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GNL GLOBAL

Grupo Ham

Grupo HAM inaugura la primera estación de GNL -GNC de Europa con el deposito soterrado

Grupo HAM inaugura la primera estación de GNL -GNC de Europa con el deposito soterrado 700 415 GNL GLOBAL

Grupo HAM, empresas de servicio integral de gas natural licuado (GNL) y gas natural comprimido (GNC) para aplicaciones industriales, entornos móviles-vehiculares, sector marítimo, inauguró la primera Gasinera soterrada GNC-GNL de Europa, con tanque directamente bajo tierra.

Se trata de la estación de servicio HAM Irún GNL-GNC, Gipuzkoa. La apertura de esta nueva estación ha sido posible gracias al desarrollo del Proyecto Yellow, que ha permitido la instalación de una Gasinera de forma ultra-compacta.

Imagen: cortesia de Grupo HAM

La estación de servicio se encuentra ubicada en una superficie de solo 310m2, siendo totalmente transitable por vehículos en un 95% de su superficie, eliminando de este modo cualquier impacto en los flujos de circulación de los vehículos y reduciendo el impacto estético.

La estación de servicios de Ham dispone de un tanque de 80.000 litros de capacidad de GNL, que trabaja a bajas presiones (3 bar).

El tanque, que no ocupa espacio destinado a la estación de servicio, dispone de bomba sumergida y capacidad para suministrar hasta 12.000kg/h de GNL y de 10.000 kilos de GNC al día.

Plano de la Gasinera HAM Irún GNC-GNL, la primera estación de servicio con el depósito soterrado
Imagen cortesía Grupo HAM

La Gasinera cuenta con coldbox soterrado, sistema de acondicionamiento “on the fly” y permite instalar hasta 2 surtidores dobles (4 mangueras) de GNL para camiones y vehículos pesados, y 1 surtidor doble (2 mangueras) de GNC para turismos, vehículos ligeros y camiones.

La estación de servicio GNC-GNL, más segura y con menores distancias de seguridad necesarias, se monitoriza de forma remota, garantizando su perfecto funcionamiento y permitiendo solucionar rápidamente cualquier incidencia.

El Proyecto Yellow ha sido desarrollado por HAM Criogénica y nuestro departamento de I+D+i, que en continuo contacto con nuestros clientes, proveedores y fabricantes, trabajan para desarrollar avances de alta calidad y fiabilidad en la mejora de las infraestructuras y servicio de logística de GNC-GNL, tomando como punto de partida el respeto al medioambiente.

Vakuum, empresa de Grupo HAM, especializada en el diseño, producción de semitrailers y unidades móviles para el transporte de GNL y gases del Aire, fabricó el deposito siguiendo las últimas innovaciones y normativas de calidad y diseño de la UE y ASME. El resto del equipo se ha diseñado y fabricado en las instalaciones de HAM.

Sobre el Grupo HAM

El Grupo HAM, pionero en Europa en adoptar el uso del GNL en el transporte por carretera, construyó un boquerel que permite suministrar GNL sin emitir gases al aire. Asimismo, Grupo Ham ha desarrollado estaciones de servicio que permiten repostar biometano procedente de aguas residuales, diseña y fabrica estaciones móviles GNC-GNL y ha participado en proyectos que han permitido el desarrollo de un tanque GNL de membrana pequeña y de un contenedor GNL para el sector marítimo, que suministra gas natural a un generador eléctrico que a su vez suministra energía eléctrica a los buques amarrados en el puerto. 

GNL GLOBAL

Sempra

El proyecto de GNL de la estadounidense Sempra, pendiente de la autorización mexicana

El proyecto de GNL de la estadounidense Sempra, pendiente de la autorización mexicana 600 450 GNL GLOBAL

Publicado por Sputnik

La empresa estadounidense Sempra Energy informó en un comunicado que está negociando con el Gobierno de México para obtener el visto bueno a las exportaciones de gas natural licuado (GNL) de la planta Energía Costa Azul.

«Sempra Energy continúa trabajando estrechamente con los más altos cargos del Gobierno mexicano para obtener el permiso de exportaciones por 20 años para la fase 1 del proyecto de infraestructura de licuefacción y exportación Energía Costa Azul [ECA] que se está desarrollando en Baja California, México», publicó la empresa.

