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GNL GLOBAL

Rio Grande LNG

NextDecade retrasa FID del Proyecto Rio Grande LNG hasta 2021

NextDecade retrasa FID del Proyecto Rio Grande LNG hasta 2021 768 357 GNL GLOBAL

Publicado por Rigzone

Debido al impacto que la pandemia de COVID-19 está teniendo en las condiciones del mercado del gas natural licuado (GNL), NextDecade Corp. ahora espera alcanzar una decisión final de inversión (FID) para su proyecto Río Grande LNG (RGLNG) en 2021.

«Teniendo en cuenta este cambio en el tiempo esperado de FID, NextDecade ha implementado medidas para administrar los costos que la compañía cree que garantizará que tenga suficiente liquidez previa a la FID para operar hasta fines de 2021», dijo NextDecade en un comunicado por escrito.

“Los fundamentos a largo plazo del mercado global de GNL y las cuencas productoras de Permian y Eagle Ford que suministrarán RGLNG no han cambiado. NextDecade continúa progresando en las oportunidades de GNL con un número significativo de clientes potenciales de GNL que reflejan la naturaleza global del negocio de GNL y con productores estadounidenses interesados ​​en suministrar gas natural a RGLNG ”, agregó la compañía.

Actualmente, proyecto Río Grande LNG tiene un contrato de compraventa de 20 años con Shell por 2 millones de toneladas anuales (mtpa). NextDecade cree que puede lograr FID con una capacidad adicional de 9 mtpa del proyecto vendida bajo contratos a largo plazo.

«Nuestro balance general es sólido, no tenemos deudas pendientes y los fundamentos a largo plazo para nuestro proyecto de GNL en Río Grande permanecen firmemente intactos», dijo Matt Schatzman, Presidente y Director Ejecutivo de NextDecade. «Esta sólida base, junto con nuestro progreso regulatorio, de ingeniería y comercial sostenido, posiciona a la compañía y a nuestro proyecto de GNL de Río Grande extremadamente bien para cuando las condiciones del mercado global mejoren».

Al 31 de marzo de 2020, NextDecade tenía aproximadamente US$ 58 millones en efectivo. Para preservar la liquidez previa a la FID, NextDecade también ha implementado medidas clave para administrar los costos:

Desde el 31 de diciembre de 2019, la plantilla a tiempo completo ha disminuido en un 18 por ciento. Además, en mayo de 2020, NextDecade superó el 14 por ciento de su plantilla a tiempo completo.
El Director Ejecutivo y algunos otros miembros del equipo ejecutivo redujeron voluntariamente sus salarios base en un 10 por ciento durante el resto de 2020.
NextDecade y Bechtel han acordado un alcance limitado de trabajo continuo que proporcionará un progreso continuo de ingeniería para el proyecto.

En los próximos meses, NextDecade reducirá su espacio de oficinas bajo arrendamiento y diferirá el gasto adicional en tecnología de la información hasta que se logre la FID.

NextDecade cree que las medidas mencionadas anteriormente garantizarán que pueda mantener las actividades de desarrollo previas a la FID hasta fines de 2021. Además, a partir del segundo trimestre de 2020, NextDecade espera que el gasto de desarrollo previo a la FID promedie un poco más de $ 2 millones por mes.

Cameron LNG

Cameron LNG comienza producción en su 3er y último tren de licuefacción

Cameron LNG comienza producción en su 3er y último tren de licuefacción 575 382 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL| Sempra

Sempra LNG anunció este lunes que su proyecto Cameron LNG ubicado en en Hackberry, Louisiana, había comenzado a producir gas natural licuado (GNL) a partir del tercer y último tren de licuefacción de su Fase 1.

Cameron LNG es propiedad conjunta de afiliados de Sempra LNG, TOTAL S.A., Mitsui & Co., Ltd. y Japan LNG Investment, LLC, una compañía de propiedad conjunta de Mitsubishi Corporation y Nippon Yusen Kabushiki Kaisha.

El director ejecutivo de Sempra LNG, Justin Bird: «Felicitaciones a todo el equipo de Cameron LNG por alcanzar este último hito importante hacia las operaciones comerciales completas para la Fase 1 de esta instalación crítica de infraestructura energética».

De acuerdo con la compañía, las operaciones comerciales para el Tren 3, bajo los acuerdos de peaje de Cameron LNG, siguen en camino para comenzar en el tercer trimestre de 2020.

