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Mapa de Japón

Precio del GNL importado por Japón en Julio cae al nivel más bajo registrado en tres años.
Precio del GNL importado por Japón en Julio cae al nivel más bajo registrado en tres años. 500 321 GNL GLOBAL

De acuerdo con los datos publicados por el Ministerio de Economía, Comercio e Industria de Japón (METI), el precio promedio basado en los cargos de gas natural licuado (GNL) contratados durante el mes de Julio cayó a US$ 4,7 por mmBtu, registrando una disminución del 14,5 por ciento con respecto al precio registrado en el mes de Junio.

Asimismo, en comparación con Julio de 2018, cuando el precio alcanzó los US$ 10 por mmBtu, la caída fue del 53 por ciento.

Fuente: METI

Por su parte, luego del salto registrado durante el mes de Junio (Ver gráfico), el precio promedio basado en la llegada de los cargos de GNL cayó un 37,3 por ciento de Junio a Julio, pasando de USD$ 7,5 por mmBtu a US$ 4,7 por mmBtu.

En comparación con julio de 2018, este precio disminuyó un 54,4 por ciento.

Los precios del GNL importado por Japón durante el mes de Julio marcan los precios promedios más bajos registrados desde Mayo de 2016, cuando el precio promedio del GNL alcanzó los US$ 4,1 por mmBtu por el contratado y US$ 4,3 por mmBtu por el GNL recibido.

En esta evaluación, solo se tienen en cuenta los cargos puntuales (spot) de GNL, excluyendo los cargos contractuales a corto, mediano y largo plazo, así como aquellas vinculados a un índice de precios en particular.

Occidental completa la adquisición de Anadarko
Occidental completa la adquisición de Anadarko 700 525 GNL GLOBAL

Occidental Petroleum Corporation anunció hoy la finalización exitosa de su adquisición de Anadarko Petroleum Corporation en una transacción valorada en US$ 55 mil millones de dólares, incluida la asunción de la deuda de Anadarko.

Vicki Hollub, Presidente y Director Ejecutivo dijo de Occidental dijo «Con la cartera de activos de clase mundial de Anadarko ahora oficialmente parte de Occidental, comenzamos nuestro trabajo para integrar nuestras dos compañías y desbloquear el valor significativo de esta combinación para los accionistas». Agregando «Esperamos entregar al menos $ 3,5 mil millones anuales en sinergias de costos y gastos de capital y el enfoque de nuestro Directorio y equipo de administración está en la ejecución para lograr la promesa de esta combinación emocionante. Esperamos actualizar el mercado en nuestro continuo progreso en el meses por delante «.

El cierre de la transacción sigue a la aprobación de la transacción por parte de los accionistas de Anadarko en una reunión especial celebrada hoy. Más del 99% de las acciones votadas en la Reunión Especial estaban a favor del acuerdo de fusión Occidental.

Tras completar la asquisición, los accionistas de Anadarko reciben $ 59,00 en efectivo y 0,2934 acciones comunes de Occidental por acción de acciones comunes de Anadarko en la transacción. Efectivo después del final de la negociación de hoy, las acciones ordinarias de Anadarko ya no cotizarán en la Bolsa de Nueva York.

España

España aumenta las importaciones de GNL en Junio
España aumenta las importaciones de GNL en Junio 575 470 GNL GLOBAL

Según los datos mensuales del operador terminal de GNL Enagás, las importaciones españolas de gas natural licuado (GNL) aumentaron un 48,9 por ciento en junio en comparación con el mes correspondiente del año pasado.

Según la información, las importaciones de GNL alcanzaron unos 20,7 teravatios-hora (TWh) en junio de 2019 en comparación con 13,9 TWh en junio de 2018.

Las importaciones totales de gas natural, incluidos los suministros por tuberías, aumentaron un 0,6 por ciento a 32,2 TWh. Los suministros de tuberías de Argelia cayeron un 49,7 por ciento a 8 TWh, en comparación con los 15.9 TWh del año anterior.

El principal proveedor de GNL a España durante el mes de junio de 2019 fue Qatar con 5,9 TWh, seguido de Estados Unidos (5,3 TWh).