Sempra Energy, IEnova

La primera fase del proyecto desarrollada por Sempra Energy y la mexicana Infraestructura Energética Nova (IEnova) contempla la instalación de un tren de licuefacción de una capacidad inicial para producir 2,5 millones de toneladas anuales.

Según la empresa estadounidense, la decisión definitiva sobre la inversión en el proyecto prevista para el segundo trimestre todavía no se ha tomado y queda pendiente de la autorización mexicana de las exportaciones.

La segunda fase del proyecto supone el aumento de las capacidades en 12 millones de toneladas anuales.

Sempra planeaba realizar los primeros suministros de GNL en 2023.

Se espera que el proyecto permita diversificar los suministros regionales, bajar los precios y exportar a los mercados asiáticos.

Sobre el caso en Puerto Rico: New Fortress Energy responde a la FERC

Sobre el caso en Puerto Rico: New Fortress Energy responde a la FERC 150 150 GNL GLOBAL

Publicado por El Nuevo Día ( Puerto Rico)

Alegando que lo hecho para gasificar las unidades 5 y 6 de San Juan sería el equivalente a las líneas de gas que hay en los hogares que utilizan este combustible, New Fortress Energy (NFE) indicó a la Comisión Regulatoria Federal de Energía (FERC, en inglés) que no tiene jurisdicción sobre la operación de importación, carga, acarreo y transmisión de gas natural en el muelle de San Juan y su conexión con la principal generatriz de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) en el norte de la isla.

NFE también alegó que a diferencia de otros proyectos en Puerto Rico que sí quedaron bajo la jurisdicción de la FERC (entiéndase el proyecto de EcoEléctrica y el Aguirre Gas Shore Port), el proyecto de gasificación que se llevó a cabo en el muelle de San Juan se hizo en una propiedad que pertenece al gobierno de Puerto Rico para entregar gas natural a la AEE, otra dependencia pública, por lo que todo lo hecho quedó “detrás de la colindancia” y no afecta otros proyectos o sistemas de gas como sucedería en otros lugares en Estados Unidos que han quedado bajo la jurisdicción de la FERC.

Con casi un año de retraso, NFE comenzó sus operaciones en marzo pasado.

“Esos dos casos, no son y no puede dirigir la discusión aquí”, dijo NFE haciendo referencia a EcoEléctrica y Aguirre, al tiempo que señaló que el punto clave en el análisis de jurisdicción de FERC debe centrarse en el tipo de línea o tubería que se ha utilizado para gasificar las unidades 5 y 6 de San Juan.

Con tales argumentos y otros esbozados en un escrito de 89 páginas, NFE respondió la orden que la FERC emitió contra la empresa de gas natural el pasado 18 de junio.

El regulador federal pidió a NFE que le explicara -en un plazo de 30 días- por qué el proyecto llevado a cabo en el muelle de San Juan para gasificar las unidades 5 y 6 de la AEE no debió pasar el crisol de la FERC a la luz de la sección 3 de la Ley de Gas Natural federal (NGA). Ello, tras comprobar, entre otras cosas, que la instalación construida por NFE supone la transferencia de gas natural desde embarcaciones en el océano a través de la instalación portuaria y luego mediante líneas conectadas hasta las instalaciones de la AEE.

NFE presentó sus argumentos en contra de las conclusiones de la FERC el pasado 17 de julio, fecha en que la AEE también escribió a FERC para ofrecer la misma argumentación.

Según el escrito de NFE, tanto EcoEléctrica como Aguirre se sometieron voluntariamente a la jurisdicción de la FERC, lo que les habría ofrecido ventajas en términos de las revisiones ambientales que eran requeridas.

La AEE defiende el acuerdo con NFE

Por su parte, en un escrito separado, el director ejecutivo de la AEE, José Ortiz, indicó que si la FERC interviene para asumir jurisdicción y detiene la operación de NFE, ello podría afectar la generación de electricidad justo en la temporada de huracanes y tras los daños recibidos por la central Costa Sur con los terremotos de inicios de año.

Ortiz aseguró que los comentarios de los oficiales de la FERC vertidos en una reunión sirvieron para que la AEE continuara con su intención de gasificar las unidades 5 y 6 y eventualmente, seleccionar a NFE para tales encomiendas.

Mientras, de acuerdo con NFE, el proyecto que se llevó a cabo en el muelle de San Juan y que comenzó operaciones en marzo pasado, no está bajo la jurisdicción de FERC porque así lo habrían expresado los mismos oficiales de la entidad reguladora en una reunión que oficiales de NFE y funcionarios de FERC tuvieron en octubre de 2017.

