector del transporte por carretera desempeña una labor esencial en la sociedad, asegurando la movilidad de los ciudadanos y la libre circulación de bienes. Esta industria, consciente del impacto que supone su actividad en la ecología y también del peso que representa en la economía, se ha visto en la obligación de buscar nuevas fórmulas que aúnen sostenibilidad y rentabilidad para continuar siendo una piedra angular en la fortaleza del tejido productivo y en el desarrollo de la sociedad.
Uno de los avances más destacados es el gas natural licuado (GNL), un combustible alternativo a los derivados del petróleo que se obtiene al enfriar el gas natural líquido hasta llegar a los -162ºC. Este proceso de vaporización (cambio de estado de líquido a gaseoso) reduce considerablemente el volumen, pues por cada litro de GNL se obtienen aproximadamente 570 litros de gas natural gaseoso a temperatura ambiente. El GNL está compuesto, sobre todo, por metano y otros gases como el propano y el butano; y se caracteriza por ser inodoro e incoloro, además de no ser corrosivo ni tóxico.
Se trata de una solución dirigida no solo al transporte por carretera, sino también para el ferroviario y marítimo. Este combustible aúna importantes ventajas en favor de una transición energética sostenible, de ahí que esté considerado como un puente entre el carbón (el más sucio) y la energía eólica y solar (las más limpias). Entre sus principales beneficios, destaca que reduce la contaminación medioambiental, lo que redunda en una mejora calidad del aire, dado que las emisiones disminuyen hasta en un 25%. Igualmente, descienden un 97% las partículas con respecto al diésel y entre un 20% y 30% las emisiones de dióxido de carbono (CO2), así como las de dióxido de azufre (SO2) y de otras partículas contaminantes, erigiéndose como el hidrocarburo perfecto para la lucha contra el cambio climático.
Otros puntos fuertes son la autonomía y el precio. El GNL se utiliza en el transporte de larga distancia, proporcionando una autonomía superior a los 1.500 km, y al mismo tiempo, su coste por kWh es considerablemente menor que el de otros combustibles: un 30% más económico con respecto al gasóleo, un 50% a la gasolina y un 20% al GLP (gas licuado del petróleo). Además, estos vehículos consiguen reducir el ruido de sus motores a la mitad, en relación a los propulsados con motores de gasolina.
Gracias a su alta relación hidrógeno-carbono en su composición, el GNL es limpio, seguro y eficiente. En este sentido, cabe indicar que en un hipotético caso de fuga o derrame, el gas se evaporaría en el aire sin dejar residuos ni contaminar el agua y el suelo.
Los vehículos de GNL, según la DGT, disponen de la etiqueta ambiental ECO (cumpliendo, aparte, que el nivel de emisiones del vehículos sea EURO 6/VI), lo que les exime de las restricciones de circulación en las ciudades y del impuesto de matriculación, y, a su vez, tienen a su disposición ventajas económicas en algunos estacionamientos.
El GNL desciende un 97% las partículas con respecto al diésel y un 25% las emisiones al aire
El reto de la movilidad sostenible se ha convertido en un objetivo estratégico para el sector del transporte, y para alcanzar ese pico, es imprescindible comenzar con paso firme y decidido. Es el caso de la empresa de transportes por carretera ESP Solutions, que ha adquirido recientemente una flota de 300 camiones IVECO S-WAY NP, con motorización ecológica propulsada por GNL, una autonomía de hasta 1.600 kilómetros y 460 CV de potencia, perfecto para trayectos de larga distancia. De este modo, la compañía de Ceutí es, de toda Europa, la que cuenta con la mayor flota de transporte sostenible.
La entrega de los 300 primeros vehículos representa el 30% de la flota de ESP Solutions y se enmarca dentro de su Plan ECOline, que prevé que la variante GNL alcance el 80% en 2025, con un total de 1.400 camiones.
Fuente: Artículo publicado por La Verdad
Mariano Berkenwald, oficial de programas de transiciones a energías limpias para Latam en IEA, en el Foro Energético de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), aseguró que el hidrógeno es un elemento común en el futuro energético, por tal razón se ve cómo en Latinoamérica y otras partes del mundo está viviendo un ‘boom’.
“Está ganando muchísimo peso en la discusión energética global, y pareciera que hay nuevos anuncios de nuevos proyectos y estrategias, tanto del sector público como en el privado, en todas partes del mundo y Latinoamérica”, resaltó Berkenwald.
Esto porque como vector energético es muy versátil y puede ayudar a solucionar una serie de desafíos minero-energéticos.
Uno de ellos es la integración de más energías renovables posibilitando, por ejemplo, el almacenamiento para aprovechar mejor su potencial. Hoy en día, en algunas partes de América Latina, se ve que la capacidad instalada de renovables no se puede aprovechar plenamente, ya sea por problemas de infraestructura de la transmisión o por situaciones de sobrecapacidad en ciertos sistemas.