España importó 2,9 TWh de GNL de Nigeria, 2.6 TWh de GNL de Trinidad y Tobago y 2.1 TWh de Rusia, y Noruega suministró 1,9 TWh de GNL.

La planta de regasificación de Bilbao recibió siete buques de GNL del total de 23 buques importados por España durante el mes que se examina.

Las instalaciones de Barcelona recibieron seis buques de GNL, mientras que tres aterrizaron en Huelva y Mugardos cada uno, y dos cargos aterrizaron en Cartagena y Sagunto cada uno.

Se completaron dos operaciones de recarga durante junio de 2019, una en Barcelona y la otra en las instalaciones de GNL de Mugardos.

Fuente: LNG World News

EE. UU. registra récord diario en el consumo de gas natural en el sector eléctrico
EE. UU. registra récord diario en el consumo de gas natural en el sector eléctrico 788 396 GNL GLOBAL

De acuerdo con un reporte recientemente publicado por la U.S. Energy Information Administración (EIA por sus siglas en inglés), el consumo de gas natural en las plantas de energía eléctrica en los EE.UU. probablemente registró un nuevo récord diario.

Citando las cifras de la consultora S&P Global Platts, la EIA indicó que el viernes 19 de julio el consumo de gas natural en las plantas de energía eléctrica en los EE.UU. alcanzó los 44,5 mil millones de pies cúbicos (Bcf), cifra superior al récord anterior de 43,1 Bcf, establecido el 16 de julio de 2018 (Ver Gráfico).

Consumo diario de gas natural estimado del sector eléctrico en los Estados Unidos (Mil millones de pies cúbicos)

Fuente: EIA

De acuerdo con la EIA, temperaturas superiores a lo normal y precios relativamente bajos del gas natural contribuyeron también al aumento del consumo de gas natural por parte de los generadores eléctricos.

Asimismo, la mayor demanda de electricidad para el aire acondicionado durante una ola de calor del 15 al 22 de julio impulsó el aumento de la generación de energía, especialmente de los generadores de gas natural.

Según la EIA, la mayoría de los estados al este de las Montañas Rocosas en los EE. UU. experimentaron un clima más cálido de lo normal en los días previos a la ola de calor. Desde el 16 de julio hasta el 21 de julio, la temperatura máxima promedio excedió los 85 ° F (29 ° C) en la mayor parte del país.

Precios bajos impulsan un mayor uso de gas natural para la generación eléctrica

Según la EIA, los precios relativamente bajos del gas natural también han llevado a una mayor generación a gas natural este verano. Según Natural Gas Intelligence, los precios spot del gas natural en el Henry Hub en Louisiana promediaron $ 2,33 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) del 16 al 21 de julio. En lo que va del verano (1 de junio al 1 de agosto), los precios del Henry Hub han promediado $ 2,31 / MMBtu, 19% más bajo que durante el mismo período del año pasado.

Según las cifras registradas por la EIA, los precios spot del gas natural en otras partes de los EE. UU. han sido incluso más bajos que los de Henry Hub. Los precios del gas natural en el Chicago Citygate, el punto de referencia regional de precios para los estados del medio oeste, han promediado 19 ¢ / MMBtu por debajo de los precios de Henry Hub en lo que va del verano. Los precios spot regionales en el noreste (como Dominion South en el oeste de Pennsylvania) se han negociado 30 ¢ / MMBtu por debajo de Henry Hub.

«En los últimos años, muchos generadores de gas natural se han conectado en todo el país, especialmente en la interconexión PJM, la organización regional de transmisión (RTO) responsable de administrar la electricidad al por mayor en 13 estados y el Distrito de Columbia».

Según los datos del inventario preliminar mensual de generadores eléctricos de la EIA, más de 12 gigavatios (GW) de nueva capacidad de generación eléctrica a gas natural, principalmente unidades de ciclo combinado altamente eficientes, han entrado en servicio en la interconexión PJM* desde principios de 2018.

La nueva capacidad ha aumentado la capacidad total de gas natural en la región en un 17% y representa el 55% de la capacidad total de ciclo combinado de gas natural agregada en los EE. UU.

