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Canal de Panamá

El cuello de botella en el Canal de Panamá podría durar hasta marzo

El cuello de botella en el Canal de Panamá podría durar hasta marzo 600 338 GNL GLOBAL

RÍO DE JANEIRO / CIUDAD DE PANAMÁ, (Reuters) – Se espera que la congestión que ha retrasado los envíos de gas natural licuado (GNL) a través del Canal de Panamá dure durante los meses de invierno de máxima demanda.

Comerciantes cercanos a la situación, informaron a Reuters aunque el regulador del canal dijo que había realizado cambios en la velocidad para mejorar el transito.

El precio del GNL y las tarifas de envío han alcanzado niveles récord debido al cuello de botella, las limitaciones de suministro y la fuerte demanda de Asia, donde el clima helado ha puesto al sistema de suministro de energía bajo presión.

Los barcos que transportaban GNL desde Estados Unidos para satisfacer la demanda asiática esperaron hasta dos semanas en diciembre para navegar por el canal.

Autoridad del Canal de Panamá

La Autoridad del Canal de Panamá dijo a Reuters por correo electrónico que la espera se había reducido a la mitad a una semana.

Asimismo, indicó que había cambiado su sistema de reserva de tránsito el 4 de enero para reducir el atasco y permitir que los buques de GNL reserven dos espacios entre 80 y 15 días antes del tránsito, en lugar de solo uno.

La Autoridad también ha introducido subastas para vender cualquier espacio que esté disponible dentro de dos o tres días antes del tránsito debido a cancelaciones de última hora.

Hasta el momento, se han realizado cinco subastas y se han adjudicado cuatro slots a buques de GNL, informó la autoridad.

Analistas y comerciantes han dicho que esperan que las congestiones duren hasta hasta marzo, cuando las temperaturas del hemisferio norte suban y la demanda de calefacción disminuya debido a la escasez de espacios.

“Actualmente, solo hay dos espacios disponibles para GNL. Idealmente, habría mucho más que eso ”, dice Ross Wyeno, analista líder de GNL para América en S&P Global Platts.

Comerciantes cancelaron algunas licitaciones de GNL debido a las demoras, pero hay demasiadas embarcaciones para los tres juegos de esclusas que suben y bajan embarcaciones que transportan todo tipo de productos a través del canal de 80 kilómetros que atraviesa la parte más estrecha de Panamá y conecta el Atlántico y Océanos pacíficos.

“Los altos precios al contado en Asia están creando un escenario de hora punta matutina para los productores de GNL de Estados Unidos, con cargas que se mueven en la misma dirección al mismo tiempo”, dijo Schreiner Parker, vicepresidente para América Latina de Rystad Energy.

El repunte de los precios y la demanda es la culminación de una tendencia más profunda, ya que China, India y otras naciones asiáticas han comprado GNL como parte de los esfuerzos para diversificarse del carbón altamente contaminante.

Durante los últimos nueve meses, los precios al contado del GNL se han multiplicado por más de diez desde un mínimo histórico en abril de $ 2 por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu) a más de $ 28 por mmBtu la semana pasada.

Un viaje a Asia a través del Canal de Panamá dura 15 días.

Alternativamente, los exportadores estadounidenses que han aumentado los suministros de GNL para satisfacer la alta demanda, pueden enviar sus cargamentos alrededor del Cabo de Buena Esperanza, Sudáfrica. Eso duplica con creces el tiempo del viaje a Asia a unos 38 días y es una ruta que los buques de GNL suelen evitar.

La firma de investigación Energy Aspects dijo que alrededor de un tercio de los buques de GNL que cargaban desde Estados Unidos tomaron la ruta larga en diciembre.

Reporting by Sabrina Valle in Rio de Janeiro and Elida Moreno in Panama City, additional reporting by Marianna Parraga; editing by Barbara Lewis.

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Logo de BP

Fletes spot de metaneros marcan un récord histórico

Fletes spot de metaneros marcan un récord histórico 638 479 GNL GLOBAL

Publicado por PortalPortuario.cl

La primera semana de enero marcó un récord histórico en el mercado de fletes spot de buques metaneros, alcanzando los 200.000 $/día de media.

La empresa BP firmó un contrato por 350.000 $/día para una carga de gas natural licuado (GNL) en Estados Unidos. El récord anterior para cualquier transporte de materias primas por vía marítima se estableció a finales de 2019, cuando se pagaron 308.000 $/día por un petrolero Very Large Crude Carrier (VLCC), según los datos ofrecidos por Clarkson Research Services.

En el mercado del gas históricamente han sido más habituales los contratos de fletamento por tiempo, a los que se vinculaba la construcción de nuevos buques, que los contratos spot, más propios de otros sectores.

