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PETRONAS y Commonwealth LNG firman acuerdo de 20 años para el suministro de GNL

PETRONAS y Commonwealth LNG firman acuerdo de 20 años para el suministro de GNL

PETRONAS y Commonwealth LNG firman acuerdo de 20 años para el suministro de GNL 1920 1281 GNL GLOBAL

PETRONAS, a través de su filial PETRONAS LNG Ltd., ha firmado un acuerdo de compraventa de gas natural licuado (GNL) con Commonwealth LNG, LLC (Commonwealth LNG), lo que marca un hito clave en su estrategia de diversificar su cartera de GNL mediante el suministro a largo plazo desde Estados Unidos.

En virtud del acuerdo, PETRONAS comprará un millón de toneladas anuales (MTPA) de GNL a Commonwealth LNG durante un período de 20 años de la planta de 9,5 Mtpa de Commonwealth, actualmente en desarrollo en Cameron, Luisiana.

PETRONAS y Commonwealth LNG firman acuerdo de 20 años para el suministro de GNL
PETRONAS y Commonwealth LNG firman acuerdo de 20 años para el suministro de GNL. Foto: Cortesía de Petronas

La firma se celebró en una ceremonia de intercambio de documentos entre Ezran Mahadzir, director ejecutivo de PETRONAS LNG Ltd., y Farhad Ahrabi, presidente y director ejecutivo de Commonwealth LNG, en el marco de Energy Asia 2025. También estuvieron presentes Datuk Adif Zulkifli, vicepresidente ejecutivo y director ejecutivo de PETRONAS Gas & Maritime Business, y Shamsairi M. Ibrahim, vicepresidente de Marketing y Comercio de GNL de PETRONAS Gas & Maritime Business.

Shamsairi M. Ibrahim, vicepresidente de Marketing y Comercio de GNL de PETRONAS, afirmó: «Este acuerdo subraya el compromiso de PETRONAS de fomentar alianzas globales que garanticen un suministro de GNL fiable, sostenible y a largo plazo para nuestros clientes. La colaboración con Commonwealth LNG ampliará nuestro nodo de suministro y fortalecerá nuestra presencia en el mercado global de GNL». Esta colaboración representa un paso clave hacia la ambición compartida de ofrecer soluciones energéticas sostenibles, impulsando la colaboración energética estratégica, contribuyendo a la seguridad energética regional y reforzando el papel de Commonwealth LNG como actor clave en el panorama global del GNL.

Farhad Ahrabi, presidente y director ejecutivo de Commonwealth LNG, comentó: «Nos complace establecer esta alianza y nos enorgullece que Commonwealth LNG haya sido invitada a contribuir a la exitosa trayectoria de más de medio siglo de PETRONAS satisfaciendo las necesidades energéticas globales».

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Imagen cortesía de Shell

Shell: índice de precios canadiense hace atractivo el proyecto de GNL

Shell: índice de precios canadiense hace atractivo el proyecto de GNL 1274 716 GNL GLOBAL

El proyecto de gas natural licuado (GNL) en Canadá de Shell atrae a compradores porque utiliza el índice de precios de la Canadian Alberta Energy Company (AECO) como referencia, que es inferior al precio de Henry Hub en EE. UU., declaró el martes el director ejecutivo de la compañía.

«Lo que resulta particularmente atractivo de GNL en Canadá en el mundo actual, en retrospectiva, es la indexación de AECO», declaró el director ejecutivo de Shell, Wael Sawan, en la conferencia Energy Asia, añadiendo que habrá una mayor oferta de gas de AECO a precios más bajos.

«Y esa diferencia entre AECO y Henry Hub, sin mencionar la proximidad a Asia, lo convierte en un proyecto particularmente atractivo, y será uno de los proyectos con menores emisiones de carbono del mundo», añadió.

El precio de AECO Storage Hub el lunes fue de 96,6 centavos canadienses (71,4 centavos estadounidenses) por millón de unidades térmicas británicas, según datos de SNL Financial. Esto se compara con un precio de futuros de Henry Hub de 3,746 dólares por MMBtu.

Se espera que el proyecto LNG Canada, la primera planta de exportación de GNL del país, produzca 14 millones de toneladas métricas anuales (MTPA) para exportación.

Se espera que la planta produzca su primera producción de GNL este mes.

LNG Canada es una empresa conjunta de Shell, Petronas, PetroChina, Mitsubishi Corporation y Korea Gas.