Durante los últimos años, se han enviado plantas de energía a gas natural en la interconexión PJM a niveles más altos durante los períodos de mayor demanda. El 19 de julio, en la hora que termina a las 6:00 p.m. ET, La interconexión PJM despachó un total de 155 GW, de los cuales 66 GW (o 43%) fueron cubiertos por generadores a gas natural. En comparación, se enviaron 43 GW de capacidad de generación a carbón, la segunda fuente de combustible más alta en ese día, a esa hora.

Generación eléctrica por hora (GWh) por combustible en la interconexión PJM ( Del 15 al 23 de Jul, 2019)

Fuente: EIA

(*) La PJM Interconnection LLC (PJM) es una organización regional de transmisión (RTO) en los EE. UU. Comenzó sus operaciones en 1927, el grupo pasó a llamarse Interconexión Pensilvania-Nueva Jersey-Maryland (PJM) en 1956. La organización integra sistemas de transmisión de servicios públicos adicionales en sus operaciones.

Fluxys: Actividades en el Terminal de GNL Zeebrugge se disparan en el primer semestre de 2019
Fluxys: Actividades en el Terminal de GNL Zeebrugge se disparan en el primer semestre de 2019 GNL GLOBAL

Fluxys, empresa belga operadora del terminal de importación de gas natural licuado (GNL) en Belgica, Zeebrugge, informó de un salto significativo en la actividades del terminal durante los primeros seis meses del año 2019.

Según una breve declaración en las redes sociales, Fluxys Bélgica dijo que durante los primeros seis meses del año se habían descargado un total de 36 buques de GNL, en comparación con los 13 buques reportados en el período enero-junio de 2018.

Durante el mismo período, Fluxys indicó que se habían recargado 12 buques, lo que se compara con 11 buques de GNL en el período correspondiente del año pasado.

Asimismo, la actividad de transbordo también aumentó en el período correspondiente, pasando de dos operaciones en los primeros seis meses de 2018 a 10 operaciones en el período bajo revisión.

Esto registra un total de 58 operaciones durante los primeros seis meses del año, un salto del 123 por ciento si se compara con las 26 operaciones realizadas en los primeros seis meses de 2018.

Además de la actividad de los buques, el terminal Zeebrugge cargó un total de 1081 camiones durante el período enero-junio, que se compara con 650 camiones en la primera mitad de 2018.

Además, Fluxys señaló que solo en mayo 13 buques de GNL llegaron a la instalación, la cifra más alta desde que se puso en servicio el terminal en 1987.

Fuente: LNG World News

Codelco vende su participación en el terminal chileno GNL Mejillones
Codelco vende su participación en el terminal chileno GNL Mejillones 749 508 GNL GLOBAL

La empresa estatal Chilena, Corporación Nacional del Cobre (Codelco), dijo en un comunicado este martes que había completado la venta de su participación en la sociedad GNL Mejillones.

Según el comunicado, Codelco informó a la Comisión para el Mercado Financiero de Chile (CMF), la venta de su participación de 37% en la sociedad GNL Mejillones S.A. al fondo de Inversiones Ameris Capital AGF, por un monto de US$ 193,5 millones de dólares.

GNL Mejillones es una sociedad entre la empresa Codelco y GDF Suez (actualmente, Engie, accionista mayoritaria del terminal).

Codelco indicó que superadas las dificultades derivadas de las restricciones al suministro de gas natural argentino, con un sistema norte-sur integrado y una matriz energética que ha migrado fuertemente hacia las energías renovables, la empresa, principal productora de cobre a nivel mundial, tiene asegurado el abastecimiento de energía en sus divisiones del norte.

Recordemos que a fines de 2017, Codelco inició un proceso internacional de búsqueda de un comprador de su participación societaria, al que se invitaron más de 100 empresas y fondos de inversión que manifestaron expresiones de interés. Finalmente, cinco de ellas entregaron ofertas vinculantes.

A juicio de la empresa, la venta de la participación en GNL Mejillones le permitirá a Codelco fortalecer su posición para financiar parte de su cartera de proyectos y concentrarse en su actividad principal, la minería del cobre.

El terminal GNL Mejillones, ubicado al norte del país, comenzó las operaciones en el año 2010, posee una capacidad de regasificación hasta 5,5 millones de metros cúbicos de gas/ día.