La escasez de oferta de barcos metaneros disponibles debido a un importante aumento de la demanda asiática de gas en un invierno especialmente frío; el aumento de las exportaciones de EE. UU. o los persistentes retrasos para cruzar el Canal de Panamá, que han fomentado rutas alternativas más largas, explican el aumento de estos fletes.

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Precios del Carbón en Europa Los Estados Unidos y China Enero-2021

Análisis: el clima frío y los altos precios del gas mejoran el atractivo del carbón

Análisis: el clima frío y los altos precios del gas mejoran el atractivo del carbón 1024 534 GNL GLOBAL

LONDRES / TOKIO / NUEVA YORK (Reuters) – Una tormenta perfecta de temperaturas bajo cero y un repunte de los precios del gas natural, impulsado por la oferta, han avivado la demanda de carbón térmico, con precios alcanzando máximos de varios años.

El clima frío registrado en el hemisferio norte ha destacado la resistencia relativa que aún tiene el carbón como combustible, incluso cuando varios países comienzan a abandonar el combustible para descarbonizar y cumplir los objetivos del cambio climático.

Cuando el carbón es más competitivo que el gas, puede fomentar el cambio por parte de los productores de energía

En Asia, los problemas de suministro de gas natural licuado (GNL) y el clima frío han disparado los precios del gas natural, lo que ha hecho subir los precios tanto en los Estados Unidos como en Europa.

Cuando este combustible es más competitivo que el gas, puede fomentar el cambio por parte de los productores de energía.

Las entregas de carbón procedentes del puerto australiano de Newcastle son casi un 25% más alto que hace un año, y los contratos futuros del carbón europeo para 2022 se han aumentado más de un 20%.

Sin embargo, los beneficios de costos actuales del este combustible pueden disminuir cuando el rally por el GNL se enfríe y comience un clima más cálido.

Eficiencia

Japón está lanzando unidades nuevas y más eficientes. JERA, el mayor generador de energía del país, inició la semana pasada las operaciones comerciales de una de esas unidades.

el portavoz de JERA, Atsuo Sawaki dijo “También estamos operando nuestras plantas de carbón por encima de la capacidad nominal”.

Otras compañías eléctricas dijeron que estaban haciendo lo mismo.

El colapso nuclear de Fukushima se cierne sobre la industria energética del país con solo tres reactores operando una década después del desastre, contribuyendo a una contracción de energía que sacudió los precios del mercado a un récord de $ 2,400 por megavatio el jueves pasado.

La Agencia Internacional de Energía (IEA) dijo en diciembre que la demanda por este combustible aumentaría un 2,6% este año, después de la caída provocada por la pandemia del año pasado, ya que las economías en recuperación impulsarán el uso de electricidad y producción industrial.

Alex Whitworth, director de investigación de la consultora Wood Mackenzie “El carbón está demostrando ser muy resistente y, aunque algunos países se están moviendo para acelerar las retiradas de las plantas de carbón, la generación general a carbón en Asia está en una trayectoria ascendente en los próximos años”,

Whitworth agregó que “La escasez de energía y los precios al contado del gas increíblemente altos este invierno están recordando a los gobiernos, las empresas y los consumidores la importancia del carbón”.

Este combustible es la fuente de energía más contaminante si las emisiones no se capturan y almacenan bajo tierra. Si bien esa tecnología está rezagada, la mayoría de las unidades de carbón en todo el mundo producen no solo emisiones de dióxido de carbono, (responsable del calentamiento global), sino también otros contaminantes dañinos para la salud humana.

Inversionistas cada vez se están apartando de las empresas de combustibles fósiles, preocupados por los activos varados debido a objetivos de emisiones más estrictos y energía renovable más barata.

La industria del carbón en los EE. UU. y Europa han estado en declive durante aproximadamente una década debido a la competencia del gas barato y abundante, más energía solar y eólica subvencionada, junto con la creciente preocupación pública por el cambio climático.

Muchos expertos coinciden en que este combustible fósil está en declive terminal, pero los pronósticos sobre la demanda máxima pueden variar.

La IEA, por ejemplo, dijo que la demanda mundial probablemente había alcanzado su punto máximo en 2013, a pesar de un repunte previsto para este año.

China y el consumo de carbón

China sigue siendo un mercado dominante. El mayor importador de carbón a nivel mundial agregó unos 11,4 gigavatios de capacidad en la primera mitad de 2020, más que la capacidad construida en cualquier otra parte del mundo.

El carbón todavía representa el 60% del suministro de energía en China, que actualmente esta desarrollando cerca de 250 GW de capacidad, suficiente para alimentar a Alemania.

Las importaciones chinas de carbón se triplicaron el mes pasado desde noviembre, cuando Beijing relajó las restricciones a la importación para satisfacer la demanda de calefacción durante lo que se está convirtiendo en un invierno frío récord.

Los precios internos han subido al nivel más alto en casi una década a medida que la actividad industrial se recuperó después de que la pandemia de coronavirus se contuvo allí.

