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GNL GLOBAL

Bandera China

China registra aumento en la producción de gas natural en mayo

China registra aumento en la producción de gas natural en mayo 1024 576 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL| Agencia de noticias Xinhua

China experimentó un crecimiento más acelerado en la producción de gas natural durante mayo 2020.

Según mostraron datos de la Oficina Nacional de Estadísticas de China (NBS), reseñados por la agencia de noticias Xinhua, la producción de gas natural en la mayor economía de Asia aumentó en un 12,7 por ciento interanual para alcanzar los 15,9 mil millones de metros cúbicos durante el pasado mes de mayo.

Asimismo, de acuerdo con la información, la producción diaria promedio alcanzó los 510 millones de metros cúbicos.

En el acumulado, según la NBS, durante los primeros cinco meses de este año, la producción de gas natural en China alcanzó unos 78,8 mil millones de metros cúbicos, este volumen representa un aumento del 10,1 por ciento en comparación con el mismo periodo en 2019.

Con respecto a las importaciones de gas natural, las cifras de la NBS indican que China importó 7,84 millones de toneladas de gas natural (incluidas gas por tubería y gas natural licuado), este volumen representa un aumento del 3,7 por ciento en comparación con mayo de 2019.

Resumen GNL

Precios del GNL en Asia cambian poco a medida que persiste el exceso de oferta

Precios del GNL en Asia cambian poco a medida que persiste el exceso de oferta 650 433 GNL GLOBAL

Reuters

LONDRES, (Reuters) – Los precios del gas natural licuado (GNL) en Asia cambiaron poco esta semana (de 15 al 19 junio), debido a que la recuperación de la demanda de algunos compradores en la región no ha sido suficiente para absorber el exceso de oferta mundial.

El precio promedio de GNL para las entregas en agosto, al noreste de Asia (LNG-AS), se estimó entre $ 2,15- $ 2,30 por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu), bastante cercana a la estimación de la semana previa registrada en alrededor de $ 2,20-2,30 por mmBtu.

Se espera que la demanda spot en los mercados de Asia se vea impulsada por el clima cálido en el tercer trimestre de este año, el cambio de combustible en algunos de los mercados y a la flexibilización del aislamiento, dijo la consultora Energy Aspects en un informe esta semana.

Sin embargo, los destellos de esperanza para la demanda asiática de cargamentos spot podría terminar eclipsada ​​por la necesidad de que las empresas aumenten sus importaciones bajo contratos a largo plazo y que persista la debilidad de la demanda, agregó la consultora.

Demanda spot en China

Varios compradores chinos estuvieron buscando cargamentos esta semana.

Guangzhou Gas, de China, hizo una oferta para comprar un cargamento para su entrega del 27 al 31 de julio y adjudicó su oferta a $ 2,20 por mmBtu o por debajo, dijeron dos fuentes.

Shenzhen Energy estuvo buscando un cargamento para agosto, dijeron dos fuentes separadas.

Algunas fuentes del mercado dijeron que les preocupaba si el nuevo brote del coronavirus en Beijing reduciría la compra al contado, pero agregaron que aún no tenía impacto en los precios.

Demanda spot en Japón

En Japón, Tohoku Electric estuvo en el mercado, dijo una fuente de la industria.

Energy Aspects informó que se espera un clima excesivamente cálido en Japón para el tercer trimestre.

Ofertas

En términos de suministro, un cargamento de la planta de Sakhalin de Rusia para fines de julio se adjudicó a alrededor de $ 2,20 por mmBtu en una base entregada en el ex-envío (DES), mientras otro cargamento para principios de agosto de Brunei LNG podría haberse vendido a $ 2,20- $ 2,30 por mmBtu , dijeron fuentes del mercado.

Angola LNG, BHP Group, Novatek de Rusia y Pertamina de Indonesia también ofrecieron cargamentos en licitaciones.