Chile actualmente importa GNL a través de sus dos terminales: GNL Mejillones y GNL Quintero, y ocupa el segundo lugar como el mayor importador de GNL de la región, después de México.

FERC autoriza a Freeport LNG a exportar GNL para probar las instalaciones
FERC autoriza a Freeport LNG a exportar GNL para probar las instalaciones 150 150 GNL GLOBAL

La Comisión Reguladora Federal de Energía de los Estados Unidos (FERC por sus siglas en inglés) otorgó un permiso al proyecto Freeport LNG para comenzar a exportar cargos de prueba desde su planta ubicada en la isla de Quintana en Freeport, Texas.

No obstante, si bien la planta iniciará operaciones de carga, este proceso será solo para probar las instalaciones. La aprobación otorgada por la FERC a Freeport LNG no autoriza la puesta en servicio de dicha instalación, indicó la comisión en su aviso.

La autorización final para la puesta en servicio de la planta solo se otorgará después de determinar que las instalaciones han sido construidas de acuerdo con la aprobación de la FERC y las normas aplicables.

Para recordar, se espera que los primeros tres trenes de Freeport LNG entren en servicio entre el 1 de septiembre de 2019 y el 1 de mayo de 2020.

El proyecto de exportación de GNL sufrió varios retrasos a principios de este año debido a los efectos del paso del huracán Harvey, el cual afectó algunas de las instalaciones del proyecto.

Se espera que cada uno de los tres trenes de licuefacción en Freeport LNG tenga una capacidad superior a 5 millones de toneladas de GNL por año (mtpa).

En mayo pasado, la FERC aprobó la expansión del proyecto con la construcción de un cuarto tren de licuefacción en la planta Freeport LNG en Texas. El T4 tendrá una producción nominal similar a los tres trenes iniciales, permitiendo a Freeport LNG exportar el equivalente a 0,74 billones de pies cúbicos adicionales de gas natural por día. Con el Tren 4, la planta aumentará su capacidad de exportación total a más de 20 mtpa.

Freeport LNG registra incidente en sus intalaciones

El medio de comunicación local The Facts, señaló que los contratistas del proyecto fueron retirados del sitio el jueves 1 de agosto, luego de una fuga de gas que ocurriera durante el arranque y el enfriamiento del primer tren de licuefacción en las instalaciones.

La fuente de la fuga fue aislada y no se ha extendido fuera de la unidad de proceso, se lee en el comunicado.

Aproximadamente 13,5 mtpa de la capacidad de Freeport LNG ha sido contratada en acuerdos por 20 años con las empresas Osaka Gas Trading & Export, JERA Energy America, BP, Total y SK E&S LNG, y aproximadamente 0,5 mtpa contratada con Trafigura PTE en una venta y compra de 3 años, a partir de 2020.

Fuente: LNG World News

Cheniere

Cheniere realiza mantenimiento en los trenes 3 y 4 de la planta Sabine Pass
Cheniere realiza mantenimiento en los trenes 3 y 4 de la planta Sabine Pass 750 491 GNL GLOBAL

Cheniere Energy Inc dijo este lunes que como parte del plan de mantenimiento estaba llevando a cabo cambios programados en los trenes 3 y 4 en la planta de exportación de gas natural licuado (GNL) Sabine Pass, ubicada en Louisiana.

De acuerdo con la agencia Reuters, la compañía no dijo cuándo dichos trenes volverán en servicio, sin embargo, Cheniere señaló que «una buena guía general para el tiempo» podría ser las tres semanas que se llevaron durante el mantenimiento programado de los trenes 1 y 2, a principios de este año.

Cheniere posee cinco trenes de licuefacción en servicio en la planta de Sabine Pass y dos más operativos en la planta de exportación Corpus Christi en Texas.

Cada tren de las plantas de Cheniere es capaz de licuar aproximadamente 0,7 mil millones de pies cúbicos de gas por día (bcfd). Como referencia, 1 bcfd es suficientes para abastecer diariamente a unos cinco millones de hogares en los EE.UU.

Según datos de la firma de análisis Refinitiv, indicados por Reuters, la cantidad total de gas que fluyó a Sabine Pass el domingo cayó a 2,3 bcfd desde un máximo de 3,8 bcfd la semana pasada. Además del trabajo en Sabine Pass, los flujos de gas a Corpus Christi también disminuyeron de 1,4 bcfd la semana pasada a 0,8 bcfd el domingo.