Por su parte, India también tiene planes de impulsar la producción de carbón para reducir la dependencia de las importaciones, aunque es probable que las entradas experimenten un fuerte crecimiento este año, dijo ING Research.

En Estados Unidos, la energía generada a partir del carbón, que perdió su corona ante el gas como la mayor fuente de electricidad en 2016, aumentará en un récord de 14% a 871 mil millones de kilovatios hora (kWh) en 2021 a partir de 2020 y 9% en 2022, según a proyecciones y datos oficiales que se remontan a 1990.

Para ver un gráfico sobre la generación de energía en EE. UU. A partir de carbón y gas natural

Los pronósticos de aumento de los precios del gas en 2021 y 2022 impulsarán la demanda de este combustible hasta el próximo año, aunque es posible que no alcance los niveles de 2019, dijo Linda Capuano, administradora de la EIA.

Para S&P Global Platts Analytics, “2021 podría registrar la última gran demanda del carbón. El cambio de gas a carbón y la recuperación de la demanda de energía en los EE. UU. aumentarán la demanda de suministro de carbón en 2021, pero los productores de carbón de EE. UU. con dificultades financieras encontrarán un desafío para aumentar adecuadamente el suministro ”.

En Europa, este combustible fósil está jugando un papel menos importante que hace varios años, y algunos países, incluidos Alemania, España, los Países Bajos, Gran Bretaña y Portugal, planean eliminar el carbón en diferentes plazos hasta 2040. Aunque Europa del Este sigue dependiendo mucho del carbón.

Sin embargo, el carbón todavía proporciona respaldo al suministro de electricidad cuando el gas es escaso y la disponibilidad nuclear se ve interrumpida.

Reporte de Nina Chestney en Londres, Aaron Sheldrick en Tokio y Scott DiSavino en Nueva York; informes adicionales de Muyu Xu; Edición de Veronica Brown y David Evans.

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Total compra una participación del 20% en Adani Green Energy

Total compra una participación del 20% en Adani Green Energy 150 150 GNL GLOBAL

PARÍS (Reuters) – El grupo francés de petróleo y energía Total acordó comprar la participación minoritaria del 20% en Adani Green Energy Limited (AGEL) de la India de Adani Group, indicando un aumento de la presencia de Total en el sector de las energías renovables.

Total dijo el lunes que su compra le daría a un asiento en la junta directiva de AGEL.

Total y Adani llegaron a un acuerdo de asociación en 2018 en el sector del gas natural licuado (GNL).

Energías Renovables

La empresa francesa está tratando de reducir su dependencia del petróleo y cambiar hacia la electricidad y las energías renovables.

Su objetivo es tener 35 gigavatios (GW) de capacidad bruta de generación de energía renovable para 2025 de alrededor de 9 GW ahora.

Adani Green Energy tiene una capitalización de mercado de alrededor de 1.483 billones de rupias indias ($ 20,25 mil millones), y una participación del 20% en la compañía valdría aproximadamente $ 4,1 mil millones según los precios actuales del mercado.

“Nuestra entrada en AGEL es un hito importante en nuestra estrategia en el negocio de las energías renovables en la India implementada por ambas partes”, dijo Patrick Pouyanne, CEO y presidente de Total.

“Dado el tamaño del mercado, India es el lugar adecuado para poner en acción nuestra estrategia de transición energética basada en dos pilares: renovables y gas natural”, agregó.

Total y Adani agregaron que habían acordado la adquisición de una participación del 50% en una cartera de 2,35 GWac de activos solares operativos propiedad de AGEL y una participación del 20% en AGEL por una inversión global de $ 2,5 mil millones.

AGEL tiene como objetivo alcanzar 25 GW de generación de energía renovable para 2025. Por su parte Total dijo que AGEL formaría una parte clave de los planes generales de la empresa para los 35 GW de capacidad de producción bruta a partir de fuentes renovables para 2025, junto con planes para otros 10 GW por año en encima de eso.

El grupo energético francés Total compra una participación del 20% en Adani Green Energy

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as exportación semanales de gas natural licuado (GNL) de Estados Unidos cayeron esta semana por segunda semana consecutiva.

Exportación semanal de GNL estadounidense cae por segunda semana

Exportación semanal de GNL estadounidense cae por segunda semana 618 393 GNL GLOBAL

La exportación semanal de gas natural licuado (GNL) producido en los Estados Unidos cayó por segunda semana consecutiva.

Exportación semanal de GNL

De acuerdo con el reporte semanal publicado por la U.S. Energy Information Administration (EIA), un total de 16 buques partieron de las instalaciones de exportación de GNL de Estados Unidos durante la semana del 7 y el 13 de enero 2021, esto es 5 envíos menos que los exportados la semana previa.