Fuente: Reuters

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Analistas prevén una caída inusual de las importaciones de GNL de China en 2025

Analistas prevén una caída inusual de las importaciones de GNL de China en 2025

Analistas prevén una caída inusual de las importaciones de GNL de China en 2025 736 622 GNL GLOBAL

Según las previsiones revisadas de cinco firmas de investigación, se prevé que las importaciones anuales de gas natural licuado (GNL) de China disminuyan por primera vez en tres años debido a la débil demanda industrial y al sólido suministro de gas nacional y por gas natural por tubería.

Una disminución de las importaciones en el principal comprador mundial de GNL podría afectar los precios spot asiáticos, que han bajado un 12 % en lo que va de año.

Analistas prevén que las importaciones chinas disminuyan entre un 6 % y un 11 % respecto a los 76,65 millones de toneladas métricas enviadas el año pasado. Estimaciones previas indicaban que las importaciones alcanzarían un máximo histórico, ya que se esperaba que las medidas de estímulo económico de Pekín impulsaran la demanda industrial.

Los aranceles estadounidenses han tenido un impacto significativo en las exportaciones chinas, según Xiong Wei, analista de Rystad. «El índice de precios al consumidor de China también ha registrado descensos interanuales durante varios meses consecutivos, lo que refleja la débil confianza del consumidor», afirmó Xiong. La débil demanda industrial y un invierno templado han afectado el consumo general de gas natural, según analistas de Rystad, Kpler e ICIS.

Los consumidores optan cada vez más por el gas de producción nacional, más económico, o por importaciones por gasoducto, añadieron.

La caída de las importaciones también sería un contratiempo inusual en un sector que, por lo demás, ha registrado un crecimiento constante. Las importaciones de GNL de China se contrajeron por última vez en 2022, debido a la caída de la demanda durante los confinamientos por la pandemia, según datos aduaneros.

Las importaciones de China cayeron a 20 millones de toneladas métricas durante los primeros cuatro meses de este año, frente a los casi 29 millones de toneladas del mismo período del año pasado, según datos aduaneros.
«Incluso con un repunte repentino y pronunciado en el segundo semestre, no sería suficiente para compensar la debilidad observada hasta ahora», afirmó Yuanda Wang, analista sénior de ICIS.
Rystad Energy estima que el consumo de gas para los sectores industrial y químico combinados disminuirá aproximadamente un 1%. La demanda de los sectores industrial y químico suele crecer entre 10 y 15 bcm cada año, según analistas de Kpler.

DEMANDA DISMINUYE

La menor demanda en China ya se refleja en las estadísticas de importación, ya que los compradores chinos están reduciendo las compras a grandes productores como Australia.

Las importaciones de Australia, Malasia y Rusia disminuyeron más de un 20 % interanual durante el período de enero a abril, según datos de las aduanas chinas.

Australia, el principal proveedor de GNL de China en 2024, envió 6,38 millones de toneladas a China en los primeros cuatro meses de 2025, un 24 % menos que el año anterior, según datos de las aduanas chinas.

Los datos de Kpler mostraron que la disminución se debió principalmente a los volúmenes de contratos a largo plazo, mientras que las compras spot se mantuvieron estables.

Fuente: Reuters

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Precios del GNL en Asia aumentan por las tensiones geopolíticas y aumento en las temperaturas

Precios del GNL en Asia aumentan por las tensiones geopolíticas y aumento en las temperaturas

Precios del GNL en Asia aumentan por las tensiones geopolíticas y aumento en las temperaturas 1292 758 GNL GLOBAL

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) vendido en los mercados de Asia subieron la semana pasada. 

Según el informe semanal publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio promedio spot del GNL para las entregas en julio, al noreste asiático, se situó en 12,60 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), un aumento de 30 centavos frente a los 12,30 dólares/MMBtu de la semana pasada, según estimaciones de fuentes del sector.

De acuerdo con la agencia, los precios estuvieron impulsados por un lado, por el aumento de las temperaturas registrado al noreste de la región, lo que provocó un repunte de la demanda, y por el otro, la escalada de las tensiones geopolíticas en el Medio Oriente que generaron preocupación por interrupciones en el suministro.

Este precio alcanza su nivel más alto registrado desde principios de abril.

De acuerdo con la agencia, el precio promedio para entrega las entregas en agosto se estimó en 12,70 dólares/MMBtu.