(Reporte de Ekaterina Kravtsova; edición de Nina Chestney) | Traducción y Edición al Español GNL GLOBAL

Chevron presenta plan de expansión fase 2 del proyecto Gorgon

Chevron presenta plan de expansión fase 2 del proyecto Gorgon 150 150 GNL GLOBAL

Por Off-shore Energy

El gigante energético estadounidense Chevron presentó un plan ambiental ante el regulador australiano del ambiente para abordar la instalación de la infraestructura submarina asociada con el proyecto de expansión de la planta Gorgon 2.

Chevron señaló en su presentación ante la Autoridad Nacional de Seguridad Ambiental y Seguridad del Petróleo en alta mar (NOPSEMA) que busca expandir la red de recolección submarina dentro de los campos existentes Gorgon y Jansz-Io para mantener el suministro de gas a las instalaciones de Gorgon LNG en Barrow Island.

Chevron señaló que la infraestructura submarina incluye la instalación de líneas de flujo dentro del campo, tuberías y umbilicales, instalación de estructura submarina, puentes y carretes de conexión. También incluirá la instalación de cables aéreos, pruebas de fugas y precomisionamiento, suspensión en el campo, inspección, mantenimiento y reparación, así como operaciones de soporte.

Los campos de gas Jansz – Io se encuentran dentro de las licencias de producción WA ‐ 36 ‐ L, WA ‐ 39 ‐ L y WA ‐ 40 ‐ L aproximadamente a 200 km de la costa noroeste de Australia Occidental en profundidades de agua de aproximadamente 1.350 m. El campo de gas Gorgon está ubicado dentro de las licencias de producción WA ‐ 37 ‐ L y WA ‐ 38 ‐ L, aproximadamente a 130 km de la costa noroeste de Australia Occidental y a 65 km al noroeste de la isla Barrow en profundidades de agua de aproximadamente 200 m .

La infraestructura submarina descrita en este EP formará parte de las licencias de ductos WA ‐ 19 ‐ PL y WA ‐ 20 ‐ PL en Commonwealth Waters.

Se espera que la primera fecha de inicio para la campaña de instalación sea el cuarto trimestre de 2020.

Exportaciones semanales de GNL

Cancelaciones desploman las exportaciones semanales de GNL en Sabine Pass LNG

Cancelaciones desploman las exportaciones semanales de GNL en Sabine Pass LNG 672 475 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL| Kenna Bravo

Cancelaciones desplomaron las exportaciones semanales de GNL en la planta Sabine Pass LNG esta semana y se espera que continue la tendencia durante los próximos meses.

De acuerdo con el reporte semanal publicado por la U.S. Energy Information Administration (EIA) si bien las exportaciones semanales de gas natural licuado (GNL) producido en los Estados Unidos aumentaron durante la semana del 11 al 17 de junio, el número de cargamentos enviados por la planta Sabine Pass LNG, operada por Cheniere Energy, alcanzó mínimos récords (ver gráfico).

Exportaciones semanales de GNL de Sabine Pass

Fuente: Data publicada semanalmente por la U.S. Energy Information Administration

Exportaciones semanales de GNL en los EE.UU.

De acuerdo con la EIA, las instalaciones de licuefacción ubicadas en los EE.UU. registraron un total de ocho (8) cargamentos de GNL exportados durante la semana del 11 al 17 de junio. Esta cifra representa tres (3) cargamentos más que los exportados durante la semana previa (del 04 al 10 de junio) (ver gráfico).

Exportaciones semanales de GNL de Sabine Pass LNG registran mínimos récords

Del total exportado durante la semana en revisión, tres (3) cargamentos fueron enviados de la planta Cameron LNG, en Lousiana, dos (2) de la planta Cove Point, en Maryland, uno (1) de la planta Sabine Pass, en Louisiana, uno (1) de Freeport LNG y el restante de Corpus Christi LNG, ambas de Texas.

Sin embargo, para la planta Sabine Pass, la exportación de un solo cargo registra el nivel más bajo alcanzado en las exportaciones semanales de la planta este año (Ver gráfico).