GNL GLOBAL Premium. Fuente: Exportación Semanal de GNL publicada por la EIA

De acuerdo con la EIA, los 16 buques con GNL tenían una capacidad combinada de transporte de 59 mil millones de pies cúbicos (Bcf).

Exportación semanal de GNL por planta

Del total exportado durante la semana del 7 al 13 de enero 2021, la planta Sabine Pass registró siete cargamentos enviados, seguidos de tres de las instalaciones de Corpus Christi y tres más de la planta Cameron LNG.

La planta de Freeport LNG agregó dos cargamentos más, mientras que la instalación de Cove Point registró solo uno.

GNL GLOBAL Premium. Fuente: Exportación Semanal de GNL publicada por la EIA

De acuerdo con la EIA, las entregas de gas natural a las instalaciones de exportación de GNL en los EE.UU. durante la remana en revisión promediaron los 10,8 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf / d), unos 0,22 Bcf / d menos que la semana previa.

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Tellurian apunta comenzar construcción de su proyecto de GNL para este verano

Tellurian apunta comenzar construcción de su proyecto de GNL para este verano 150 150 GNL GLOBAL

(Reuters) – El cofundador del desarrollador estadounidense de gas natural licuado (GNL), Tellurian dijo este jueves que la compañía tiene como objetivo comenzar la construcción de su proyecto de exportación Driftwood LNG, en Luisiana, este verano, a medida que la demanda de combustible súper refrigerado aumenta en todo el mundo.

Charif Souki, cofundador y presidente ejecutivo de Tellurian dijo «Espero que estemos en construcción este verano». Agregando, «Existe una gran necesidad de capacidad de licuefacción adicional y probablemente seamos el proyecto que está más cerca de comenzar la construcción».

La demanda de GNL se ha disparado en los últimos años a medida que países como China e India sustituyen la generación de energía de las plantas de carbón por gas.

En las últimas semanas, tanto los precios del combustible como las tarifas de envío se han disparado debido al clima frío en Asia y los cuellos de botella en el Canal de Panamá.

De acuerdo con Souki “El nivel de interés (de los clientes) ha aumentado de forma espectacular durante el último mes”.

Retrasos del proyecto de Tellurian

En los últimos dos años, numerosos proyectos programados para ser pioneros en América del Norte, incluido Driftwood de Tellurian, se retrasaron porque los clientes no estaban dispuestos a firmar acuerdos a largo plazo necesarios para financiar los proyectos debido a la caída de los precios del gas natural.

La destrucción de la demanda por coronavirus provocó que los precios del gas en Europa y Asia cayeran a mínimos históricos por debajo de los 2 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu), mientras que los precios del gas en Estados Unidos cayeron a su nivel más bajo en 24 años el año pasado.

«El sistema está bajo presión”, dijo Souki, agregando que la demanda mundial de GNL está en camino de aumentar en alrededor de 200 millones de toneladas durante los próximos siete años. En 2020, la demanda mundial de GNL alcanzó un récord de 360 ​​millones de toneladas.

La primera fase de Driftwood está programada para operar en 2025 y producirá alrededor de 16,5 millones de toneladas por año de GNL, lo que equivale a unos 2,2 mil millones de pies cúbicos por día de gas natural.

Mil millones de pies cúbicos de gas son suficientes para abastecer a unos cinco millones de hogares por día.

Reporting by Scott DiSavino; Editing by Christopher Cushing

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Mapa de Puerto Rico

IEEFA: centrales de gas natural con financiación federal siguen estando en el punto de mira de la AEE en Puerto Rico

IEEFA: centrales de gas natural con financiación federal siguen estando en el punto de mira de la AEE en Puerto Rico 650 347 GNL GLOBAL

Publicado por el Institute for Energy Economics and Financial Analysis

En agosto de 2020, el Puerto Rico Energy Bureau aprobó un plan a largo plazo para el sistema eléctrico de la isla en el que se pedían mayores inversiones en energía renovable y almacenamiento. Dicha entidad había trabajado durante meses integrando análisis de varias partes interesadas y finalmente había rechazado nuevas iniciativas de gas natural por sus costos y dificultades logísticas.

Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico

Sin embargo, el mes pasado la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) publicó un plan a 10 años en el que explicaba cómo tenía pensado gastar más de 10 000 millones de dólares de los fondos de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA por sus siglas en inglés) y sus planes para construir más centrales de gas natural, sin inversiones en energía renovable.