Asia

Muchas zonas de China están experimentando temperaturas superiores a la media estacional, lo que podría aumentar la demanda de gas para energía hasta finales de junio, mientras que Japón prevé una probabilidad del 70% de temperaturas superiores a la media hasta finales de mes, según Rystad Energy, citando a la Agencia Meteorológica de Japón.

El mayor interés de Corea del Sur contribuyó a elevar los precios, así como la demanda incremental de Taiwán y China antes de la temporada de demanda de refrigeración, afirmó Martin Senior, director de precios de GNL en Argus.

Europa

En Europa, S&P Global Commodity Insights evaluó su precio de referencia diario de GNL del Noroeste de Europa para cargamentos entregados en julio, sobre una base ex-buque, en 11,895 USD/MMBtu el 12 de junio, lo que representa un descuento de 0,445 USD/MMBtu respecto al precio del gas de julio en el centro de transporte de mercancías holandés (TTF).

Spark Commodities evaluó el precio para entrega en julio en 11,815 $/MMBtu, mientras que Argus lo evaluó en 11,95 USD/MMBtu.

“Un arbitraje abierto entre cuencas, así como la fuerte demanda egipcia, han incrementado la competencia por los cargamentos de la cuenca atlántica para los compradores europeos”, afirmó Senior de Argus.

“Un navío se desvió en el Atlántico medio hacia Asia, y la gran mayoría de los cargamentos de África occidental en lo que va de mes se han dirigido a Asia, lo que demuestra el arbitraje abierto”.

Medio Oriente

Egipto alcanzó acuerdos con varias empresas energéticas y comercializadoras para comprar entre 150 y 160 cargamentos de GNL para satisfacer la demanda de energía.

Tensiones geopolíticas y Suministros

La semana pasada, tras el ataque de Israel contra objetivos militares y nucleares iraníes, Irán mostró interés en vengarse de estos ataques, lo que aumentó la prima geopolítica, según Klaas Dozeman, analista de mercado de Brainchild Commodity Intelligence.

En el caso del gas y el GNL, el riesgo real sería interrumpir las exportaciones de GNL de Qatar, por ejemplo, a través del Estrecho de Ormuz. Dadas las amenazas militares previas, esto parece aún muy lejano, al menos por ahora.

Qatar, un exportador clave, envía casi la totalidad de su GNL a través del estrecho.

Arbitraje

El arbitraje estadounidense hacia el noreste asiático vía el Cabo de Buena Esperanza aumentó esta semana y ahora solo apunta marginalmente hacia Europa, mientras que el arbitraje vía Panamá continúa apuntando hacia Asia por segunda semana consecutiva, según Qasim Afghan, analista de Spark Commodities.

Fletes de transporte

En el transporte de GNL, las tarifas del Atlántico subieron por primera vez en casi seis semanas, alcanzando los 33.000 dólares diarios, mientras que las del Pacífico se mantuvieron estables en 20.750 dólares diarios, añadió.

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JERA contrata hasta 5,5 MTPA de GNL de EE. UU. para diversificar su matriz energética

JERA contrata hasta 5,5 MTPA de GNL de EE. UU. para diversificar su matriz energética

JERA contrata hasta 5,5 MTPA de GNL de EE. UU. para diversificar su matriz energética 1094 696 GNL GLOBAL

JERA, la mayor generadora de energía de Japón, ha firmado nuevos acuerdos de suministro de gas natural licuado (GNL) estadounidense procedente de cuatro proyectos para diversificar su cartera global y reducir su dependencia de Australia, según anunció el jueves.

JERA planea comprar hasta 5,5 millones de toneladas métricas anuales (TMA) de GNL estadounidense en virtud de contratos a 20 años, con entregas que comenzarán alrededor de 2030. Este total incluye algunos acuerdos previamente anunciados, así como acuerdos recientemente anunciados.

Image cortesía de Jera

De los 5,5 MTMA anunciados este miércoles, 2,5 MTMA son acuerdos no vinculantes, también conocidos como Acuerdos Preliminares (AP).

Esta medida ilustra los esfuerzos de Japón por buscar un suministro estable y flexible de GNL para fortalecer la seguridad energética y satisfacer la creciente demanda de electricidad impulsada por la expansión de los centros de datos.