Sabine Pass comenzó a exportar GNL desde febrero de 2016 y es actualmente la mayor instalación de licuefacción y exportación de GNL operativa en los EE.UU.. Esta planta cuenta con cinco (5) trenes de licuefacción y una capacidad combinada total para exportar más de 22,5 millones de toneladas de GNL por año.

El desplome observado en las exportaciones semanales de GNL de la planta Sabine Pass LNG se produce tras la ola de cancelaciones, previamente anunciadas, para este mes de junio y que ha sido originada en primer lugar debido a la caída en la demanda mundial (causada por la pandemia Covid-19); en segundo, a la pérdida de competitividad en los precios actuales del GNL estadounidense, poco atractivos para los compradores de Europa y Asia; y en tercer lugar, al aumento en los inventarios,  particularmente en Europa, que ha frenado las importaciones de GNL en los principales compradores.

Según el analista Tom Marzec-manser, de la compañía de datos y servicios ICIS, en el informe ANALYST BRIEFING: US Sabine Pass LNG exports to hit three-year low, señala que de acuerdo a los pronosticos se espera que la planta de licuefacción de Sabine Pass solo exportará 0,8 millones de toneladas este mes, registrando el nivel más bajo alcanzado en las exportaciones de la planta desde en marzo de 2017.

Asimismo, el analista destaca que se espera que al menos 40 cargamentos podrían haber sido cancelados durante todo el mes de junio, esto significa que las exportaciones de GNL de los EE.UU ( incluyendo los envíos de todas las plantas) podrían alcanzar a penas a 2,3 millones de toneladas en junio, alcanzando el nivel más bajo registrado en los últimos tres años.

Continuan las cancelaciones

Con relación a los próximos meses, el nivel de recortes discrecionales pronosticado por ICIS para los próximos julio y agosto (que incluye las exportaciones de todas las plantas en los EE.UU.) indica que hasta 50 cargamentos de GNL producido en los EE.UU. podrían ser cancelados hasta el mes de agosto.

Exportaciones de GNL en los EE.UU.

Fuente: Data publicada semanalmente por la U.S. Energy Information Administratio

Indonesia

EE. UU. asiste a Indonesia en diseño de infraestructura energética de gas

EE. UU. asiste a Indonesia en diseño de infraestructura energética de gas 624 400 GNL GLOBAL

Publicado por Agencia Vietnamita de Noticias

La Agencia de Comercio y Desarrollo de Estados Unidos (USTDA) asiste a Indonesia en el diseño de la infraestructura de gas a través de la ayuda financiera destinada a la empresa PT Nusatarma Properta Panbil, según su director, Thomas R. Hardy.

Yakarta (VNA)- La Agencia de Comercio y Desarrollo de Estados Unidos (USTDA) asiste a Indonesia en el diseño de la infraestructura de gas a través de la ayuda financiera destinada a la empresa PT Nusatarma Properta Panbil, según su director, Thomas R. Hardy.

La inversión específica de la USTDA, reveló, financiará un estudio de factibilidad para evaluar el desarrollo de una terminal receptora de gas natural licuado (GNL), así como instalaciones de almacenamiento y traslado en las islas de Riau.

También destacó que la participación de su agencia abrirá las oportunidades de la exportación a los proveedores estadounidenses de las tecnologías de LNG.

Durante las últimas décadas, la USTDA dio prioridad a ayudar a empresas indonesias a planificar la infraestructura de gas, señaló y agregó que en el mencionado proyecto continuará proporcionando recursos importantes para el oeste de Indonesia.

El estudio figura entre los proyectos de la Iniciativa de Exportaciones de Infraestructura de Gas de Estados Unidos, realizada por la USTDA, y el programa del Desarrollo y Crecimiento mediante la Energía de Asia (Asia EDGE) con el fin de fomentar la seguridad energética y ampliar el acceso a la energía en los países socios.

Por su parte, el director financiero de PT Nusatarma Properta Panbil, Mahdian, expresó el deseo de su empresa de cooperar con la USTDA y otras compañías norteamericanas en el sector energético en la región de Batam./.