Recordemos que Cameron LNG comenzó las operaciones comerciales del Tren 1 en agosto de 2019 y luego en febrero de 2020 en el Tren 2.

Sempra LNG posee una participación del 50,2% en Cameron LNG, una instalación de exportación de 12 millones de toneladas anuales (Mtpa) que opera en Hackberry, Louisiana.

Actualmente, Sempra LNG está desarrollando instalaciones adicionales de exportación de GNL en la costa del Golfo y la costa del Pacífico de América del Norte a través de la expansión de Cameron LNG, Port Arthur LNG en Texas y Energía Costa Azul LNG en México.

Bandera China

China inicia construcción de nuevo terminal de GNL

China inicia construcción de nuevo terminal de GNL 1024 576 GNL GLOBAL

Publicado por Agencia Xinhua

La compañía China PipeChina comenzó a construir una terminal de importación de gas natural licuado en la provincia china de Shandong.

Localizada en Longkou, una ciudad costera en la provincia de Shandong, este de China, el terminal es el primer proyecto de infraestructura de PipeChina desde su establecimiento.

Se espera que este nuevo terminal maneje unos 20 millones de toneladas de GNL y suministre 28.000 millones de metros cúbicos de gas natural al año, y su primera fase tiene programado estar concluida y puesto en operación en 2023, informó la compañía.

Por otro lado, se calcula que el proyecto podrá ayudar a la provincia de Shandong a reducir las emisiones de dióxido de carbono en 32 millones de toneladas al año.

El proyecto ofrecerá gas natural continuo, estable y limpio para las regiones alrededor del mar de Bohai, mientras fortalece la capacidad de recortes de pico, almacenamiento de emergencia y suministro invernal de gas natural, señaló PipeChina.

EIA Producción de Gas Natural en los EE.UU. 2016-2021

EIA espera una menor producción de gas natural en 2020 en los EE.UU.

EIA espera una menor producción de gas natural en 2020 en los EE.UU. 737 380 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL | EIA

En su informe Perspectiva de Energía a Corto Plazo (STEO) de mayo de 2020, la U.S. Energy Information Administration (EIA) pronostica que la producción comercializada de gas natural en los EE. UU. disminuirá en un 5% en 2020 debido a un panorama económico debilitado por el impacto de los esfuerzos para reducir la propagación del coronavirus (COVID-19).

Producción de Gas Natural en los EE.UU. (2016-2021)
EIA Producción de Gas Natural en los EE.UU. 2016-2021

Fuente: U.S. Energy Information Administration, Natural Gas Monthly and Short-Term Energy Outlook (STEO)

EIA espera que la producción de gas natural comercializada en los EE. UU. tenga un promedio de 94,3 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf / d) en 2020, por debajo de 99,2 Bcf / d en 2019.

Antes de la contracción económica causada por los esfuerzos de mitigación en respuesta a COVID-19, la EIA esperaba que la producción de gas natural se estabilizara en 2020 debido al exceso de oferta del mercado creado a medida que el crecimiento de la producción de gas natural ha superado el crecimiento de la demanda. Estados Unidos estableció récords anuales de producción de gas natural en 2018 y 2019, en gran parte debido al aumento de la perforación shale oil y shale gas. Este aumento en la producción condujo a mayores volúmenes de gas natural en almacenamiento y una disminución en los precios del gas natural.

Proyección en los precios del gas natural

Sin embargo, la disminución en los precios del petróleo crudo y el gas natural en marzo y abril ha llevado a los productores a anunciar planes para reducir aún más el gasto de capital y los niveles de perforación, así como reducir la producción de algunos pozos existentes. La mayor parte de la disminución esperada en la producción de gas natural se debe al gas asociado en las obras dirigidas por petróleo, particularmente en la cuenca del Pérmico, que abarca partes del oeste de Texas y el este de Nuevo México.

Precios Mensuales del Gas Natural en el Henry Hub (2016-2021)
monthly Henry Hub natural gas spot prices

Fuente: U.S. Energy Information Administration, Natural Gas Monthly and Short-Term Energy Outlook (STEO)

La EIA espera que el precio spot del gas natural para el punto de referencia estadounidense Henry Hub promediará US$ 2,16 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) en 2020, aproximadamente 41 centavos menos que el promedio de 2019 de $ 2.57 / MMBtu.