Japón es el segundo mayor importador de GNL del mundo, después de China. La medida también impulsa los esfuerzos del presidente estadounidense Donald Trump por expandir las exportaciones de GNL desde Estados Unidos, que ya es el principal exportador mundial de este combustible superenfriado, para ayudar a los productores nacionales y mejorar la balanza comercial con Japón.

Doug Burgum, secretario del Interior de EE. UU., declaró en un evento en la sede del Departamento de Energía en Washington que los acuerdos se centran en la prosperidad y la paz.

«Cuando podemos vender energía a nuestros amigos y aliados, a nuestro gran aliado como Japón, para que no tengan que comprársela a nuestros adversarios, el mundo se vuelve más seguro».

Entre los acuerdos, el mayor comprador de GNL de Japón firmó un acuerdo de colaboración con Sempra Infrastructure por 1,5 millones de toneladas anuales (MTPA) de su proyecto Port Arthur GNL fase 2 y un acuerdo de colaboración con Cheniere Energy, por hasta 1 MTPA de Corpus Christi GNL y Sabine Pass GNL.

La empresa japonesa de servicios públicos también firmó un acuerdo de compraventa a 20 años con la empresa estadounidense de GNL Commonwealth LNG por 1 MTPA de su proyecto de Luisiana. El martes, fuentes familiarizadas con las negociaciones informaron a Reuters sobre el acuerdo, aunque ambas compañías declinaron hacer comentarios en ese momento.

La cifra de 5,5 mtpa también incluye el acuerdo anunciado el 29 de mayo con NextDecade, para comprar 2 MTPA de su proyecto de GNL de Río Grande.

Los cuatro contratos son de 20 años, FOB, sin restricciones de destino, aunque el acuerdo de Cheniere podría extenderse más allá de los 20 años, según JERA.

«Tomamos estas decisiones porque un GNL competitivo y flexible es esencial de cara a la década de 2030», declaró a Reuters el director ejecutivo y presidente global de JERA, Yukio Kani.

Añadió que el GNL ha cobrado cada vez más importancia ante la creciente demanda de energía de los centros de datos y el alza en los costes de alternativas más limpias como el hidrógeno y el amoníaco. «También buscábamos asegurar contratos con los proyectos ya en desarrollo y vinculados a los contratos EPC (ingeniería, adquisiciones y construcción) antes del reciente aumento de los costos y las tasas de interés de los proyectos de GNL», afirmó.

REEQUILIBRIO DEL SUMINISTRO

El anuncio se produce en medio de las negociaciones comerciales en curso entre Japón y Estados Unidos, aunque Kani enfatizó que no hubo presión gubernamental detrás de los acuerdos, que, según él, fueron decisiones puramente del sector privado.

«Estamos reequilibrando el suministro hacia la mezcla global», declaró, para reducir su ponderación hacia Australia.
Tras los nuevos acuerdos, EE. UU. suministrará casi el 30 % de la mezcla de GNL de JERA, frente al 10 % actual.

Oceanía y Asia, incluyendo Australia, representan actualmente más de la mitad.

Cheniere afirmó que en la última década le ha resultado difícil encontrar un comprador japonés para su GNL.
«Nos honra que el comprador sea el mayor comprador de GNL de Japón y del mundo». El director comercial de Cheniere, Anatol Feygin, declaró en el evento del miércoles.

Sempra se mostró complacida de trabajar con JERA. «Con este anuncio, seguimos avanzando con paso firme hacia la decisión final de inversión para el proyecto», declaró Justin Bird, director ejecutivo de Sempra Infrastructure.
Commonwealth LNG se mostró complacida de asociarse con JERA, considerando el destacado papel del comprador japonés y su amplia experiencia en toda la cadena de valor del GNL.

JERA, propiedad conjunta de Tokyo Electric Power, y Chubu Electric Power, ya adquiere suministro estadounidense de Freeport LNG y Cameron LNG. En 2023, firmó un contrato de 20 años para comprar 1 millón de toneladas anuales al proyecto CP2 de Venture Global.

Fuente: Reuters

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Mapa de Australia

Australia planifica importar GNL desde 2027 para cubrir déficit en la costa este

Australia planifica importar GNL desde 2027 para cubrir déficit en la costa este 624 400 GNL GLOBAL

Australia podría iniciar las importaciones de gas natural licuado (GNL) a partir de 2027, según la evolución de los proyectos de terminales de importación a lo largo de su costa este, para abordar la posible escasez de suministro.

El regulador de competencia del país ha declarado que la costa este podría enfrentar un déficit a largo plazo debido a una mayor demanda y un declive estructural.