En total, el volumen de gas que fluyó a las plantas de exportación en los EE.UU cayó a 4,1 bcfd el domingo desde alrededor de 6,0 bcfd la semana pasada.

En 2018, los EE.UU se posicionó como el cuarto mayor exportador de GNL del mundo, detrás de Qatar, Australia y Malasia, y está en camino de convertirse en el tercer mayor exportador de GNL a finales de 2019 y potencialmente podría ocupar el primer lugar a mediados de la década de 2020.

Mapa de Brasil

Petrobras reduce demanda de gas boliviano por competencia de GNL
Petrobras reduce demanda de gas boliviano por competencia de GNL 624 400 GNL GLOBAL

Artículo publicado por EL DEBER |Autor Ernesto Estremadoiro Flores

Es oficial. Ayer Petrobras, principal empresa hidrocarburífera de Brasil, informó que reducirá los volúmenes de gas que importa de Bolivia.

Los mejores precios del GNL (Gas Natural Licuado), y el incremento de la producción interna, sumado a un plan de desinversión, son los factores que expone la firma brasileña para reducir sus nominaciones.

En este escenario, analistas consultados por EL DEBER, anticipan que la estatal YPFB tendrá que disminuir sus precios para poder competir en un mercado donde abunda la oferta gasífera. Fue el presidente de Petrobras, Roberto Castello Branco, en una conferencia en Río de Janeiro, el que dio a conocer la noticia, aunque dejó en claro que “aún es prematuro decir que podemos prescindir del gas boliviano”.

“Incluso porque tenemos producción propia en Bolivia. Vamos a reducir las compras en Bolivia, pero no podemos prescindir de ese combustible”, agregó. Castello aseguró que actualmente está “negociando un nuevo contrato con Bolivia para reducir las importaciones”.

Prefieren GNL

El titular de Petrobras aseguró que en el segundo trimestre de este año Petrobras importó menos gas natural boliviano debido a que, por sus menores precios en el mercado, era más rentable importar GNL (Gas Natural Licuado) para abastecer a sus clientes.

El exministro de Hidrocarburos, y especialista del sector, Álvaro Ríos, explicó que en el contexto global existe GNL a un precio de entre $us 4 y $us 5 por millón de BTU (MMbtu), debido a la sobreoferta, y se prevé que esta tendencia se prolongue en los próximos dos años. Según datos oficiales de YPFB, el precio del gas que se exporta está a $us 5,86 el MMbtu.

“El mensaje del presidente de Petrobras es que el precio que pagan actualmente no es tan competitivo con relación al que hay en el mercado”, afirmó Ríos. Pero el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, sostuvo que los volúmenes no entregados a Brasil se venderán a empresas privadas de ese país.

“Estamos participando de una licitación para proveer 10 millones de metros cúbicos de gas (Mmm3/d) a cinco distribuidoras de Brasil.

Estamos seguros de ganar dicha licitación, con lo que se tendrá mayor demanda de gas desde ese país”, dijo Sánchez. Pero Ríos explicó que hay sobreoferta de GNL que está llegando competitivamente a “Argentina, Brasil y Chile y el gas boliviano tiene que adecuarse a esas condiciones”. “Bolivia no puede vender más gas vinculado al petróleo, debe competir con el GNL y con el gas que se produce en Brasil”, explicó el especialista.

En respuesta, Sánchez, aseguró que las empresas privadas del país vecino están interesadas en el gas boliviano por la ubicación geográfica de Bolivia. Mientras el experto en hidrocarburos, Hugo Del Granado, coincide con Ríos en que Bolivia deberá bajar los precios de venta a los mismos niveles del GNL.

Pero para el titular del Ministerio de Hidrocarburos, “la nueva política de Brasil permite a la estatal YPFB captar nuevos clientes privados en el país vecino”. Para Del Granado Bolivia ya ha perdido la única ventaja frente a la sobreoferta de gas: el transporte por el gasoducto. “Debido al precio del GNL, esa ventaja se anula y hoy es una desventaja”, matizó. Ahora, depende de la negociación.