Por esta razón, Martiano Berkenwald ratificó que el hidrógeno puede ayudar a aprovechar mejor este potencial.
También, según el directivo de IEA, hay muchos potenciales y promesas en el futuro en donde el hidrógeno puede ayudar a disminuir las emisiones en sectores difíciles de descarbonizar, como el transporte de largos trayectos con barcos, aviones o camiones, además en la industria química, la refinación y en otros sectores.
En ese orden de ideas, el hidrógeno también puede ayudar a mejorar la seguridad energética al diversificar esta matriz para atender demandas de múltiples fuentes que se van desbloqueando a medida que va progresando con las tecnologías.
Estos usos finales pueden ser del sector eléctrico en la industria, en la movilidad, en las residencias, incluso, del sector eléctrico también puede haber aplicaciones interesantes.
No obstante, existen enormes desafíos para lograrlo y aprovechar el potencial del hidrógeno plenamente. Por ejemplo, los costos de producción de este elemento son muy altos cuando es limpio. El resto está en irlos disminuyendo poco a poco.
Para apoyar alguna manera el despliegue diferentes tecnologías, se necesita producir hidrógeno de forma más limpia a la que se produce hoy y se requiere resolver las barreras regulatorias existentes, según Berkenwald.
“El desafío del hidrógeno de alguna manera es que se debe preparar tanto la oferta, generando nueva capacidad de oferta, como también la demanda. Hoy esta demanda, más allá de los sectores que ya usan hidrógeno que son pocos, no existe. Las tecnologías se están desarrollando y hay muchas pruebas y perspectivas interesantes, pero implica desarrollar nuevas capacidades de producción bajas en carbono; así cómo incorporar nuevas tecnologías para que la demanda puedo aprovechar este energético”, señaló el oficial de programas de transiciones a energías limpias para Latam en IEA.
Vale mencionar que desde ahora, hasta 2050, la producción de hidrógeno tiene que aumentar a mayor ritmo. El porcentaje de esta generación que tiene que salir del hidrógeno bajo en carbón, debe ir creciendo aceleradamente. Es decir, aumentar, prácticamente, al 100 % hacia 2050.
A medida que pasa el tiempo se van desarrollando diferentes usos de este compuesto, porque va requiriendo más demanda para ayudar a descarbonizar múltiples sectores del consumo energético.
“Siempre que vamos a necesitar las nuevas tecnologías para descarbonizar los sistemas eléctricos hay mucho potencial en el hidrógeno, pero no se trata de sólo de esto, se trata de una serie de tecnologías para ayudarnos a descarbonizar la producción y los usos finales de la energía. El hidrógeno juega un papel en la descarbonización que necesitamos, pero también juegan un papel muy importante paras tecnologías, incluso muchas aún se están desarrollando”, manifestó el ejecutivo de la IEA.
De acuerdo con Berkenwald, hay que mantener un espíritu abierto para analizar cuáles son las tecnologías que van a ayudar más a la descarbonización, no solamente centrándose en el hidrógeno.
En América Latina, contrario a los que se cree, actualmente se producen y consumen más de cuatro millones de toneladas de hidrógeno por año a 2019.
De acuerdo con Berkenwald, esta generación viene casi exclusivamente del gas natural y sin captura de dióxido de carbono. Lo que quiere decir que las emisiones que vienen de la producción de hidrógeno actual son muy importantes, que se estiman son más de 35 millones de toneladas de CO2 por año. Lo que es equivalente a todos los autos en Colombia o más, para tener una referencia de la magnitud de la generación de hidrógeno hoy.
“Esta producción está concentrada en el hub de industriales, por ejemplo, los que se encuentran alrededor de los puertos -en el caso de Colombia-, como Cartagena donde una refinería de Ecopetrol, pero también creemos que hay un poco de producción de amoníaco cerca. Este tipo de situaciones se suele dar en diferentes partes de Latinoamérica”, indicó el vocero de la IEA.
En la región, un tercio del hidrógeno que se produjo fue utilizado en refinerías para hidrotratamientos y también para les desulfurización de combustibles en países como: Colombia, Ecuador o México, donde los grados de crudos tiene tienden a ser más altos. Según Berkenwald, los requerimientos para la profundización desulfurización tienden a ser más altos.
Otro tercio se utiliza para la producción de amoniaco (NH3), este elemento después es usado para los sectores de la minería como explosivo y en el agro como fertilizante. De hecho, se sabe que hay varios tipos de fertilizantes que se utilizan a partir del amoniaco y que tienen emisiones asociadas directamente como la urea, que se produce usando amoníaco y CO2. Entonces, cuando se usa este material en el campo se libera ese dióxido de carbono. Hay otros compuestos que no tienen esa particularidad.