El plan de la AEE incluye dedicar más de 850 millones de dólares de los fondos federales a una central de ciclo combinado de 400 megavatios (MW) cerca de San Juan y 11 plantas de pico nuevas que se distribuirán por cinco ubicaciones. Pero el plan de la AEE apenas da detalles que son fundamentales, por ejemplo, cómo se suministraría el gas natural a las centrales. Tampoco ofrece ninguna explicación de cómo la instalación de importación de gas natural de New Fortress Energy en San Juan hará frente a una investigación federal de cómo fue construida sin la autorización de la Comisión Federal Reguladora de Energía. Por último, en el plan no se explica cómo es que los proyectos pueden financiarse con dinero autorizado en virtud la Sección 404 de la Ley Stafford, que regula la mitigación de riesgos y solo puede usarse para centrales generadoras nuevas “si el generador protege una instalación crítica”, que no es el caso de los proyectos propuestos.

En una audiencia ante el Puerto Rico Energy Bureau el lunes, varios funcionarios de la AEE confirmaron que la FEMA ha aprobado los planes de la AEE para utilizar dinero federal en estas nuevas plantas de gas natural. Un comisionado del Bureau señaló que era “absolutamente perplejo” que la AEE estuviera presentando un plan que no está en armonía con el plan aprobado por el Bureau, que la AEE está legalmente obligada a seguir.

Ya ha habido otras ocasiones en las que tanto la AEE como el Departamento de Energía de los Estados Unidos han presionado para que se desarrolle la infraestructura de gas natural en Puerto Rico. En abril de 2019 un alto funcionario del Departamento de Energía instó a que se construyera una central de gas natural de entre 1200 y 1600 MW en Palo Seco, cerca de San Juan. Por su parte la AEE presionó para que se construyera una central más pequeña de 302 MW en Palo Seco como parte del plan a largo plazo que presentó a su entidad reguladora, el Puerto Rico Energy Bureau, en 2019.

El Puerto Rico Energy Bureau rechazó el plan por “el riesgo adicional de una posible subida los costos de la infraestructura de gas natural licuado (GNL) con una terminal de GNL situada en tierra en el norte y una nueva turbina de gas de ciclo combinado en Palo Seco”. Ordenó a la AEE que se centrara en la energía renovable y en recursos de almacenamiento en vez de en la construcción de una nueva central, aunque autorizó 5 millones de dólares para permisos y estudios preliminares por si subían los precios de la energía solar y del almacenamiento de energía en baterías.

La AEE también presionó para que se construyeran 18 plantas de pico de gas natural de 23 MW. Al rechazar su propuesta, el Puerto Rico Energy Bureau ordenó a la AEE que explorara otras fuentes de generación de energía para cubrir la demanda en horas picas y otros servicios de red que compitieran con los generadores que utilizan combustibles fósiles. Limitó la creación de más capacidad basada en combustibles fósiles a 81 MW, muy por debajo de los 414 MW que habrían generado las 18 centrales nuevas.

El asunto no quedó zanjado con esa orden. A pesar de que el Puerto Rico Energy Bureau rechazó los planes de la AEE para crear más de 700 MW de capacidad basada en gas natural adicionales, esos proyectos han resurgido, con el respaldo de más de 850 millones de dólares de los fondos federales.

La elección entre gas y energía renovable no es solo una cuestión de consumo de combustibles fósiles. El plan fiscal de la AEE ha dejado claro que el ahorro que permite la energía renovable es crucial para su solvencia fiscal, e incluso si el proceso de licitación para la nueva infraestructura de gas natural se lleva a cabo honestamente (cosa poco probable a juzgar por la experiencia), la utilización de dinero de la mayor inversión federal de la historia en el sistema eléctrico de Puerto Rico para infraestructura de gas natural garantiza que la red de la isla tenga un saldo negativo durante décadas.

Articulo: Actualización IEEFA: Las centrales de gas natural con financiación federal siguen estando en el punto de mira de la autoridad responsable de la energía eléctrica en Puerto Rico Publicado por el Institute for Energy Economics and Financial Analysis.

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Precios del GNL en Asia

Ola de frío expone la crisis energética subyacente de Asia

Ola de frío expone la crisis energética subyacente de Asia 800 532 GNL GLOBAL

Por John Kemp

El noreste de Asia se ha visto afectado por una crisis energética en pleno invierno debido a un período prolongado de temperaturas mucho más bajas de lo normal en la región ha agotado los suministros de carbón, gas y electricidad hasta un punto de ruptura.

China se ha visto obligada a restringir el suministro eléctrico en varias provincias, Japón ha pedido una moderación voluntaria y los precios del gas natural licuado (GNL) han alcanzado niveles récord a medida que los generadores y las empresas de servicios públicos se esfuerzan por obtener cargamentos al contado.

Crisis Energética

Si bien las temperaturas bajo cero desencadenaron la crisis, también han expuesto una falta subyacente de resiliencia en los sistemas energéticos regionales causada por la rápida transición al gas para la calefacción de espacios y la generación de energía.

Japón no ha podido reiniciar o reemplazar la generación nuclear una década después del desastre de Fukushima, que ha dejado al país sin capacidad de generación y excesivamente dependiente del gas importado.