España

Las emisiones de CO2 de España descendieron un 5,1%, frente al ligero aumento (0,5%) del resto del mundo

Las emisiones de CO2 de España descendieron un 5,1%, frente al ligero aumento (0,5%) del resto del mundo 575 470 GNL GLOBAL

Publicado por REVE

El Statistical Review of World Energy 2020 de bp, una de las publicaciones de referencia del sector energético, detalla las tendencias energéticas claves surgidas antes de la crisis de la Covid-19, y muestra valiosa información a medida que el mundo emerge de la pandemia y prosigue su camino hacia las cero emisiones.

En el caso de España, el informe muestra cómo el consumo de energía primaria rompió la tendencia de crecimiento iniciada en 2015 para descender un 1,7%, empujado por el desplome del carbón (-54,6%) y el fuerte descenso de la energía hidroeléctrica (-27,74%), que el año pasado tuvo datos excepcionalmente altos (+87%) a causa de las precipitaciones. El consumo del resto de energías creció: el gas lo hizo un 14,75%, seguido de energías renovables (7,3%), energía nuclear (4,4%), y petróleo (0,09%). La energía eólica evitó 28 millones de toneladas de CO2.

De este modo, el mix de consumo de energía en España quedó del siguiente modo: petróleo (47,5%), gas (22,7%) y renovables (13%) ocuparon los tres primeros puestos. Por su parte, la energía nuclear supuso un 9,1%, seguida de la hidroeléctrica (3,9%) y el carbón, que desplomó su participación en el mix hasta el 3,7%.

Tras un ligero descenso el pasado año, la generación eléctrica volvió a crecer en España, aunque lo hizo a un ritmo discreto, del 0,49%. El gas, con un aumento del 48,2%, y las energías renovables (10,9%) lideraron los datos de crecimiento, seguidas de la energía nuclear (4,8%). El resto de las energías decrecieron en su aportación a la generación eléctrica: el petróleo lo hizo un 7,5%, la energía hidroeléctrica un 27,5%, y el carbón descendió de manera abrupta, con una caída del 66,1%.

Ante estos datos, el mix de generación eléctrica sufrió variaciones respecto al de 2018, con el gas natural (31,2%) en primer lugar, relegando a las energías renovables al segundo puesto (28,1%). La energía nuclear volvió a situarse en tercera posición (21,2%), pero la energía hidroeléctrica (9,2%) ocupó el cuarto puesto que ostentaba el carbón, que se vio relegado a último lugar con solo un 4,8% de participación en el mix. El petróleo, por su parte, se situó ligeramente por delante, con un 4,9% de peso en este reparto.

Estas variaciones llevaron las emisiones de CO2 en España a descender un 5,1%, por encima de la media europea (-3,2%) y al contrario que el resto del mundo, donde las emisiones aumentaron un 0,5%.

Una de cal y otra de arena: los datos globales muestran algunos signos alentadores, pero la tendencia en las emisiones de carbono sigue siendo preocupante

Según el Statistical Review 2020, el crecimiento del consumo de energía primaria a nivel mundial se redujo al 1,3% en 2019, menos de la mitad de la tasa de crecimiento del año anterior (2,8%). Si bien algunos aspectos del informe, como el fuerte y continuo crecimiento de las energías renovables, ofrecen aliento sobre el camino hacia un mundo más sostenible, otros – incluyendo el crecimiento persistente de las emisiones de carbono – subrayan el desafío al que se enfrenta el mundo para alcanzar el objetivo de emisiones netas cero.

El informe muestra, por tanto, algunos datos alentadores, como el fuerte y continuo crecimiento de las energías renovables que, lideradas por las energías eólica y solar, aumentaron de forma récord hasta representar más del 40% del crecimiento de la energía primaria en 2019. Su participación en la generación de electricidad (10,4%) también superó por primera vez a la de la energía nuclear.

