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Resumen Mensual: Importaciones de GNL en Noviembre 2024

Resumen Mensual: Importaciones de GNL, Noviembre 2024

Resumen Mensual: Importaciones de GNL, Noviembre 2024 872 546 GNL GLOBAL

Las importaciones globales de gas natural licuado (GNL) disminuyeron durante el pasado mes de noviembre.

Según el último Reporte Mensual del Mercado de Gas (MRMG, Dic 2024), publicado por el Foro de Países Exportadores de Gas (GECF, por sus siglas en inglés), en noviembre de 2024, las importaciones globales de GNL registraron una disminución interanual del 3,4% (1,20 Mt), situándose en 34,00 Mt, el nivel más bajo para un mes de noviembre registrado desde 2021.

Aunque Asia (+0,2%), América Latina y el Caribe (+2,2%) y la región MENA (+43%) registraron incrementos interanuales, la reducción global de las importaciones de GNL fue impulsada principalmente por la significativa caída (-14%) registrada en Europa.

En el acumulado de enero a noviembre de 2024, las importaciones mundiales de GNL aumentaron un 1,5% interanual (5,58 Mt), alcanzando un total de 374,01 Mt. Este crecimiento fue impulsado principalmente por un mayor volumen de importaciones en la región de Asia Pacífico, que logró compensar la significativa contracción de las importaciones en Europa.

Se estima que las importaciones mundiales de GNL cierren 2024 con un aumento del 2% respecto al año anterior.

Importaciones de GNL por Región

América Latina y el Caribe

En noviembre de 2024, las importaciones de GNL en América Latina y el Caribe alcanzaron 1,28 Mt, lo que representa un incremento interanual del 2,2% (0,03 Mt). Este ligero aumento estuvo impulsado principalmente por las importaciones de Jamaica y Puerto Rico.

El aumento de las importaciones de GNL en Jamaica estuvo respaldado por un mayor suministro proveniente de México y Nigeria, mientras que Puerto Rico registró un incremento en sus importaciones desde Trinidad y Tobago.

Entre enero y noviembre de 2024, las importaciones de GNL en América Latina y el Caribe registraron un crecimiento interanual del 18% (2,12 Mt), alcanzando un total de 14,02 Mt.

Asia

En noviembre de 2024, las importaciones de GNL en Asia Pacífico aumentaron ligeramente para alcanzar 22,94 Mt, un 0,2% (0,04 Mt) de incremento interanual. Esta es la cifra más baja registrada desde junio de 2024.

El escaso aumento de las importaciones de GNL se atribuyó principalmente a la escasez de suministros de GNL durante el mes. Bangladesh, India y Taiwán registraron aumentos significativos en las importaciones de GNL, lo que compensó las menores importaciones registradas en China y Tailandia.

En el período de enero a noviembre de 2024, las importaciones de GNL de Asia Pacífico crecieron un 9,4% (22,25 Mt) interanual hasta 258,38 Mt.

Europa

En noviembre de 2024, a pesar del aumento en el consumo de gas, las importaciones de GNL en Europa registraron su decimoséptima caída consecutiva, con una reducción interanual del 14% (1,47 Mt), alcanzando un total de 9,09 Mt. Este descenso fue impulsado principalmente por una marcada diferencia de precios entre los mercados spot de GNL en Asia Pacífico y Europa durante la mayor parte del mes.

La disminución fue especialmente notable en Bélgica, Francia, Italia, España y el Reino Unido, mientras que Turquía experimentó un aumento significativo en sus importaciones. La caída en las importaciones de GNL fue compensada, en gran medida, por mayores retiros de gas de los almacenes de la región.

En el acumulado de enero a noviembre de 2024, las importaciones de GNL en Europa registraron una caída del 20% interanual (22 Mt), alcanzando un total de 90,21 Mt.

MENA

En octubre de 2024, las importaciones de GNL en la región MENA continuaron expandiéndose, aumentando un 43% (0,20 Mt) para llegar a 0,68 Mt. Egipto lideró el aumento de las importaciones de GNL de la región, compensando una disminución en Kuwait. Las mayores importaciones de GNL de Egipto fueron impulsadas por una menor producción interna de gas, mientras que la disminución de Kuwait se debió principalmente a menores importaciones de Omán y Rusia.