A continuación, se presenta una lista de cuatro proyectos propuestos que se encuentran en desarrollo en la costa este, consistentes en unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU), que enviarán gas a través de gasoductos de regreso al continente para su consumo.

TERMINAL DE GEELONGTERMINAL DE ENERGÍA DE PORT KEMBLATERMINAL DEL PUERTO EXTERIORTERMINAL DE ENERGÍA DE VICTORIA
OPERADOR: Viva Energy Group. OPERADOR: Squadron EnergyOPERADOR: Atlantic, Gulf and Pacific (AG&P) LNG OPERADOR: Vopak (VOPA.AS)
UBICACIÓN: Geelong, VictoriaUBICACIÓN: Nueva Gales del SurUBICACIÓN: Puerto de AdelaidaUBICACIÓN: Bahía de Port Phillip, Victoria
CAPACIDAD DE IMPORTACIÓN DE GNL: 2 millones de toneladas al añoCAPACIDAD DE IMPORTACIÓN DE GNL: 2 millones de toneladas al año
CAPACIDAD DE IMPORTACIÓN DE GNL: 2 millones de toneladas al año
CAPACIDAD DE IMPORTACIÓN DE GNL: Hasta 50 cargamentos* al año
FECHA DE OPERACIÓN: 2028FECHA DE OPERACIÓN: 2027
FECHA DE OPERACIÓN: 2027

FECHA DE OPERACIÓN: 2029
El gobierno australiano autorizó la construcción de la terminal de GNL de Viva Energy Group (VEA.AX), abre en una nueva pestaña en Geelong, según informó la compañía el 30 de mayo.
La terminal utilizará una FSRU con un gasoducto de 7 kilómetros (4,35 millas) que la conectará con Victoria, con una capacidad de 160 petajulios o aproximadamente 2,9 millones de toneladas al año. Se esperan las primeras entregas de gas en 2028.
La Terminal de Energía de Port Kembla ya está en funcionamiento y planea importar alrededor de 2 millones de toneladas métricas de GNL al año. La fecha de entrada en operación comercial del proyecto se ha pospuesto de 2026 a 2027, después de que el operador Squadron Energy extendiera el subalquiler de la FSRU, Hoegh Galleon, a la egipcia EGAS hasta finales de 2026, según un portavoz de la compañía.La terminal ya está conectada al Gasoducto Oriental de la distribuidora de gas y electricidad Jemena, según el Operador del Mercado Energético Australiano.Atlantic, Gulf and Pacific (AG&P) LNG, con sede en Singapur, ha acordado adquirir la empresa australiana de desarrollo de infraestructura energética Venice Energy y desarrollará su terminal de importación Outer Harbor en Australia Meridional.
La terminal propuesta, a la espera de una decisión final de inversión, se construirá mediante la conversión de un buque metanero de 145.000 metros cúbicos en una FSRU. Se espera que la construcción finalice a finales de 2026, y que el primer gas fluya al sistema a mediados de 2027, según informó Venice Energy en su sitio web.
Vopak ha iniciado conversaciones con proveedores y compradores de gas para su proyecto de terminal de importación de GNL en Victoria y espera tomar la decisión final de inversión en 2026-2027. Su objetivo es iniciar las operaciones de la terminal en 2029.
Vopak busca una FSRU con una capacidad de 170.000 metros cúbicos para regasificar GNL, y el gas se transportaría a Victoria a través de un gasoducto submarino de 19 km.
*Un cargamento de GNL equivale aproximadamente a 70.000 toneladas métricas.

Fuente: Reuters

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Mapa de Hong Kong

Hong Kong alcanza hito en el abastecimiento de GNL

Hong Kong alcanza hito en el abastecimiento de GNL 624 400 GNL GLOBAL

CLPe y Guangdong Water Transport Clean Energy Company Limited (CNOOC) llevaron a cabo con éxito la primera operación de abastecimiento de gas natural licuado (GNL) de barco a barco (STS) con manejo simultáneo de carga (SIMOPS) en Hong Kong el 5 de junio de 2025.

La operación se llevó a cabo en la Terminal de Contenedores de Kwai Tsing e implicó el reabastecimiento del Hanoi Express, un buque portacontenedores propiedad del gigante naviero alemán Hapag-Lloyd. Este evento también marcó la mayor operación de abastecimiento de GNL en Hong Kong hasta la fecha, con aproximadamente 10.000 metros cúbicos de GNL entregados.