La rápida transición de China del carbón al gas para los sistemas de calefacción urbana ha restringido el suministro de gas, mientras que el rápido aumento del consumo de electricidad doméstica e industrial sobrecarga la red eléctrica.

En general, en Asia, el crecimiento económico, el aumento de los ingresos y el aumento de la demanda de electricidad han estirado los sistemas de generación y la capacidad de importar suficiente GNL en las horas pico.

Toda crisis energética tiene cuatro elementos:

  • 1) Erosión previa a la crisis de la capacidad de producción excedente y / o inventarios frente a un consumo cada vez más rápido;
  • 2) No apreciar el riesgo creciente y tomar medidas preventivas oportunas;
  • 3) Un disparador a corto plazo que convierte la escasez potencial en escasez real; y
  • 4) Reacción exagerada de pánico cuando llega la escasez.

La crisis energética que afectó a Asia en 2020/21 muestra muchas de las características de las crisis que afectaron a Gran Bretaña en 1946/47 y a Estados Unidos en 1973/74.

El hilo conductor de los tres es que un clima anormal o una interrupción del suministro agravaron una escasez de energía subyacente y llevaron la crisis a un punto crítico; los signos de una crisis habían sido evidentes meses antes, pero no se actuó con la suficiente urgencia.

EL DIFÍCIL INVIERNO DE 1947

En 1947, Gran Bretaña se vio afectada por un período prolongado de temperaturas por debajo de lo normal y una serie de tormentas de nieve entre finales de enero y principios de marzo.

«La nieve cayó todos los días en algún lugar del Reino Unido durante 55 días», dijo la Oficina Meteorológica del Reino Unido. «Febrero de 1947 fue el febrero más frío registrado en muchos lugares». La demanda de carbón, gas y electricidad aumentó mientras el país luchaba por mantenerse caliente y mantener la producción industrial. Pero los movimientos de carbón por carretera, ferrocarril y a lo largo de la costa se vieron interrumpidos por las fuertes nevadas y el hielo en ríos y estuarios, lo que provocó que las existencias en las centrales eléctricas, las fábricas y las casas se quedaran peligrosamente bajas.

Incluso cuando había combustible disponible, la vieja flota de generadores del país, gran parte de la cual necesitaba ser reemplazada después de la Segunda Guerra Mundial, no pudo hacer frente a la carga en rápido crecimiento. Ante un posible colapso de la red, el gobierno primero redujo y luego suspendió el suministro de energía a los usuarios industriales, lo que provocó el cierre de muchas empresas y el aumento del desempleo, de 400.000 a mediados de enero a 1,75 millones a finales de febrero.

Se cortaron las transmisiones de radio y televisión y se suspendieron los periódicos o se obligó a publicarlos en formatos más pequeños para ahorrar electricidad. A medida que la crisis empeoraba, se cortaba el suministro eléctrico a los hogares durante varias horas al día. La causa inmediata de la crisis energética fue el largo período de un clima excepcionalmente malo, pero fue un accidente que estaba a punto de ocurrir (“The Bleak Midwinter, 1947”, Robertson, 1987).

Antes de la crisis, la demanda de energía había crecido rápidamente a medida que la producción industrial se recuperaba después del final de la guerra y más hogares usaban más electricidad.

La generación eléctrica había aumentado de 25 teravatios-hora en 1939 a 39 TWh en 1946 y había aumentado casi un 11% solo en 1946. Pero la producción de carbón había estado cayendo constantemente desde el comienzo de la guerra como resultado de una fuerza laboral que se contrae y envejece, aumenta el ausentismo y disminuye la productividad.

El resultado fue una persistente presión a la baja sobre las existencias de carbón, que disminuyeron de 23 millones de toneladas a fines de 1943 y 21 millones a fines de 1944 a 16 millones a fines de 1945 y 11 millones a fines de 1946.

Con la demanda de electricidad creciendo rápidamente y tan poco carbón disponible, el país estaba al borde de una crisis energética a fines de 1946, incluso antes de que llegara el frío récord.

LA CRISIS ENERGÉTICA DE 1973

En el último trimestre de 1973 y principios de 1974, los precios del petróleo se dispararon después de que los países árabes impusieran un embargo a las exportaciones a los Estados Unidos y los Países Bajos para protestar por su apoyo a Israel durante la guerra de Yom Kippur. A menudo se culpa al embargo de causar la crisis de precios, que se conoció como la primera crisis del petróleo, y se suele recordar por las colas en las estaciones de servicio. Sin embargo, la escasez de crudo, combustible para calefacción, gasolina y gas natural había comenzado a surgir mucho antes en 1973 e incluso en 1972, debido a que los suministros no lograron mantener el ritmo de la demanda en rápido aumento.