De acuerdo con Berkenwald, el tercio restante se reparte entre la producción de metanol, que se usa sobre todo en Latinoamérica como aditivo o en los combustibles, y otra parte de la siderúrgica, la que usa sobre todo un proceso de reducción directa del hierro. Esto no ocurre en Colombia, pero si en México, Argentina, Trinidad y Tobago y Venezuela.
“América Latina tiene hoy una generación eléctrica baja en emisiones relativo al promedio global. Creo que estamos en más de 50 % mientras que en el resto del mundo desde estará cerca del 35 %. Hoy las emisiones que vienen de uso de combustibles en América Latina están concentradas en el sector del transporte y la industria, y estos sectores tienen muchos usos difíciles de descarbonizar”, puntualizó.
Por esta razón, el hidrógeno viene como una de las alternativas para ayudar a encarar los desafíos, este elemento puede cumplir un papel importante en aquellos sectores que no son fáciles de electrificar, precisó Mariano Berkenwald, oficial de programas de transiciones a energías limpias para Latam en IEA.
Fuente: Artículo publicado por Valora Analitik
BERLÍN, 28 de mayo (Reuters) – Alemania invertirá más de 8.000 millones de euros (9.740 millones de dólares) para financiar proyectos de hidrógeno a gran escala, dijeron el viernes los ministerios de Economía y Transporte, en un paso para ampliar el hidrógeno como alternativa a los combustibles fósiles y cumplir los objetivos climáticos.
Los 62 proyectos alemanes, que apoyan las industrias química, del acero y del transporte, son parte de un proyecto europeo conjunto de hidrógeno llamado Hydrogen-IPCEI, agregaron los ministerios.
«El hecho es: debemos y QUEREMOS promover urgentemente el cambio a la movilidad respetuosa con el clima», dijo el ministro de Transporte, Andreas Scheuer, en un comunicado.
Alemania está tratando de acelerar su cambio hacia la energía limpia después de un fallo histórico el mes pasado del máximo tribunal del país que impulsaba objetivos de reducción de CO2 más ambiciosos.
El hidrógeno verde es un combustible sin carbono producido por electrólisis, que utiliza energía renovable del viento y la energía solar para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno.
($ 1 = 0,8210 euros) | Reporte de Riham Alkousaa Editado por Caroline Copley| Traducción y edición libre al Español por GNL GLOBAL
La empresa estadounidense New Fortress Energy (NFE) está solicitando a un tribunal federal de apelaciones que revise la decisión de los reguladores estadounidenses de obligar a la empresa a solicitar un certificado de permiso para una terminal de importación de GNL en Puerto Rico, que ya está en operación.
El resultado de la disputa podría afectar a los consumidores de energía y la red eléctrica de la isla, además de poner a prueba los límites de la jurisdicción de la Comisión Reguladora de Energía Federal (FERC).
Más allá de Puerto Rico, NFE es un actor en crecimiento en el suministro de GNL al Caribe, donde la mayor parte de la energía consumida proviene de productos petrolíferos importados, incluidos los de EE. UU.
La instalación de GNL de NFE en Puerto Rico arrancó las operaciones en abril de 2020 y ahora suministra GNL a usuarios industriales y a micro-redes a través de camiones, así como también suministra gas natural a dos unidades de la planta de energía de ciclo combinado adyacente de San Juan.
La instalación de importación de GNL tiene múltiples muelles de carga de camiones para permitir que el combustible se entregue a los clientes industriales, comerciales y de transporte en la isla.
Dos meses después de la puesta en marcha de la instalación de GNL, FERC emitió una orden para que NFE demostrara el motivo por el cual la instalación, que ya había construido, no estaba sujeta a la jurisdicción de la FERC según la sección 3 de la Ley de Gas Natural.
En marzo de 2021, FERC afirmó su jurisdicción sobre la instalación. El requisito de la FERC de que el desarrollador solicite un permiso federal dentro de los seis meses posteriores a esa decisión podría implicar una revisión ambiental prolongada.
La solicitud posterior de NFE a la FERC para una nueva audiencia fue efectivamente denegada recientemente cuando la agencia no actuó sobre la solicitud dentro de un cierto período de tiempo, estableciendo la petición del desarrollador del 24 de mayo para su revisión ante la Corte de Apelaciones de los EE. UU. para el Circuito de DC.
«New Fortress se reserva el derecho de solicitar una revisión adicional a este tribunal en caso de que la FERC tome medidas adicionales para modificar o anular la orden de la FERC, en su totalidad o en parte, o tome medidas adicionales en respuesta a las solicitudes de las partes para volver a escuchar que orden «, dijo el la empresa en la petición de la corte de apelaciones.
Si bien la orden de la FERC sobre la solicitud del permiso no requería que la instalación cerrara, no está claro qué puede suceder en el futuro.