Con la mira en la AEE

Según el escrito en aquella reunión, NFE mostró a oficiales de FERC el plano para una facilidad para el acarreo de gas natural por camión, así como “la posibilidad” de instalar “un segmento corto de tubería” que llegaría hasta la colindancia de las unidades 5 y 6 “si la AEE así se lo pedía”.

Asimismo, el escrito establece que NFE se comprometió con la FERC a que no importaría gas natural de Estados Unidos por las restricciones de la ley federal Jones.

“Lo segundo es que la operación no transportaría gas natural a través de una línea. El personal de la FERC acordó que, en su visión, la conexión directa a las unidades 5 y 6 (de la AEE) no constituiría ‘una tubería’ del tipo que activaría la jurisdicción (de la comisión bajo la) sección 3 (del NGA)”, reza el escrito de NFE haciendo referencia a la reunión del 26 de octubre de 2017.

Aunque NFE entiende que las observaciones del personal de la FERC no comprometen las determinaciones del regulador, NFE aseguró en su escrito que la FERC no invocó su jurisdicción bajo la sección 3 de NGA cuando la Guardia Costanera tocó a su puerta y tampoco cuando la AEE hizo lo propio.

NFE indicó a la FERC que, si reclama jurisdicción en una tubería de unos 75 pies de largo, entonces el regulador federal tendría jurisdicción sobre múltiples proyectos incluyendo la entrega de combustible en múltiples lugares donde se utilizarían líneas de una extensión tan similar.

Además, según NFE, su instalación no admite cargueros de gas natural -lo que activaría la jurisdicción de la FERC- sino que el gas natural que se transporta a Puerto Rico se hace con embarcaciones pequeñas que cargan el combustible de los cargueros anclados fuera de aguas de Puerto Rico y trasladados a la operación de NFE y de ahí transportarlo vaporizado mediante líneas conectadas a las unidades de la AEE, lo que implicaría la activación de la sección 3 del NGA desde la perspectiva de la FERC.

Artículo publicado por El Nuevo Día (Puerto Rico) el 23 de Julio 2020.

Mapa de Brasil

CIMC envía tanques de GNL de fabricación rápida a Brasil

CIMC envía tanques de GNL de fabricación rápida a Brasil 624 400 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL| Publicado por https://www.forumchinaplp.org.mo/

El fabricante de equipos de transporte China International Marine Containers Co. Ltd (CIMC) anunció que había enviado un lote de tanques de gas natural licuado (GNL) a Brasil, así lo informó China Finance Online.

El sitio web chino cita a CIMC, que cotiza en Shenzhen, diciendo en un comunicado escrito que el cliente brasileño ordenó los tanques a una subsidiaria, CIMC Enric, a fines de marzo para su entrega a mediados de julio.

La declaración dice que CIMC superó las dificultades causadas por la pandemia de Covid-19 para enviar el pedido en aproximadamente tres meses, la mitad del tiempo habitual, y que los tanques llegarán a Brasil a fines de agosto.

Los tanques son para transportar y almacenar GNL que alimentará a las centrales eléctricas, según el informe.

El envío de la orden establece una base sólida para la expansión de CIMC en el mercado sudamericano, China Finance Online cita la declaración de la compañía.

Logo Shell

Shell Shipping & Maritime sella nuevos contratos de fletamento para seis buques de GNL

Shell Shipping & Maritime sella nuevos contratos de fletamento para seis buques de GNL 648 174 GNL GLOBAL

Publicado por Mundo Marítimo

La empresa de energía Shell Shipping & Maritime firmó acuerdos de fletamento a largo plazo para seis buques de GNL de combustible dual, elevando a 14 sus recientes compromisos de fletamento para tanqueros de GNL de nueva construcción, reportó Bunkerspot. 

Shell llevó a cabo acuerdos separados para dos buques de GNL, cada uno de ellos con filiales de Knutsen LNG, Korea Line Corporation e ICBC Financial Leasing e inversores institucionales asesorados por J.P. Morgan Asset Management.

Los buques de GNL de 174.000 m3 serán construidos por Hyundai Heavy Industries y Hyundai Samho Heavy Industries. Tendrán motores X-DF de combustible dual, plantas de gestión boil-off, sistemas de lubricación de aire y generadores de eje para energía auxiliar.

Los buques se integrarán en la flota comercial de Shell y la entrega por fases está programada para mediados de 2023.