Al mismo tiempo, el consumo de carbón disminuyó por cuarta vez en los últimos seis años, un 0,6%, impulsado por una fuerte caída de la demanda de la OCDE, y su participación en el mix de energía primaria se redujo a su nivel más bajo en 16 años (27%). El consumo de gas natural, por su parte, aumentó un 2%, muy por debajo del crecimiento excepcional observado en 2018, pero su cuota en el mix volvió a alcanzar un máximo histórico (24,2%). En cuanto a la producción, creció un 3,4%, impulsada por un aumento récord de las exportaciones de gas natural licuado (54.000 millones de metros cúbicos).

En contraste, otros aspectos del sistema energético continuaron siendo motivo de preocupación. A pesar de su menor aportación al mix de energía primaria, el carbón siguió siendo la mayor fuente de generación eléctrica, representando más del 36% de la energía mundial, lo cual es motivo de preocupación. Ello, comparado con sólo el 10% proporcionado por las energías renovables, deja patente la necesidad de que estas crezcan aún más en los próximos tres decenios si se quiere descarbonizar el sector de la energía. Por su parte, el consumo de petróleo creció por debajo de la media, un 0,9%, y la demanda de todos los combustibles líquidos, incluidos los biocombustibles, superó los 100 millones de barriles diarios.

Más preocupante es la tendencia de las emisiones de carbono. La ralentización del crecimiento de las emisiones de carbono hasta el 0,5% en 2019 puede sugerir algunos motivos de optimismo, pero esta desaceleración debe verse en el contexto del gran aumento de las emisiones de carbono en 2018, de un 2,1%. La esperanza era que, a medida que se mitigaran los factores únicos que impulsaban las emisiones de carbono en 2018, las emisiones de carbono se reducirían significativamente. Sin embargo, esta caída no ha tenido lugar, y el crecimiento anual medio de las emisiones de carbono en 2018 y 2019 fue superior al promedio registrado en los últimos 10 años.

En palabras de Bernard Looney, CEO de bp, “la conmoción que ha traído consigo la pandemia tiene el potencial de acelerar las tendencias emergentes y crear oportunidades para cambiar el mundo hacia un camino más sostenible, pero al mismo tiempo corre el riesgo de ralentizar el progreso si las cuestiones a corto plazo planteadas por la Covid-19 se priorizan sobre los desafíos globales a largo plazo, como el cambio climático”. En este sentido, añade, “nos encontramos en un momento verdaderamente crucial. En el caso de bp, esta situación ha reforzado nuestro compromiso de convertirnos en una compañía de cero emisiones netas en o antes de 2050, y queremos ayudar al mundo a llegar a este objetivo. Tanto la tecnología como las energías de cero emisiones existen hoy en día; el desafío está en su uso al ritmo y escala adecuados”.

El bp Statistical Review of World Energy y otros materiales conexos están disponibles en línea en www.bp.com/statisticalreview .

Para leer más visita REVE

Petrobras adopta medidas para equilibrar la oferta y la demanda de gas natural

Petrobras adopta medidas para equilibrar la oferta y la demanda de gas natural 150 150 GNL GLOBAL

Publicado por El Periodico

Petrobras ha adoptado una serie de medidas destinadas a mitigar los efectos económicos de la reducción del consumo de gas natural en Brasil, causada por la desaceleración de la actividad económica en el país y en el mundo debido a la pandemia de Covid-19. El mercado brasileño ha sufrido un fuerte desequilibrio en el balance entre la oferta y la demanda de gas natural, habiendo una reducción de la demanda total de la empresa en aproximadamente un 34% en abril de 2020, en comparación con enero del mismo año.

En este contexto, la invocación de la fuerza mayor por parte de los agentes afectados por la pandemia es un derecho legal y contractual establecido entre las partes. Este dispositivo se desarrolló precisamente para mitigar los efectos de acontecimientos imprevisibles en el momento del acuerdo, como los causados por la actual pandemia.