Entre finales de la década de 1950 y principios de la de 1970, Texas y los estados vecinos tenían un gran excedente de capacidad de producción de petróleo que fue cerrado por orden de la Comisión de Ferrocarriles de Texas para mantener los precios.

Sin embargo, después de un largo período de precios bajos a lo largo de la década de 1960, que impulsó el rápido crecimiento del consumo al tiempo que inhibió la inversión en la producción, la última capacidad disponible desapareció en marzo de 1972.

A partir de ese momento, Estados Unidos se volvió cada vez más vulnerable a cualquier interrupción de las importaciones, y un aumento de los precios se había vuelto inevitable.

En el invierno de 1972, el suministro de combustible para calefacción estuvo bajo presión. Las refinerías respondieron aumentando la producción de destilados, pero eso dejó una escasez de gasolina en la primavera y el verano siguientes. En marzo de 1973, los periódicos locales advirtieron sobre una posible escasez de gasolina en Pensilvania. Empresas de camiones y aerolíneas comenzaron a quejarse de la dificultad de obtener combustible. Para mayo de 1973, el Comité Económico Conjunto del Congreso de los Estados Unidos y el Comité Bancario del Senado estaban celebrando audiencias de varios días sobre la escasez de gasolina y fuel oil. “Nos enfrentamos a un problema importante de escasez de combustible en invierno y gasolina en invierno y verano, advirtió el senador Hubert Humphrey al Comité Económico Conjunto el 1 de mayo. “Fuimos salvados de la catástrofe por un clima inusualmente moderado. El problema que enfrentamos ahora es prepararnos adecuadamente para el próximo otoño e invierno «.

“El problema energético está superando rápidamente a la inflación como el problema económico y político número uno de la nación”, dijo el senador Donald Riegle al Comité Bancario el 22 de mayo, casi cinco meses antes del embargo.

El 5 de octubre, el día antes de que estallara la guerra, el Tesoro de los Estados Unidos hizo un llamado a todos los consumidores para que bajaran sus termostatos en tres grados para evitar la escasez de gasóleo y gas para calefacción en el próximo invierno. «Tendremos que aumentar las importaciones de combustible para calefacción este invierno para satisfacer nuestra demanda normal, pero puede que no sea posible aumentar la importación tan rápido y en la cantidad necesaria para satisfacer una demanda sustancialmente mayor», dijo el secretario del Tesoro.

«Nuestras demandas de combustible están aumentando», dijo, «debido a la construcción de más viviendas, una mayor demanda industrial y porque algunas empresas de servicios públicos han cambiado del carbón al petróleo como un medio para reducir la contaminación del aire». La intensificación de la crisis energética puede haber alentado a los exportadores árabes a pensar que un embargo podría alterar la política exterior de Estados Unidos, pero la escasez de energía probablemente habría elevado los precios significativamente y pronto incluso sin él.

LA OLA DE FRIO DEL NORESTE DE ASIA

La crisis energética de Asia comenzó a surgir en el cuarto trimestre de 2020, con informes de que algunos países, incluido Pakistán, estaban luchando por obtener suficientes cargamentos de GNL para satisfacer un consumo en rápido aumento.

Reuters informó el 5 de octubre que el ministro de Petróleo de Pakistán había advertido que el país se encaminaba hacia una importante escasez de gas en diciembre y enero, y culpó a la disminución del suministro de gas autóctono y al aumento de la demanda.

En todo el sur y este de Asia, el suministro de energía se ve afectado por el rápido crecimiento del consumo, que solo fue interrumpido brevemente por la epidemia de coronavirus a principios de 2020.

La creciente demanda de energía y GNL importado de la región no ha estado acompañada de un aumento suficiente en las reservas de generación o almacenamiento de gas. Todo el sistema de energía, incluida la energía, el gas y el carbón, se ha quedado sin la flexibilidad necesaria para responder a condiciones climáticas inusuales o una interrupción del suministro.

Para el cuarto trimestre de 2020, la región ya se encontraba en una incipiente crisis energética; todo lo que necesitaba era un largo período de frío para empujarlo al límite.

Articulo original: Column: Big freeze exposes Asia’s underlying energy crisis publicado por la agencia Reuters.

GNL GLOBAL

Precios del GNL importado a Japón Dic-2020

Precios spot del GNL importado a Japón en diciembre alcanzan máximo de dos años

Precios spot del GNL importado a Japón en diciembre alcanzan máximo de dos años 636 398 GNL GLOBAL

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) importado a Japón alcanzaron el nivel más alto registrado en los dos últimos dos años.

Precios Spot del GNL importado a Japón

De acuerdo con los datos mensuales publicados por el Ministerio de Economía, Comercio e Industria (METI) de Japón, el precio spot del GNL contratado en diciembre 2020 alcanzó los US$ 8,6 por MMBtu. Este es el precio más alto registrado por el METI desde diciembre de 2018, cuando alcanzó los US$ 9,2 por mmBtu.