«Estos buques ofrecerán una reducción del 60% de las emisiones de carbono en comparación con los tanqueros de GNL con turbinas de vapor de 2004», dijo Grahaeme Henderson, director de Shell Shipping & Maritime.

«La ambición de Shell es ser un negocio de energía de emisiones netas cero para 2050 o antes, y los buques altamente eficientes como estos son una de las formas en que estamos reduciendo las emisiones en nuestras operaciones. A medida que trabajamos juntos para desarrollar nuevos combustibles de carbono cero, creemos que el GNL puede desempeñar un papel fundamental en la provisión de una cadena de suministro más limpia en este momento para los bienes y la energía que se envían alrededor del mundo todos los días».

Cabe señalar que Shell Shipping & Maritime anunció el flete a largo plazo de ocho buques de la misma clase en diciembre de 2019 que están siendo construidos por los dos astilleros surcoreanos. Cuatro de estos buques son propiedad de Knutsen LNG, dos de inversionistas asesorados por JP Morgan Asset Management, mientras que Korea Line Corporation tiene la propiedad de los dos últimos buques.

Por otra parte, Silverstream anunció que había asegurado un contrato para proporcionar su sistema de lubricación de aire a estos buques.

Para leer más visita Mundo Marítimo

Tecnología de Air Products seleccionada para el proyecto de expansión de GNL de Qatar

Tecnología de Air Products seleccionada para el proyecto de expansión de GNL de Qatar GNL GLOBAL

GNL GLOBAL| Air Products

Air Products, especialista en equipos y tecnología de gas natural licuado (GNL), anunció este martes que había sido seleccionada para proporcionar su tecnología para la primera fase del proyecto de expansión de producción de GNL de Qatar Petroleum.

Air Products dijo que proporcionará su tecnología y equipo patentados de proceso de licuefacción de gas natural AP-X a Qatargas para la primera fase del proyecto de expansión de producción de GNL de Qatar Petroleum, conocido como el proyecto North Field East (NFE), en Ras Laffan.

Cada una de las cuatro nuevas unidades de proceso de GNL, los trenes de producción de GNL más grandes del mundo, tendrá una capacidad de producción de 7,8 millones de toneladas por año.

Cuando estos mega trenes de GNL entren en funcionamiento en 2025 licuando el gas natural del Campo Norte de Qatar, considerado como el mayor campo de gas natural no asociado en alta mar en el mundo, Qatar mantendrá su posición como el productor de GNL número uno del mundo.

Samir J. Serhan, director de operaciones de Air Productos dijo «Estas inmensas unidades AP-X tienen una capacidad de producción de proceso que es 50 por ciento más grande que cualquier otro tren de GNL en operación y posiciona bien a Air Products para cualquier cliente que requiera trenes de proceso de GNL más grandes».

Tecnología de Air Products

Air Products ha suministrado equipos y tecnología clave para los 14 trenes de GNL existentes en Qatar que operan en Ras Laffan, el primero de los cuales comenzó la producción en 1996 utilizando la tecnología AP-C3MR LNG de Air Products.

A estas unidades de proceso AP-C3MR LNG le siguieron seis unidades de proceso AP-X LNG, que comenzaron a funcionar entre 2009 y 2011.

El equipo de Air Products, provisto con la tecnología patentada de licuefacción de gas natural AP-X, incluye los principales intercambiadores de calor criogénicos (MCHE), intercambiadores de calor de subenfriamiento (SCHEs) y rotoflow turbomáquinas acompañantes y cajas frías economizadoras de nitrógeno.

Air Products

El proceso AP-X permite una producción de GNL significativamente mayor sin requerir que los elementos individuales del equipo sean significativamente más grandes y proporciona una operación eficiente y flexible en una amplia gama de capacidades de producción.

Qatar Petroleum tiene la intención de desarrollar el proyecto North Field East en dos fases. La primera fase del proyecto de expansión de North Field aumentará la capacidad de producción de GNL de Qatar de 77 a 110 millones de toneladas por año.

La segunda fase del proyecto de expansión de North Field LNG, llamado North Field South Project, aumentará aún más la capacidad de producción de Qatar a 126 millones de toneladas por año.