Para el período de enero a noviembre de 2024, las importaciones de GNL en la región MENA aumentaron un 47% (3,39 Mt) interanual a 10,63 Mt.

Precios

En noviembre de 2024, los precios spot del gas y el GNL en Europa y Asia aumentaron por segundo mes consecutivo, y la volatilidad general del mercado se mantuvo baja. Sin embargo, los precios spot de Henry Hub exhibieron fluctuaciones significativas durante el mes. En Europa, los precios spot alcanzaron sus niveles más altos del año, impulsados ​​por preocupaciones por el lado de la oferta, temperaturas más frías y una menor generación de energía eólica. De manera similar, en Asia, la creciente demanda de GNL contribuyó a una tendencia al alza de los precios. De cara al futuro, las condiciones climáticas desempeñarán un papel fundamental en la configuración de los movimientos de los precios spot, y se espera que las temperaturas más frías de lo habitual ejerzan una presión alcista adicional sobre los precios.

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Wison New Energies firma contrato FEED para proyecto en Nigeria

Wison New Energies firma contrato FEED para proyecto en Nigeria

Wison New Energies firma contrato FEED para proyecto en Nigeria 1164 696 GNL GLOBAL

Wison New Energies (WNE) anunció la firma oficial del contrato de ingeniería eléctrica inicial (FEED) para el proyecto de barcaza eléctrica de 230 MW y 3 MTPA con Ace Gas & FLNG (Ace), que se planea implementar en Nigeria.

WNE completó con éxito el contrato de ingeniería eléctrica inicial (FEED) de este proyecto a principios de 2024. El proyecto tiene como objetivo desarrollar una barcaza FLNG con una capacidad de producción de aproximadamente 3 MTPA de capacidad de licuefacción, que se planea amarrar aproximadamente a 10 kilómetros de la costa en aguas con una profundidad de unos 20 metros, recibiendo y procesando hasta 500 MMscfd de gas por día. La tecnología de licuefacción utilizará la probada tecnología IPSMR de CHART. Una solución madura que a opiniones de la empresa garantizará el funcionamiento eficiente del proyecto.

Foto cortesía Wison New Energies.

Además, se entregará un flujo de gas natural desde FLNG a la Power Barge de 230 MW para la generación de energía y el suministro de electricidad a los activos de gas y las instalaciones de procesamiento de gas operados por Ace Gas & LNG (próximos a Ace FLNG) dentro del centro de Escravos y Forcados.

La empresa ha dicho espera que el estudio FEED agilizará el desarrollo del proyecto, proporcionando una descripción general integral de la viabilidad técnica y económica del proyecto y, de esta manera, construirá una base sólida para la próxima etapa del EPCIC.

En el futuro, Wison seguirá trabajando en estrecha colaboración con los socios, adhiriéndose a la eficiencia, la seguridad y la alta calidad en la prestación de servicios de proyectos personalizados para los clientes, promoviendo el desarrollo sostenible de la energía limpia.

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BDEW: El consumo de gas en Alemania aumentará un 3,3% en 2024

BDEW: Consumo de gas en Alemania aumentará un 3,3% en 2024

BDEW: Consumo de gas en Alemania aumentará un 3,3% en 2024 800 450 GNL GLOBAL

El grupo industrial alemán de servicios públicos BDEW informó el miércoles que el consumo nacional anual de gas natural aumentó un 3,3% en 2024 hasta los 835 mil millones de kilovatios hora (kWh).

La cifra se observa en el contexto de la creciente dependencia de Alemania de las importaciones de gas a través de gasoductos intraeuropeos distintos de los de Rusia, que se detuvieron en la guerra de Ucrania, y del gas natural licuado (GNL) del extranjero.

La mayor economía de Europa importó un 1% menos de gas que el año anterior, con ingresos netos, liberados del tránsito para la importación y la exportación, que ascendieron a 771 mil millones de kWh.

Alemania posee la mayor capacidad de almacenamiento subterráneo de gas de la Unión Europea y pudo satisfacer su demanda con existencias y desde pequeños yacimientos nacionales.