NFE y su cliente clave, la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico, propiedad del Estado Libre Asociado, han argumentado que interrumpir las operaciones en la instalación de importación de GNL sería un revés severo para satisfacer las necesidades energéticas de la isla.
Ese tema está más en foco ahora debido a que la temporada de huracanes en el Atlántico comenzará el 1 de junio. En 2017, la isla fue devastada por el huracán María, interrumpiendo el suministro eléctrico a Puerto Rico durante casi un año.
En otras partes del Caribe, NFE opera instalaciones de regasificación en Jamaica. También tiene operaciones de GNL en Brasil y está desarrollando instalaciones de importación de GNL y plantas eléctricas afiliadas en México y Nicaragua.
En los EE. UU., NFE ha hablado sobre un proyecto para mover GNL por ferrocarril desde una planta de licuefacción propuesta en la región de esquisto de Marcellus en Pensilvania a una pequeña instalación de exportación en la costa este.
Fuente: Global S&P Platts | Traducción y edición libre al Español por GNL GLOBAL
Las exportaciones semanales de gas natural licuado (GNL) cayeron esta semana.
De acuerdo con el reporte de gas natural publicado por la U.S. Energy Information Administration (EIA), durante la semana del 20 al 26 de mayo, un total de dieciocho (18) cargamentos con GNL partieron de las plantas de exportaciones ubicadas en los Estados Unidos, esto es tres cargamentos menos que los exportados las dos últimas semanas.
Las 18 embarcaciones que partieron de las plantas estadounidenses registraron una capacidad combinada de transporte de 67 mil millones de pies cúbicos de GNL.
Del total exportado durante la semana en revisión, siete cargamentos partieron de la Sabine Pass, cuatro de la planta Cameron LNG , tres de la planta Corpus Christi, tres de Freeport LNG y uno de Cove Point.
Con relación a las entregas de gas natural a las plantas de GNL, la EIA indicó que durante la semana del 20 y 26 de mayo las entregas de gas natural a las instalaciones de exportación de GNL en los EE. UU. promediaron los 10,5 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d), esto es 0,22 Bcf / d más que el volumen entregado a las plantas de GNL la semana pasada.
Los movimientos del precio spot del gas natural fueron mixtos esta semana indicó la EIA.
Del miércoles 19 al 26 de mayo, el precio spot de Henry Hub se mantuvo estable en 2,88 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu).
Luego de reportar fallos técnicos, la planta de exportación de gas natural licuado (GNL) de Perú espera reanudar las operaciones este fin de semana.
De acuerdo con fuentes del mercado, la instalación de exportación de GNL de Pampa Melchorita espera reanudar las operaciones este 29 de mayo, luego del cierre el pasado 27 de abril.
Recordemos que la planta suspendió las operaciones debido a problemas con una turbina que opera el compresor de propano.
El cierre temporal de la planta, que afectó al norte y sur del país, obligó a proveedores estatales a reconsiderar las entregas al mercado doméstico y llevó al gobierno de Perú a declarar importaciones de gas natural de emergencia.
Fuentes informaron que los trabajos de reparación de la planta, que comenzaron el 1 de mayo, al 21 de mayo tenían un avance del 53% y que se estimaba que el costo total de los trabajos de reparación podrían alcanzar los 10 millones de dólares.
La instalación de exportación de GNL en Perú incluye un tren con capacidad para exportar hasta 4,45 millones de toneladas de GNL por año, una terminal marítima, dos tanques de almacenamiento y una tubería de suministro.
Una primera carga de GNL ya esta programada para mediados del próximo mes.
Olumide Ajayi, analista de GNL de la consultora de datos y servicios de energía, ICIS, indicó que de acuerdo con la información de la plataforma LNG Edge de ICIS, la compañía Shell había rentado el buque SCF Melampus, con capacidad para 170.200 metros cúbicos y propiedad de la compañía Sovcomflot, para realizar levantar una carga de GNL.
Se espera que SCF Melampus arribe a Pampa Melchorita durante la segunda quincena de junio, indicó Olumide.
De acuerdo con el Grupo Internacional de Importadores de GNL (GIIGNL), la planta de GNL de Perú exportó 3,76 millones de toneladas de GNL el año pasado.
En 2020, LNG Peru exportó GNL a mercados de Asia (1,66 Mt a Cores del Sur, 1,13 MT a China y 0,63 Mt a Japón), Europa (0,13 Mt a España, 0,07 Mt a Francia, 0,07 MT a los Países Bajos) y América Latina (0,07 MT a México).
Peru LNG, la primera planta de exportación de GNL en Sudamérica, es operada por Hunt Oil, con una participación del 50%. Otros socios incluyen la principal angloholandesa Shell (20%), SK Innovation (20%) y Marubeni Corporation (10%).
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