Petrobras inicia proceso de arrendamiento del terminal de GNL en Bahía

Petrobras inicia proceso de arrendamiento del terminal de GNL en Bahía 150 150 GNL GLOBAL

Por OffShore-Energy

La compañía estatal de petróleo y gas controlada de Brasil, Petrobras, inició el proceso de licitación para arrendar sus instalaciones de importación de gas natural licuado (HNL) en Bahía.

De acuerdo con la información, Petrobras estaría buscando arrendar el terminal de regasificación y las instalaciones asociadas en el estado de Bahía.

La licitación será restringida para compañías precalificadas dijo Petrobras en su aviso.

Empresas precalificadas por Petrobras

Entre las compañías precalificadas se encuentran Golar Power, Gás Natural do Brasil, Bahiagás, Repsol LNG, BP Energy do Brasil, Compass Gás e Energia, Total Gás & Eletricidade do Brasil, Eneva, Shell, Excelerate Energy y BG do Brasil.

El arrendamiento está en línea con la estrategia de la compañía de mejorar su asignación de capital y crear un ambiente favorable para que nuevos inversionistas ingresen al sector del gas natural.

La instalación de Bahía consta de un terminal con todas las instalaciones necesarias para amarrar un buque de la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) y un buque de suministro de GNL en una configuración de lado a lado.

El caudal máximo de regasificación de la instalación es de 20 millones de metros cúbicos por día.

La tubería integrada tiene 45 km de largo y 28 pulgadas de diámetro y conecta la terminal a dos puntos de entrega, la estación de reducción de presión de São Francisco do Conde y la estación de control de flujo de São Sebastião do Passé.

También se incluyen en el alcance de la transacción los equipos para la generación y el suministro de energía ubicados en la Terminal de Canal de Madre de Deus (TEMADRE), miembros de la Terminal de Bahía.

La FSRU no es parte del proceso de arrendamiento, dijo Petrobras en su aviso.

Logo Shell

Shell México demanda en arbitraje a energética mexicana IEnova

Shell México demanda en arbitraje a energética mexicana IEnova 648 174 GNL GLOBAL

Publicado por CIAR_Global

A través de un Hecho Relevante emitido el 23 de julio de 2020, Infraestructura Energética Nova, S.A.B. de C.V. (IEnova) informó de la recepción de una solicitud de arbitraje contra su subsidiaria Energía Costa Azul (ECA) de parte de Shell México Gas Natural en relación con un contrato de prestación de servicios de almacenamiento.

IEnova informó a la Bolsa del Mercado de Valores mexicana que su subsidiaria ECA recibió una solicitud de arbitraje de parte de la sucursal mexicana del grupo angloholandés de petróleo y productos químicos Royas Dutch Shell plc. (Shell México) derivada de cierto contrato de prestación de servicios de almacenamiento celebrado entre ambas.

Shell México alega que: “la actualización de 2019 a los términos y condiciones para la prestación de servicios de almacenamiento en esta instalación resultó en una causa de fuerza mayor y una violación del contrato mencionado anteriormente.”

El contrato estaría relacionado con una central situada en Ensenada, Baja California, construida con una inversión de 975 millones de dólares.

Según la página web de ECA: “Baja California es el mercado principal para el suministro del gas natural de Energía Costa Azul. El producto que no es consumido en México se exporta a los Estados Unidos hasta que la demanda en Baja California sea capaz de consumir la capacidad de procesamiento de la terminal.”

ECA considera que: “las pretensiones de Shell son infundadas e improcedentes y hará valer sus derechos en el proceso arbitral correspondiente, buscando se desestimen las pretensiones de la contraparte.”

Para leer más visita CIAR_Global: Revista de Arbitraje de La Comunidad Iberoamericana

Golar Power firma contrato de suministro con Copergás

Golar Power firma acuerdo con Copergás para suministro de GNL desde el Terminal Suape

Golar Power firma acuerdo con Copergás para suministro de GNL desde el Terminal Suape 560 393 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL | Copergás | Golar Power

La compañía Golar Power firmó el jueves pasado un contrato para el suministro de gas natural licuado (GNL) con la Compañía Pernambucana de Gas Natural (Copergás) de Brasil.

Este acuerdo se encuentra enmarcado en el protocolo de intenciones que Golar Power firmó con el Gobierno del Estado de Pernambuco, en marzo pasado, para la implementación de un Terminal de GNL en el Complejo Industrial del Puerto de Suape, cuya entrada en funcionamiento está prevista para el primer trimestre de 2021.

Planes de Copergás

Para Copergás, la firma de este contrato permitirá internalizar el gas natural en regiones del Estado que aún no han sido atendidas por las redes de distribución tradicionales.