Los precios del gas natural ya estaban disminuyendo a principios de este año debido al nivel de producción récord del año anterior y a un invierno más cálido de lo normal. En parte debido a la reducción de la actividad comercial y los niveles de almacenamiento superiores al promedio antes del verano, los precios de Henry Hub cayeron a un promedio de US$ 1,74 / MMBtu en abril de 2020, el promedio mensual más bajo desde marzo de 2016.

Finalmente, la EIA espera que los precios del gas natural aumenten a partir del tercer trimestre de 2020, impulsados ​​por un aumento en la demanda industrial a medida que se reanude la actividad comercial. Los precios proyectados del gas natural aumentan a un promedio de $ 2,95 / MMBtu en 2021 debido a la presión al alza de los precios por la disminución del crecimiento en la producción de gas natural.

Resumen GNL

Precios del GNL en Asia aumentan por segunda semana (11-15 mayo)

Precios del GNL en Asia aumentan por segunda semana (11-15 mayo) 650 433 GNL GLOBAL

GNL GLOBAL| Kenna Bravo

Los precios del gas natural licuado (GNL) en Asia aumentaron por segunda semana consecutiva.

El precio promedio de GNL para las entregas en junio al noreste de Asia (LNG-AS) aumentó a un estimado de US$ 2,40 por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu) durante la semana del 11 al 15 de mayo, esto es 40 centavos más que la semana anterior, informó la agencia Reuters el viernes.

Si bien esta recuperación podría aliviar las preocupaciones de los productores, fuentes del mercado estiman que para el mes de julio los precios del GNL en Asia podría mantenerse iguales o ser ligeramente inferiores.

Recuperación en los precios del GNL

Los cierres ocurridos durante los meses de marzo y abril de este año, implementados como medidas preventivas debido al coronavirus, llevaron a algunos compradores a declarar fuerza mayor en sus compromisos de compras, lo que en muchos casos se tradujo en cancelaciones o re-programación de cargamentos, particularmente afectando los suministros de GNL del mes de junio.

La semana pasada Bloomberg informó que el cuarto tren de licuefacción de la planta Sabine Pass de Cheniere había sido cerrado luego de que cayeran los flujos programados en dicha instalación, atendiendo las cancelaciones que habían sido planificadas para junio.

Sin embargo, a medida que algunos países levantan gradualmente las restricciones impuestas, las empresas y sectores industriales comienzan a operar nuevamente, la demanda comienza a aumentar, elevando los precios que han registrado mínimos históricos.

Asimismo, la apertura de los mercados también aumenta las compras de reposición haciendo que las compañías de cartera comiencen a activarse en el mercado de GNL a corto plazo.

Suministros limitados

De acuerdo con la información semanal publicada por la U.S. Energy Information Administration (EIA), durante la semana del 07 al 12 de mayo, las exportaciones de GNL procedente de las instalaciones de licuefacción ubicadas en los EE.UU. cayeron en un 26% en comparación a la semana anterior (ver gráfico).

Fuente: U.S. Energy Information Administration

La EIA informó que la cantidad de gas enviado a las plantas de exportación de GNL de los EE. UU. cayó a 7,1 mil millones de pies cúbicos (bcf/d) durante la semana en revisión desde los 7,7 bcf/d registrados la semana anterior.

En Australia, Chevron anunció que del 23 de mayo al 11 de julio cerrará uno de sus trenes en su planta de exportación de GNL Gorgon LNG, lo que se suma a la falta de suministro, dijeron los comerciantes a Reuters.

Compras de GNL
  • GS Energy de Corea del Sur compró un cargamento para junio a un precio de alrededor de US$ 2,60- $ 2,70 por mmBtu.
  • El grupo chino Guangdong Energy, anteriormente conocido como Guangdong Yudean Group, compró un cargamento para julio a alrededor de $ 2,40 por mmBtu.
  • Foran Energy Group también de China compró un cargamento para junio a US$ 2,60 por mmBtu, PTT de Tailandia compró una carga a fines de junio a aproximadamente $ 2,30 a $ 2,50 por mmBtu, dijeron los comerciantes.
  • La Corporación Estatal de Petróleo de Gujarat (GSPC) de la India está buscando cinco cargas de GNL para julio y diciembre, mientras que Tohoku Electric de Japón pudo haber comprado una carga para entrega a finales de junio a Japón a $ 2.40 por mmBtu, dijeron los comerciantes.
Ofertas de GNL
  • Angola LNG ofreció un cargamento para fines de mayo y
  • Novatek de Rusia pudo haber ofrecido un cargamento para la segunda mitad de julio.
  • Brunei LNG pudo haber vendido un cargamento para principios de julio a un precio de alrededor de $ 2,50 a $ 2,60, dijo uno.
Elba Island LNG