El GNL se suministró utilizando el Haiyang Shiyou 301 de CNOOC, el buque de abastecimiento y transporte de GNL más grande del mundo, con una capacidad de 30.000 m³ y una velocidad de reabastecimiento de 1.650 m³ por hora. Este buque permitió completar un abastecimiento de combustible eficiente en 24 horas, mientras el Hanoi Express cargaba y descargaba simultáneamente, optimizando significativamente la eficiencia operativa y reduciendo el tiempo de escala en el puerto.

Este hito se basa en una empresa conjunta anunciada en noviembre de 2024 entre CLPe y CNOOC para desarrollar servicios de abastecimiento de combustible de GNL en Hong Kong.

Fuente: Safety4sea

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Shell

Shell prevé añadir 12 millones de toneladas de capacidad de GNL para 2030

Shell prevé añadir 12 millones de toneladas de capacidad de GNL para 2030 1024 683 GNL GLOBAL

Shell prevé añadir 12 millones de toneladas de capacidad de gas natural licuado (GNL) para finales de la década, procedentes de proyectos actualmente en construcción, según declaró el miércoles un alto ejecutivo de la mayor comercializadora de GNL del mundo.

«Estamos añadiendo hasta 12 millones de toneladas de capacidad adicional de GNL de aquí a finales de la década», declaró Cederic Cremers, presidente de Gas Integrado de Shell, en la conferencia de Wood Mackenzie «Gas, GNL y el Futuro de la Energía 2025», según informó Reuters.

La capacidad adicional provendrá de proyectos en Canadá, Catar, Nigeria y los Emiratos Árabes Unidos (EAU), según explicó Cremers de Shell en el evento del sector en Londres. La superpetrolera británica, la mayor comercializadora de GNL del mundo, con 65 millones de toneladas de GNL entregadas a más de 30 países el año pasado, está ampliando su capacidad mediante acuerdos con terceros, adquisiciones y participación en proyectos de GNL.

Shell es socia de la empresa estatal qatarí QatarEnergy en algunos tramos de la megaexpansión de North Field, el yacimiento de gas natural más grande del mundo, compartido por Qatar e Irán.

Shell también posee el 40% y es la operadora del proyecto LNG Canada. LNG Canada, en Kitimat, Columbia Británica, ha recibido su primer cargamento de importación de gas licuado que utilizará para realizar pruebas de equipos a medida que la instalación se acerca a su finalización, prevista para finales de este año. LNG Canada es el primer proyecto del país para la exportación de combustible superenfriado, con un enfoque en los mercados asiáticos como el principal impulsor de la demanda.

Shell también ha adquirido recientemente Pavilion Energy, empresa comercializadora de GNL con sede en Singapur, para impulsar su negocio de comercialización de gas.

El principal comercializador mundial de GNL afirmó en su informe anual sobre GNL a principios de este año que se prevé que la demanda mundial de GNL aumente un 60 % hasta 2040, impulsada por el crecimiento económico de Asia. Otros factores clave del crecimiento del consumo de GNL serán la reducción de emisiones en la industria pesada y el transporte, así como el impacto de la inteligencia artificial (IA) en la demanda de energía, según la superpetrolera británica.

Fuente: Oilprice.com | Por Tsvetana Paraskova

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Colombia

Ecopetrol impulsará la perforación de gas tras la salida de Shell

Ecopetrol impulsará la perforación de gas tras la salida de Shell 1594 1052 GNL GLOBAL

Ecopetrol SA planea continuar la perforación de gas natural en aguas del Caribe colombiano después de que su socio Shell Plc abandonara tres bloques offshore, apostando por la creciente demanda interna y las reservas potencialmente lucrativas.

Shell anunció en abril que se retiraría de los bloques COL-5, Purple Angel y Fuerte Sur como parte de una decisión estratégica, poniendo fin a su exploración de petróleo y gas en Colombia. Ecopetrol, que opera conjuntamente las áreas, avanzará por su cuenta o buscará un nuevo socio, según Rafael Guzmán, vicepresidente de hidrocarburos.

“No solo hay necesidad de gas en Colombia, sino que estos son proyectos con muy buena rentabilidad”, declaró Guzmán en una entrevista desde el departamento colombiano de Casanare, donde Ecopetrol posee bloques de gas que cubren la mitad de la demanda nacional.