Copergás construirá la estación de distribución y las redes que proporcionarán el combustible dentro de los dos municipios. Las inversiones totales en estos proyectos son de R$ 15,9 millones (2,98 millones de dólares), de los cuales R$ 3,2 millones (600 mil dólares) en 2020 y el resto en 2021.

El CEO de Copergás, André Campos afirmó «Con la firma del contrato implementaremos lo que es la prioridad del Gobierno Paulo Cámara y Copergás: interiorizar la distribución del gas natural, aumentar nuestra competitividad y ayudar a atraer nuevos emprendimientos al Estado. Además de ser más económico y seguro, NG es más sostenible que otros combustibles. Estas ventajas estarán disponibles para un mayor número de Pernambuco y Pernambuco».

Golar Power firma contrato de suministro con Copergás
André Campos, presidente de Copergás, Marcelo Rodrigues, vicepresidente de Golar y Fabricio Bomtempo, director técnico comercial de Copergás participan en la firma del documento. Imagen cortesía Copergás

La compañía brasilera indicó que las primeras ciudades en ser atendidas por la red local serían Petrolina, en el Serto de San Francisco, y Garanhuns, en Agreste.

El Proyecto Petrolina

En Petrolina, Copergás va a desplegar un gasoducto para hacer la distribución del gas a partir de una gran unidad de regasificación que será construida por Golar, recibiendo un volumen de 40 mil metros cúbicos por día de GN transportados en iso-contenedores que serán abastecidos por la Terminal de GNL de Suape.

El proyecto se dividirá en dos fases.
  • La Fase 1 servirá al Distrito Industrial de Petrolina, incluyendo la construcción de una estación de regasificación de GNL (transformación de gas natural líquido en forma de gas), una estación de medición de gas, reducción de presión y odorización de gas, y la construcción de 6,80 km de redes de distribución de gas natural a través de tuberías de polietileno de alta densidad (HDPE). donde Copergás atenderá a clientes industriales y estaciones de GNC, una inversiones estimadas en R$ 3,2 millones (600 mil dólares).
  • La fase 2, llevará la red de distribución de gas natural. Esta expansión tiene como objetivo llegar a los segmentos residencial, comercial, de vehículos e industrias ubicados fuera de esa ubicación. De acuerdo con Copergás, la construcción incluirá la instalación de aproximadamente 30 kilómetros de redes de distribución de gas natural a través de tuberías de polietileno de alta densidad (HDPE), con una inversión prevista de R$ 9,3 millones (1,75 millones de dólares) con un cronograma de ejecución de 12 meses.

Protocolo de intenciones de Golar Power con el Gobierno del Estado de Pernambuco

En marzo de este año, Golar Power firmó un protocolo de intenciones con el Gobierno del Estado de Pernambuco para establecer un nuevo hub de suministro de gas natural en el Nordeste, con la implantación del Terminal de GNL en el Complejo Industrial Portuario de Suape, con una inversión de R$ 1,8 mil millones (aprox .340 millones de dólares). El proyecto integrado prevé una infraestructura de suministro de gas natural para generación de energía eléctrica, además de atender demandas de las industrias, comercio, puestos de GNV/GNL y residencias, en colaboración con Copergás.

El CEO de Golar Power, Eduardo Antonello dijo “Creemos que esta estrategia es la más eficaz para aprovechar la apertura del mercado del gas, pues de este modo podemos liberar el gas natural en ciudades que están alejadas de la red de gasoductos y que de otro modo no tendrían acceso a esta fuente. También vamos a ayudar en una transición a una matriz de energía baja en carbono, reemplazando el carbón, diésel y GLP, en las industrias, y el diésel, como combustible de vehículos pesados. La implementación de camiones de GNL, por ejemplo, podría reducir el precio del flete en el país, permitiendo un mejor rendimiento a los camioneros”,

Según una encuesta de Golar, cerca de 170 municipios con más de 100.000 habitantes no cuentan con gasoductos. En total, el 95% de las ciudades brasileñas están desprovistas de gas natural. Para el  vicepresidente de Golar, Marcelo Rodrigues, este escenario atestigua la relevancia del proyecto de distribución del GNL a pequeña escala (small Scale) de Golar, al viabilizar una estructura de distribución del gas sin la necesidad de construir gasoductos muy extensos.