Incendio en Elba Island LNG cierra 3 unidades

Incendio en Elba Island LNG cierra 3 unidades 712 414 GNL GLOBAL

Publicado por NGI

Kinder Morgan Inc. confirmó que se produjo un incendio el día 11 de mayo en un compresor de refrigerante mixto en su instalación de gas natural licuado (GNL) del proyecto Elba Island LNG en Georgia, lo que obligó a cerrar tres unidades de licuefacción que permanecen fuera de línea.

El incendio estalló en un compresor del sistema de licuefacción modular móvil (MMLS) de la Unidad 2 de la instalación, uno de los seis en funcionamiento en la planta. La portavoz Melissa Ruiz dijo que el incidente fue aislado en la Unidad 2 y que el fuego fue extinguido por el equipo en el sitio. No hubo heridos.

La compañía cerró las Unidades 1 y 3, que están cerca de la Unidad 2, agregó Ruiz. Las otras tres unidades permanecen en funcionamiento. «Todas las agencias reguladoras apropiadas han sido notificadas y una investigación sobre la causa del incendio está en marcha», dijo. «Se están desarrollando planes de reinicio en estas unidades».

Ruiz también dijo que la Unidad 8 se cerró esta semana para completar el trabajo de mantenimiento comúnmente relacionado con el proceso de puesta en marcha. El gas de alimentación se introdujo en la unidad a principios de este mes, y es una de las cuatro unidades de licuefacción restantes que se espera que entren en funcionamiento este verano.

Los cortes en la planta Elba se producen en un momento en que las entregas de gas de alimentación a las instalaciones de exportación de EE. UU. han disminuido significativamente a niveles inferiores a 6 Bcf en los últimos días. Eso está por debajo de los máximos de 9 Bcf / d a principios de año a medida que los precios mundiales del gas caen en picada y presionan la economía del envío de GNL de EE. UU. al extranjero.

El Rastreador de exportaciones de GNL de EE. UU. De NGI muestra que las entregas de gas de alimentación han disminuido significativamente en Elba esta semana, con flujos de tuberías a las instalaciones a solo 84 Mcf el viernes. Pero la planta Elba es la única en el sentido de que utiliza la tecnología MMLS de Royal Dutch Shell plc, unidades más pequeñas que se pueden desmontar y mover rápidamente.

Cada unidad tiene una capacidad de licuefacción de solo 0.3 millones de toneladas métricas / año, en comparación con los trenes de licuefacción estándar en otras instalaciones de exportación que típicamente tienen una capacidad de 4 mmty.

Patrick Rau, director de estrategia e investigación de NGI, estimó que le toma a Elba unos 10 días con todas las unidades funcionando al 100% de su capacidad para producir GNL suficiente para llenar una carga, o en otras palabras, la terminal tiene la capacidad de llenar aproximadamente tres cargas por mes. El primer cargamento de GNL de Elba salió a fines del año pasado.

En comparación, la mayor instalación de exportación de EE. UU., La terminal Sabine Pass de Cheniere Energy Inc. en Louisiana, tiene suficiente capacidad para producir una carga por día.

Además, Shell posee el 100% de la capacidad de licuefacción de Elba en virtud de su acuerdo de peaje con la terminal.

«El daño a la isla de Elba es mucho menos perjudicial para el mercado en general», dijo Rau, y agregó que es menos probable que menos cargos y un solo poseedor de capacidad perturbe demasiado las cosas después de cualquier interrupción en las operaciones.

Cheniere

Cheniere cierra el tren 4 de la planta Sabine Pass

Cheniere cierra el tren 4 de la planta Sabine Pass 750 491 GNL GLOBAL

Por Seekingalpha

El desarrollor de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL) en los EE.UU., Cheniere Energy cerró el tren 4 de su planta Sabine Pass luego de que cayeran los flujos de gas natural programados en la instalación, lo que indica que era una reducción planificada, informó Bloomberg.