Petrobras informó a los inversionistas a principios de este mes que está evaluando posibles adquisiciones, incluyendo los mismos bloques que Shell está abandonando.

Ecopetrol se apresura a desarrollar nuevas fuentes de gas, ya que la disminución de las reservas del país obliga a aumentar las importaciones para abastecer hogares y fábricas. El gobierno del presidente Gustavo Petro ha suspendido nuevos contratos de exploración desde que asumió el cargo en 2022, lo que significa que las empresas perforadoras deben optimizar el valor de los activos existentes.

No se espera que los primeros resultados de los pozos marinos se obtengan hasta 2029 como muy pronto. Un sitio clave, el pozo Sirius-2, compartido con Petrobras, podría triplicar las reservas de gas de Colombia si el descubrimiento se considera comercialmente viable.

Ambas compañías están perforando actualmente el pozo Buena Suerte en el bloque GUA-OFF-0 y planean instalarse junto al prospecto Papayuela. Según Guzmán, podrían seguir perforando pozos adicionales en el mismo bloque, dependiendo de los resultados.

Las reservas probadas de gas de Colombia cayeron al equivalente a 5,9 años de consumo a finales de 2024, el nivel más bajo desde al menos 2007, según un informe gubernamental publicado esta semana. Mientras tanto, las reservas de petróleo aumentaron ligeramente a 7,2 años.

Fuente: Rigzone

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ADNOC Gas anuncia FID y adjudica contratos para la primera fase de su proyecto de desarrollo de gas

ADNOC Gas anuncia FID y adjudica contratos para la primera fase de su proyecto de desarrollo de gas 638 380 GNL GLOBAL

ADNOC Gas Plc y sus filiales (en conjunto, ADNOC Gas), empresa líder mundial en procesamiento y venta de gas integrado, anunció hoy la adjudicación de una Decisión de Inversión (FID) y la adjudicación de contratos por 5.000 millones de dólares para la primera fase de su proyecto de desarrollo de gas rico (RGD), lo que marca un hito clave en la mayor inversión de capital de la compañía.

Los contratos implican la ampliación de unidades de procesamiento clave para aumentar la productividad y mejorar la eficiencia operativa en cuatro instalaciones de ADNOC Gas: Asab, Buhasa, Habshan (en tierra) y la planta de licuefacción de la isla Das (en alta mar). La compañía tiene previsto adjudicar FID en dos fases adicionales del proyecto RGD en Habshan y Ruwais para permitir la entrega de una mayor capacidad de producción y satisfacer la creciente demanda del mercado.

El proyecto RGD permitirá el desarrollo de nuevos yacimientos de gas, clave para impulsar las exportaciones de gas licuado, apoyar la autosuficiencia gasística en los EAU y proporcionar materia prima esencial a la creciente industria petroquímica del país.

Se han adjudicado contratos EPCM en tres tramos para la fase 1. El primer tramo, valorado en 2.800 millones de dólares, se adjudicó a Wood para la planta de Habshan. Los dos tramos restantes (1.200 millones de dólares para la planta de licuefacción de la isla de Das y 1.100 millones de dólares para las plantas de Asab y Buhasa) se adjudicaron a dos consorcios: Petrofac y Kent Plc.

Fatema Al Nuaimi, Directora Ejecutiva de ADNOC Gas, declaró: «La FID y la adjudicación de contratos para la primera fase del proyecto Rich Gas Development marcan un hito significativo en la estrategia de ADNOC Gas para lograr un crecimiento del EBITDA del 40 % entre 2023 y 2029. Se espera que esta inversión estratégica genere un nuevo valor significativo para nuestros accionistas y permita un crecimiento sostenible y continuo para la empresa, nuestros empleados y los EAU».

La fase 1 del proyecto RGD se centra en optimizar y descongestionar los activos de gas existentes, a la vez que se desbloquean nuevas y valiosas fuentes de gas. Como parte de la estrategia a largo plazo de ADNOC Gas, centrada en el crecimiento y la preparación de su negocio para el futuro, el proyecto RGD se alinea con la visión de la compañía de implementar importantes iniciativas de crecimiento entre 2025 y 2029. Además, el proyecto RGD pone de relieve el compromiso de ADNOC Gas con la mejora del Valor en el País (ICV), con planes para crear cientos de nuevos puestos técnicos en campo para 2029, contribuyendo así al crecimiento económico de los EAU.

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