El presidente del Puerto de Suape, Leonardo Cerquinho dijo «El Puerto de Suape tiene una ubicación estratégica, una infraestructura adecuada y aguas profundas para recibir grandes buques, condiciones esenciales que hacen posible un Terminal de GNL y otras inversiones de este tamaño. Es un emprendimiento planificado que fortalece el desarrollo industrial y económico de Pernambuco, genera empleos y refuerza el potencial de Suape como centro neurálgico del Nordeste».

Para Golar Power, el terminal de Suape desarrollará la economía de las ciudades del interior del Estado y del Nordeste, en las regiones no atendidas por el gasoducto, ya que el suministro de gas natural en estos lugares se hará por carretera a través de isocontenedores (en pequeña escala).

Se prevé que la terminal comience a funcionar en el primer trimestre de 2021. El buque de Golar, con una capacidad de 135.000 m3 y 290 metros de eslora, atracará de forma estacionaria en el Muelle de Usos Múltiples del Puerto de Suape como una Unidad Flotante de Regasificación y Almacenamiento (FSRU) de GNL. Desde ahí suministrará el GNL para los isocontenedores montados en camiones que a su vez, lo distribuirán a las ciudades en un radio de hasta 1.000 kilómetros.

El GNL también se distribuirá desde Suape a otros estados brasileños a través del cabotaje. El pequeño buque criogénico del Grupo Golar se suministrará por transbordo y se utilizará para transportar el GNL a otros puertos de la región. la FSRU tiene una longitud de 123 metros de eslora y una capacidad de almacenamiento para cada operación de 7.500 m3 de GNL, equivalente a 4,5 millones de m3 de gas natural.

Resumen GNL

Precios spot del GNL en Asia aumentan por demora en el reinicio de la planta Gorgon

Precios spot del GNL en Asia aumentan por demora en el reinicio de la planta Gorgon 650 433 GNL GLOBAL

Reuters| Ekaterina Kravtsova

Los precios del gas natural licuado (GNL) spot en Asia aumentaron a un máximo de cuatro meses durante la semana del 27 al 31 de julio, respaldados por un cierre prolongado de una de las líneas de producción en la planta de Gorgon de Australia luego de trabajos de mantenimiento.

El precio promedio de GNL para entrega en septiembre en el noreste de Asia LNG-AS se estimó en alrededor de $ 2,70 por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu), al cierre de la semana pasada, $ 0,25 por mmBtu por encima del nivel de la semana previa.

El mantenimiento en el Tren 2 del proyecto Gorgon LNG comenzó el 23 de mayo y se planificó un reinicio inicialmente el 11 de julio, sin embargo, la compañía informó que su reinicio se había retrasado hasta principios de septiembre.

Un portavoz de Chevron, operador de la planta, informó que la planta Gorgon LNG estaba llevando a cabo trabajos de reparación después que en una inspección de rutina de los intercambiadores de calor en el tren de propano, durante el mantenimiento planificado, encontró problemas de calidad de soldadura.

Según mostraron los datos de evaluación de precios de Reuters, el aumento de los precios al nivel de esta semana ha tenido lugar por primera vez desde finales de marzo. Sin embargo, el precio sigue siendo estacionalmente más débil que en años anteriores y alrededor de un 36% por debajo de su nivel hace un año.

Fuentes de la industria indicaron que los trenes de GNL Gorgon 1 y 3 continúan produciendo GNL y la semana pasada otras plantas de Asia pacíficos ofrecieron cargamentos spot.

Uno de ellos provino de la planta de Darwin, con la empresa energética australiana Santos ofreciendo un cargamento para agosto y otro en septiembre.

Demanda

La demanda continuó siendo en gran medida lenta, pero algunas compras tuvieron lugar esta semana.

En Japón, Hokkaido Electric compró una carga para entrega en septiembre alrededor de $ 2,70 por mmBtu, dijeron dos fuentes de la industria.

Pakistan LNG Ltd dijo esta semana que había asegurado un precio bajo récord para una carga de GNL, con SOCAR Trading ofreciendo un precio alrededor de $ 2.20 por mmBtu en una oferta de compra al contado por la compañía paquistaní para una carga a fines de agosto.

En América Latina, el consorcio chileno GNL Chile estuvo buscando comprar cinco cargamentos para entregar en 2021.

Fuente: Reuters (Reporte de Ekaterina Kravtsova Editado por Gareth Jones. Traducción y edición al Español GNL GLOBAL

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