Así, Petrobras recibió y reconoció las notificaciones con una declaración de fuerza mayor de todas las empresas distribuidoras de gas natural de Brasil y también notificó, a finales de marzo de 2020, a otros agentes que componen la cadena de gas natural en el país, incluida YPFB.

Las medidas adoptadas por Petrobras repercutieron no sólo en el contrato de suministro del insumo con YPFB, sino también en la importación de gas natural licuado (GNL), con una disminución del volumen de entrega en ese país.

Petrobras desvió la carga ya adquirida de GNL a Europa, originalmente programada para ser entregada en abril y mayo, a los terminales de GNL de Bahía y Pecém, ambas en el noreste de Brasil. En el Terminal de Regasificación de la Bahía de Guanabara, en Río de Janeiro, no ha atracado ningún buque desde finales de marzo de 2020.

Para leer más visita El Periodico

Importaciones de GNL en Japón

Covid-19 disminuye, aún más, las importaciones de GNL en Japón

Covid-19 disminuye, aún más, las importaciones de GNL en Japón 667 455 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL | Off-shore Energy

Las importaciones de gas natural licuado (GNL) en Japón no escapan del impacto que ha tenido el Covid-19 tanto en las economías como en el comercio a nivel mundial.

Las importaciones mensuales de GNL en Japón durante el mes de mayo 2020 continuaron disminuyendo por quinto mes consecutivo este año.

De acuerdo con los datos provisionales publicados por la Oficina de Estadística de Comercio del Ministerio de Finanzas de Japón, las importaciones de GNL del país, registraron 4,51 millones de toneladas durante el mes de mayo, esta cifra es un 18,9% por debajo del volumen importado por Japón durante mayo 2019 (ver gráfico).

Importación de GNL en Japón

Fuente: Oficina de Estadísticas del Ministerio de Finanzas de Japón

Asimismo, el volumen importado en Mayo es un 12,1% por debajo del volumen importado por Japón durante el mes de Abril 2020 (ver gráfico).

Durante los primeros cinco meses de 2020, Japón, el mayor importador de GNL a nivel mundial, ha importado aproximadamente 31 millones de toneladas de GNL, esto es un 7,1% por debajo del volumen importado por ese país durante el mismo periodo el año pasado.

Según los datos, Japón pagó unos 2.200 millones de dólares por las compras de GNL en Mayo, esto es un 22,2% menos en comparación con en mismo mes del año pasado.

Entregas de GNL a Japón

Según muestran los datos, en mayo, las entregas de GNL procedentes de productores en Asia como Malasia e Indonesia se redujeron en casi un 30% a 965.000 toneladas.

Asimismo, los envíos de GNL procedentes de Oriente Medio, de países como Qatar y Omán, disminuyeron en un 16,8 % a 660.000 toneladas.

Los envíos procedentes de Rusia cayeron casi un 40 % a 324,000 toneladas, mientras que las entregas procedentes de los Estados Unidos se triplicaron a 409,000 toneladas.

Por otro lado, las importaciones de carbón de Japón para la generación de energía también disminuyeron.

Japón importó 7,19 millones de toneladas de carbón en mayo, un 9,2% menos año con año, según muestran los datos del ministerio.

Reporte BP 2020

BP: Participación del gas en la energía primaria aumentó a un récord del 24,2% en 2019

BP: Participación del gas en la energía primaria aumentó a un récord del 24,2% en 2019 575 686 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL | Bp

De acuerdo con la edición número 69 del  Bp Statistical Review of World Energy 2020, la participación del gas en la energía primaria aumentó a un récord del 24,2% el año pasado.

Según las cifras publicadas este miércoles 17 de Junio por la empresa Bp, en 2019, el crecimiento del consumo de energía primaria fue de 1,3%. Si bien el crecimiento del consumo fue menos acelerado que el 2018, Bp destaca que había sido impulsado por las energías renovables y el gas natural, que en conjunto contribuyeron con tres cuartos de la expansión.

Asimismo, el anuario Bp señala que el crecimiento de las emisiones de carbono también se desaceleró en 2019, reflejando en gran medida la desaceleración en el crecimiento en el consumo de energía primaria y el mayor dezplazamiento del carbón por las energías renovables y el gas natural en la matriz energética.