Herland Soliz, secretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, explicó que la demanda de importación de gas en Brasil continuará oscilando entre 20 y 25 millones MMm3/d hasta que logren desarrollar el Presal.

“Esto no significa que YPFB cubrirá en tu totalidad esta demanda y a mejores precios, existen otros ofertantes que aparecerán en el mercado, Yacimientos podría vender 20 MMm3/d, o 2 MMm3/d.

Todo dependerá de la capacidad que tenga para negociar”, dijo. Sobre ello, Sánchez dijo que YPFB ya cerró contratos con las empresas Acron (Rusia), para la venta de 2,2 millones de metros cúbicos día (MMm3/d) de gas natural desde el año 2023 por un lapso de 25 años, y la empresa brasileña Ambar por el mismo volumen. “Lo que debo decir a quienes buscan generar zozobra por la nueva política que Brasil ha asumido, es que el contrato entre Bolivia y Brasil está vigente y se lo debe cumplir”, afirmó el ministro del sector.

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Union Europea

La UE aprueba medidas de apoyo para terminal de GNL en Croacia
La UE aprueba medidas de apoyo para terminal de GNL en Croacia 797 597 GNL GLOBAL

La Comisión Europea ha encontrado que los planes croatas para la construcción y operación de una terminal de gas natural (GNL) en la isla de Krk están en línea con las normas de ayuda estatal de la Unión Europea (UE).

La comisión dijo en su declaración que el proyecto contribuirá a la seguridad y diversificación de los suministros de energía sin distorsionar indebidamente la competencia.

La comisionado Margrethe Vestager, a cargo de la política de competencia, dijo: “El nuevo terminal de GNL en Croacia aumentará la seguridad del suministro y mejorará la competencia, en beneficio de los ciudadanos de la región. «Hemos podido brindar apoyo a Croacia porque están limitados por lo que es necesario que el proyecto suceda y cuente con nuestras normas de ayuda estatal».

El terminal de GNL en Croacia consiste en una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) y las conexiones a la red nacional de transmisión de gas.

Asimismo, el terminal está diseñado para transportar hasta 2.600 millones de metros cúbicos por año (bcm / a) de gas natural a la red de transmisión nacional de Croacia a partir de 2021.

Los costos totales de inversión para construir el terminal en Croacia ascienden a € 233,6 millones ($ 260,4 millones). Esta contribución dará lugar a una contribución de 101,4 millones de euros del programa Connecting Europe Facility, y una contribución financiera directa de 100 millones de euros del presupuesto estatal croata.

Además, Croacia otorgará una compensación arancelaria llamada ‘tarifa de seguridad de suministro’, que se financia mediante gravámenes cobrados por el operador del sistema de transmisión de gas a los usuarios de gas con tarifas de transmisión de gas, en caso de que los ingresos de las tarifas del terminal no sean suficientes para cubrir gastos operativos

Croacia notificó a la Comisión una contribución financiera directa de 100 millones de euros, así como la tasa de seguridad del suministro. Ambas medidas de ayuda implican ayudas estatales con arreglo a las normas de la UE.

La Comisión evaluó estas medidas de apoyo y consideró que las medidas de ayuda son necesarias, ya que el proyecto no se llevaría a cabo sin ellas.

La brecha de financiación, que es la diferencia entre los flujos de efectivo positivos y negativos a lo largo de la vida, se descuenta a su valor actual ( utilizando el costo de capital).

Por lo tanto, la Comisión estableció que las medidas están en línea con las normas sobre ayudas estatales de la UE.

La terminal de GNL en Krk se ha incluido en la lista de proyectos europeos de interés común desde 2013, dada su importancia estratégica para la diversificación de los suministros de gas natural en Europa central y sudoriental.

Este terminal de GNL entregará gas a la red de transmisión nacional croata, conectada con Eslovenia, Italia y Hungría, así como con otros países de la UE que no son miembros de la UE, como Serbia y Montenegro.

El beneficiario es el promotor de la terminal, HN Croacia, propiedad de la empresa estatal croata de gas y electricidad, y el operador del sistema nacional de transmisión de gas (TSO), con 85 por ciento y 15 por ciento respectivamente.

Fuente: LNG World News

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