Allison Hurley, líder del equipo de GNL y gas natural patentado en Genscape: «La razón probable de las múltiples interrupciones parciales en los proyectos de Cheniere es el rechazo de GNL», agregando «En general, las entregas [de gas natural] a Sabine Pass LNG han disminuido desde mediados de abril, durante este período ha habido una disminución de la demanda y muchas cargas han sido canceladas».

Según el informe, cada uno de los tres trenes en la planta de exportación de GNL de Cheniere en Corpus Christi en Texas también han sufrido cortes parciales desde principios de la semana pasada.

Mapa de México

Exportaciones de gas de EE. UU. a México se enfrentan a riesgos a la baja de cara al verano

Exportaciones de gas de EE. UU. a México se enfrentan a riesgos a la baja de cara al verano 624 400 GNL GLOBAL

Publicado S&P Global Platts| Por J. Robinson   John Hilfiker  Sheky Espejo 

Nueva York — Mientras la pandemia del coronavirus sigue teniendo efectos devastadores sobre la demanda de energía en México, las exportaciones de gas por gasoducto de Estados Unidos a los consumidores de más allá de la frontera han alcanzado la media más baja de este mes desde finales de 2018.

según muestran datos de S&P Global Platts Analytics, desde principios de este mes, las exportaciones se han situado algo por debajo de los 4.600 MMMpcd porque las empresas eléctricas y los consumidores industriales siguen limitando sus operaciones.

En el sector eléctrico, la carga diaria se situó en una media de 33,2 aGW en el mes de mayo, aproximadamente un 12% menos que los niveles de hace un año, lo que ha reducido la demanda de las centrales eléctricas de gas. Además del descenso del consumo del sector industrial, la demanda total de gas de México ha caído hasta una media de 7,4 MMMpcd en mayo, el nivel más bajo de los últimos 14 meses.

Platts Analytics indica que las alteraciones relacionadas con la pandemia probablemente hayan reducido la demanda de gas de México en unos 600 MMpcd desde que se empezaron a aplicar las medidas de distanciamiento físico a finales de marzo.

Hoy por hoy, no hay una fecha concreta en la que vaya a acabar la pandemia, por lo que es probable que al menos parte de la destrucción de la demanda causada por el coronavirus continúe durante el verano, cuando la demanda de refrigeración de México suele impulsar las exportaciones de gas de Estados Unidos hasta máximos anuales.

Sin embargo, cuando llegue el tercer trimestre, es probable que la contracción económica correspondiente en México prolongue la tendencia a la baja de la demanda de gas y las exportaciones por gasoducto desde Estados Unidos. Un informe publicado recientemente de S&P Global Platts muestra que, según las estimaciones, el producto interior bruto de México se contraerá un 6,7% este año, la contracción económica más grande de entre las principales economías de Latinoamérica.

En cuanto a los proveedores estadounidenses, en particular los de la cuenca Pérmica, el factor más prometedor respecto a un posible repunte de las exportaciones de gas será la puesta en marcha del sistema de gasoductos Wahalajara, de la empresa Fermaca, con retraso respecto a la fecha prevista.

Wahalajara

Según fuentes de México, el sistema Wahalajara ya está completo en términos mecánicos, pero la eléctrica estatal mexicana CFE y el operador del sistema Cenagas han pausado su puesta en marcha, tal y como informó S&P Global Platts con anterioridad este mes.

Ni Fermaca, ni CFE ni Cenagas han respondido a las múltiples solicitudes de información enviadas por correo electrónico.

Fuentes del mercado explican que CFE, que tiene contratada la mayor parte de la capacidad de Wahalajara, todavía no ha construido centrales eléctricas que estaba previsto recibieran gas suministrado por el sistema. Un antiguo responsable de Cenagas también ha indicado a Platts que, como condición para que Cenagas opere y gestione el sistema mediante acuerdo con Fermaca, el operador del sistema requiere que haya como mínimo una interconexión de Wahalajara con la red nacional.

7

Acceso a la red downtream

El sistema Wahalajara está formado por cuatro segmentos de gasoducto de importancia: Tarahumara, en el norte; El Encino – La Laguna, y La Laguna – Aguascalientes, ambos segmentos centrales; y Villa de Reyes – Aguascalientes – Guadalajara (VAG), el más meridional.

Según Platts Analytics, cuando el sistema Wahalajara esté totalmente operativo, es de prever que incremente las exportaciones del oeste de Texas a México en hasta 400 MMpcd a medida que el sistema comience a realizar entregas a la central eléctrica de Tierra Mojada, cerca de Guadalajara, y comience a sustituir las importaciones de GNL de la terminal de importación de GNL de Manzanillo, en la costa del Pacífico.