En 2019, todos los combustibles crecieron a un ritmo más lento que sus promedios de 10 años, aparte del nuclear.

En líneas generales el anuario Bp para su edición 69, destaca lo siguiente:

Por Países

En 2019, China fue, con mucho, el principal impulsor de la energía, representando más de las tres cuartas partes del crecimiento global neto. India e Indonesia fueron los siguientes mayores contribuyentes al crecimiento, mientras que Estados Unidos y Alemania registraron los mayores descensos.

Gas Natural

Para el 2019, el consumo de gas natural aumentó en 78 mil millones de metros cúbicos (bcm), o 2%, muy por debajo del crecimiento excepcional observado en 2018 (5,3%).

Sin embargo, la participación del gas en la energía primaria aumentó a un récord del 24,2%.

  • Los aumentos en la demanda de gas fueron impulsados por los EE. UU. (27 bcm) y China (24 bcm), mientras que Rusia y Japón registraron los mayores descensos (10 y 8 bcm respectivamente).
  • La producción de gas creció en 132 bcm (3,4%), con los EE.UU. representando casi dos tercios de este aumento (85 bcm), en segundo lugar, Australia (23 bcm) y tercer lugar China (16 bcm) también claves para el crecimiento registrado en 2019.
  • El comercio interregional de gas se expandió a una tasa del 4,9%, más del doble de su promedio de 10 años, impulsado por un aumento récord en el gas natural licuado (GNL) de 54 bcm (12,7%).
  • El crecimiento de la oferta de GNL fue liderado por los EE. UU. (19 bcm) y Rusia (14 bcm), y la mayoría de los suministros incrementales se dirigieron a Europa: las importaciones europeas de GNL (+49 bcm) aumentaron en más de dos tercios.

Petróleo

  • El consumo de petróleo creció por debajo del promedio de 0,9 millones de barriles por día (b / d), o 0,9%.
  • La demanda de todos los combustibles líquidos (incluidos los biocombustibles) aumentó en 1,1 millones de b / dy superó los 100 millones de b / d por primera vez.
  • El crecimiento del consumo de petróleo fue liderado por China (680,000 b / d) y otras economías emergentes, mientras que la demanda cayó en la OCDE (-290,000 b / d).
  • La producción mundial de petróleo se redujo en 60,000 b / d, ya que el fuerte crecimiento en la producción de EE. UU. (1,7 millones de b / d) fue más que compensado por una disminución en la producción de la OPEP (-2 millones de b / d), con fuertes caídas en Irán (-1,3 millones b / d) Venezuela (-560,000 b / d) y Arabia Saudita (-430,000 b / d).
  • La utilización de las refinerías se redujo drásticamente en 1,2 puntos porcentuales, ya que la capacidad aumentó en 1,5 millones de b / d y el rendimiento se mantuvo relativamente sin cambios.

Carbón

  • El consumo de carbón disminuyó en un 0,6% y su participación en la energía primaria cayó a su nivel más bajo en 16 años (27%).
  • Los aumentos en el consumo de carbón fueron impulsados por las economías emergentes, particularmente China (1,8 EJ) e Indonesia (0,6 EJ). Sin embargo, esto fue compensado por una fuerte caída en la demanda de la OCDE que cayó a su nivel más bajo en nuestra serie de datos (que comienza en 1965).
  • La producción mundial de carbón aumentó un 1,5%, con China e Indonesia proporcionando los únicos aumentos significativos (3,2 EJ y 1,3 EJ respectivamente). Los mayores descensos vinieron de los EE. UU. (-1,1 EJ) y Alemania (-0,3 EJ).

Energías renovables, hidroeléctricas y nucleares.