GNL GLOBAL Premium. Fuente: METI

Con relación al 2019, el precio spot del GNL contratado en diciembre 2020 es 34,4 por ciento más alto que los US$ 6,4 por MMBtu indicados en diciembre 2019.

Asimismo, el precio spot del GNL contratado en diciembre 2020 es un 26,5 por ciento superior al precio registrado en noviembre 2020, cuando alcanzó los US$ 6,8 por MMBtu.

Por su parte, el precio spot promedio del GNL que llegó a Japón en diciembre de 2020 alcanzó los $ 6,8 por MMBtu, un 4,6 por ciento más que los US$ 6,5 por MMBtu reportados durante el mes anterior, y es un 1,5 por ciento superior al precio de diciembre 2019.

De acuerdo con el METI, los precios basados en la llegada pueden incluir GNL contratado en un mes diferente al indicado en el mes en revisión, ya que el mes de llegada, en el cuestionario aplicado por el METI, se completa de forma planificada en el momento del contrato.

La ola de frío que ha azotado a la Región Asiática y que ha sorprendido a compradores con bajos niveles de inventarios durante este invierno, combinada con los problemas en los suministros (paradas no planificadas, escases de barcos y los cuellos de botella en el Canal de Panamá) han llevado a los precios spot del GNL a alcanzar récord históricos a finales del 2020 y principios del 2021, después de haber registrado mínimos históricos durante la primavera.

Recordemos que durante el 2020, los precios spot del GNL contratado alcanzaron un mínimo histórico de US$ 2,2 por MMBtu y US$2,6 por MMBtu por el GNL recibido durante el mes de mayo 2020.

Se espera que para el mes de enero 2021, los precios spot del GNL importado a Asia continúen aumentando para luego ceder durante la segunda mitad de febrero ó primera semana de marzo, que es cuando, generalmente, la demanda para calefacción en la región comienza a disminuir.

Los estudios del METI solo registran a los cargamentos de GNL comprados por las empresas de servicios públicos japoneses y otros importadores. Excluye las transacciones de carga vinculadas a un índice de precios en particular, como el Henry Hub de EE. UU. y el JKM.

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Grupo HAM Y LIMAGAS inauguran la primera estación para el suministro de GNC y GNL de Cuzco en Perú

Grupo HAM Y LIMAGAS inauguran la primera gasinera GNC y GNL de Perú

Grupo HAM Y LIMAGAS inauguran la primera gasinera GNC y GNL de Perú 800 475 GNL GLOBAL

Grupo HAM y LIMAGAS Movilidad inauguraron la primera estación de servicio gas natural comprimido (GNC) de la región de Cuzco y la primera Gasineras gas natural licuado (GNL) de Perú.

De acuerdo con Grupo Ham, la primera estación GNC fue inaugurada el pasado 29 de diciembre, ubicada en la Avenida la Cultura s/n km 6, en el distrito de San Jerónimo.

Esta es una de las principales avenidas de la ciudad de Cuzco, extendiéndose de oeste a este entre los distritos de Cuzco, Wnachaq, San Sebastián y San Jerónimo, con una extensión de casi 13 kilómetros, lo que la convierte en la avenida más larga de la ciudad, con un importante tráfico de vehículos.

La estación de servicio pone a disposición de sus clientes un tanque GNL de 80m3, con bomba GNC y 2 surtidores dobles que permiten repostar gas natural comprimido. Además, esta primera gasinera de Cuzco está preparada para ampliar con un surtidor de GNL.

Planes para la construcción de más gasineras

De acuerdo con Grupo Ham, la gasinera de Cuzco es una de tres estaciones de gas natural vehicular (GNV) proyectadas para ser construidas este 2021, una segunda estación en Cuzco y otra en Quillabamba, indicó el grupo español en su comunicado.

Durante la inauguración, las autoridades del Gobierno Regional de Cuzco declararon que “con dicha estación del gas natural vehicular se impulsará y cambiará la matriz energética y además, servirá para abaratar costes en el combustible.”

Por su parte, el Consorcio Camisea, encargado del proyecto energético más importante del Perú, destacó el beneficio para los habitantes de Cuzco, “acercándoles una energía mucho más económica y amigable con el medioambiente”.

Con estos nuevos proyectos, Grupo HAM impulsa el uso del GNC-GNL en Sudamérica, donde la filial HAM Chile fue elegida, por Empresas Lipigas, para el diseño, construcción y puesta en marcha de la primera Gasinera de GNL de Chile.

Grupo Ham

Actualmente Grupo Ham dispone una red de estaciones de servicio formada por 75 Gasineras GNL y/o GNC, de las cuales 30 se encuentran en España, 16 en Italia, 9 en Bélgica, 12 en Holanda y 8 en Francia, todas ubicadas en puntos estratégicos para el transporte por carretera.

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