Las previsiones actuales de Platts Analytics muestran que las exportaciones por gasoducto de Estados Unidos a México alcanzarán un máximo anual de aproximadamente 5.800 MMMpcd en agosto, tan solo 500 MMMpcd superiores a los niveles de un año antes.

Articulo publicado por S&P Global Plattsel 12 may. 2020 para leer mas visita S&P Global

Precios-Spot-del-GNL-importado-a-Japon-Abr-20

Precios del GNL importado por Japón registran mínimos históricos en abril

Precios del GNL importado por Japón registran mínimos históricos en abril 636 398 GNL GLOBAL

Los precios de spot del gas natural licuado (GNL) importado por Japón cayeron al nivel más bajo registrado desde marzo 2014.

De acuerdo con los datos publicados por el Ministerio de Economía, Comercio e Industria (METI) de Japón, el precio promedio basado en el GNL contratado durante el mes de abril cayó a US$ 2,40 por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu). Este precio es 53,8% más bajo que el precio registrado en abril de 2019 y es 29,4% por debajo del precio registrado en marzo de 2020 (ver gráfico).

Fuente: Ministerio de Economía, Comercio e Industria (METI) de Japón

Asimismo, el precio promedio del GNL recibido en Japón durante el mes de abril alcanzó los US$ 3/mmBtu, este precio es 49,2% inferior al precio registrado en abril 2019.

En marzo 2020, METI no registró el precio promedio del GNL recibido.

Estos precios promedios representan los registros más bajos publicados desde que el METI comenzó a publicar los precios del GNL importado en marzo de 2014.

De acuerdo con la agencia Reuters, a principios de este mes, los precios del GNL en Asia LNG-AS cayeron a un mínimo histórico de menos de US$ 2 / mmBtu, con compradores en Asia y Europa cancelando cargamentos de GNL procedentes de los EE.UU.

La agencia también señaló que durante el mes de abril 2020 los precios de la electricidad en Japón llegaron en ocasiones regulares a cero a medida que la actividad industrial se desaceleró debido al impacto del Coronavirus.

Las encuestas de METI registran cargamentos de GNL compradas por empresas de servicios públicos japonesas y otros importadores, pero excluye los acuerdos de carga vinculados a puntos de referencia como el índice Henry Hub de gas natural de EE. UU.

GNL GLOBAL

Nigeria LNG

Saipem JV gana contratos EPC para desarrollar proyecto del tren 7 de NLNG

Saipem JV gana contratos EPC para desarrollar proyecto del tren 7 de NLNG 874 400 GNL GLOBAL

Por LNG Global

Saipem, en una empresa conjunta con Daewoo E&C Co. Ltd y Chiyoda Corporation (SCD JV), ganó los contratos para la Ingeniería, Adquisición y Construcción (EPC) del Proyecto Tren 7 de licuefacción de la planta Nigeria LNG (NLNG).

El proyecto se llevará a cabo en el complejo Bonny Island LNG en Nigeria. Saipem es el líder en SCD JV con una participación del 60%.

Saipem señaló en un comunicado ayer que el valor general de los contratos supera los 4 mil millones de dólares. La participación de Saipem asciende a alrededor de 2.700 millones de dólares. El proyecto NLNG Train 7 consiste en la construcción de un tren licuefacción completo y una unidad adicional con una capacidad total de aproximadamente ocho (8) millones de toneladas anuales (MTPA), más otras utilidades e infraestructuras asociadas.

Stefano Cao, CEO de Saipem, dijo: «La decisión de inversión de Nigeria LNG Limited, que incluye varias compañías importantes de energía, demuestra que el gas natural, en cuya cadena de valor Saipem tiene un liderazgo reconocido, será fundamental para la transición energética. La adjudicación de este contrato contribuye a aumentar la porción de la cartera de pedidos no relacionada con el petróleo y confirma la superación del vínculo entre el valor de las acciones de Saipem y el precio del petróleo «.

Nigeria LNG Limited es una compañía de responsabilidad limitada cuyos accionistas principales son el Gobierno Federal de Nigeria representado por la Corporación Nacional de Petróleo de Nigeria (NNPC), Shell Gas B.V., Total Gaz Electricité France y Eni International (N.A.) N.V.S.a.r.l.

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