  • Las energías renovables (incluidos los biocombustibles) registraron un aumento récord en el consumo en términos de energía (3,2 EJ). Este fue también el mayor incremento para cualquier fuente de energía en 2019.
  • El viento proporcionó la mayor contribución al crecimiento de las energías renovables (1,4 EJ) seguido de cerca por el solar (1,2 EJ).
  • Por países, China fue el mayor contribuyente al crecimiento de las energías renovables (0,8 EJ), seguido de los EE. UU. (0,3 EJ) y Japón (0,2 EJ).
  • El consumo hidroeléctrico aumentó un 0,8% por debajo del promedio, con un crecimiento liderado por China (0,6 EJ), Turquía (0,3 EJ) e India (0,2 EJ).
  • El consumo nuclear aumentó un 3,2% (0,8 EJ), su crecimiento más rápido desde 2004. China (0,5 EJ) y Japón (0,1 EJ) proporcionaron los mayores incrementos.

Electricidad

  • La generación de electricidad creció solo un 1,3%, alrededor de la mitad de su promedio de 10 años. China representó más del 90% del crecimiento global neto.
  • Las energías renovables proporcionaron el mayor incremento a la generación de energía, seguido del gas natural, mientras que la generación de carbón disminuyó.
  • La participación de las energías renovables en la generación de energía aumentó de 9,3% a 10,4%, superando a la nuclear por primera vez. La participación del carbón en la generación cayó 1,5 puntos porcentuales a 36,4%, la más baja en nuestro conjunto de datos (que comienza en 1985).

Para ver el reporte completo visita: https://www.bp.com/

YPFB

YPFB acepta “Fuerza Mayor” invocada por Petrobras debido a la pandemia

YPFB acepta “Fuerza Mayor” invocada por Petrobras debido a la pandemia 709 375 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL|Kenna Bravo

La empresa estatal boliviana, Yacimientos Petrolíferos de Bolivia YPFB anunció este lunes mediante un comunicado que había aceptado la «fuerza mayor» invocada por la empresa brasileña Petrobras para reducir los volúmenes contratados de gas natural procedentes de Bolivia.

En comunicado, YPFB dijo que en el marco del contrato de compraventa de Gas Natural suscrito entre YPFB y Petrobras y en virtud de la situación extraordinaria en la que se encontraban ambos países había aprobado la fuerza mayor invocada por Petrobras a causa del Covid-19.

La fuerza mayor declarada por Petrobras llega a menos de una semana de que YPFB anunciara que aumentaría los volúmenes exportados a Argentina y que gradualmente aumentaría también las exportaciones a Brasil.

A principios del mes de marzo, Petrobras y YPFB firmaron la octava adenda al contrato de compra venta de gas natural. El acuerdo alcanzado en ese momento establecía un volumen mínimo de entrega de 14 MMm3/d y un máximo de 20 MMm3/d, modificando el acuerdo previo que establecía un volumen mínimo de 24 MMm3/d y un máximo de 30 MMm3/d.

Esta no es la primera vez que Petrobras invoca la cláusula de «fuerza mayor» a YPFB, recordemos que a principios del mes de abril, Petrobras notificó a YPFB una reducción de 14 MMm3/d a 10 MMm3/d en sus importaciones de gas natural. En aquella oportunidad, Petrobras argumentó causas de «fuerza mayor» las cuales fueron rechazadas por YPFB, sin embargo, la empresa boliviana optó al final por el diálogo, aceptando la invocación de Brasil de reducir los volúmenes importados de gas natural.

Según datos publicados en el sitio web de la Secretaría de Minas, Energías e Hidrocarburos del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, del 1 al 14 de junio, Petrobras ha importado en promedio unos 13,62 MMm3/d de gas natural procedente de Bolivia.

Las exportaciones de gas natural a Argentina y Brasil representan una importante fuente de divisas para Bolivia.

YPFB también señaló en su comunicado que debido a que la pandemia seguía causando efectos a nivel mundial, aún no se podía determinar el efecto económico que tendría la fuerza mayor invocada por Petrobras, sin embargo señaló que una vez finalizada esta «situación extraordinaria», las partes buscarían la mejor alternativa en beneficio para ambos países.

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