La mayor parte del gas que llegó a través de gasoductos provino de Noruega, que tenía una participación del 45,1% del consumo nacional, mostraron las cifras de BDEW.

Alrededor del 9% del consumo total se recibió en nuevas terminales de atraque de gas natural licuado y superenfriado (GNL), que se construyeron dentro de Alemania durante la crisis energética, según mostraron los datos de BDEW.

Alemania también recibe gas por gasoducto de muchos otros orígenes a través de destinos de importación en otras partes de Europa, y GNL a través de otras terminales de atraque de la UE, donde el GNL se regasifica y se alimenta a las redes de gasoductos transeuropeas.

Dentro de la cuota de GNL, se manifestó una gran dependencia de los orígenes de Estados Unidos: el 91% del volumen total procedía de Estados Unidos.

Por otra parte, en las estadísticas preliminares de energía, BDEW dijo que la producción bruta de electricidad fue de 488,5 mil millones de kWh en 2024, un 2,4% menos interanual, de los cuales el 58,1% provino de fuentes renovables.

Fuente: Reuters

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YPF anuncia adquisición del 100% de las participaciones de ExxonMobil y Qatar Energy en el bloque Sierra Chata

YPF anuncia adquisición del 100% de las participaciones de ExxonMobil y QatarEnergy en el bloque Sierra Chata

YPF anuncia adquisición del 100% de las participaciones de ExxonMobil y QatarEnergy en el bloque Sierra Chata 1104 728 GNL GLOBAL

La compañía argentina de energía, YPF ha anunciado la adquisición del 100% de las participaciones de ExxonMobil y Qatar Energy en el bloque Sierra Chata, incrementando su participación al 54% junto a Pampa Energía, actual operador.

Imagen cortesía de YPF

Un activo estratégico en Vaca Muerta

Sierra Chata se encuentra a 150 km al noroeste de la ciudad de Neuquén, en una de las zonas de mayor relevancia para la producción de gas natural en Argentina. Este bloque abarca una superficie de 864 km² y es considerado uno de los activos de gas con mayor potencial en la formación Vaca Muerta. Su ubicación estratégica y sus recursos no convencionales hacen de Sierra Chata un elemento clave para potenciar la producción de gas en la región.

YPF dijo que la operación reforzaba su posición en el sector energético argentino y subrayaba su compromiso con el desarrollo de recursos no convencionales en la región. La adquisición se alinea con la estrategia de la compañía de consolidar su portafolio de gas y contribuir a la seguridad energética del país. Esta decisión también se enmarca dentro de una visión de largo plazo que busca no solo consolidar su posición en el mercado, sino también contribuir a la seguridad energética de la región.

La formación Vaca Muerta es reconocida internacionalmente por sus vastas reservas de hidrocarburos no convencionales, y la incorporación de Sierra Chata permite a YPF ampliar su capacidad de producción y fortalecer su presencia en esta área clave. Se espera que esta inversión impulse el desarrollo económico local y genere nuevas oportunidades en la industria energética.

Impulso al desarrollo de Vaca Muerta

La formación Vaca Muerta ha demostrado ser una de las más importantes fuentes de recursos no convencionales a nivel mundial. Con la ampliación de nuestra participación en Sierra Chata, buscamos acelerar el desarrollo de proyectos de extracción y producción de gas, aprovechando la experiencia y el conocimiento técnico acumulado por nuestros socios estratégicos.

Hacia un futuro más sostenible

El gas natural, como combustible de transición, desempeña un papel fundamental en la reducción de las emisiones de carbono, y la producción responsable de recursos en Vaca Muerta será clave para cumplir con los objetivos climáticos regionales e internacionales.

Con esta adquisición, YPF continúa avanzando hacia una matriz energética más sostenible y eficiente, aprovechando el potencial de Vaca Muerta para satisfacer la creciente demanda de energía en Argentina y en los mercados internacionales.

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Gorgon LNG

Chevron y ALCOA firman un nuevo acuerdo de suministro de gas a largo plazo en Australia Occidental

Chevron y ALCOA firman un nuevo acuerdo de suministro de gas a largo plazo en Australia Occidental 800 471 GNL GLOBAL

Chevron Australia Pty Ltd (Chevron) anunció la firma de un nuevo acuerdo de compraventa a largo plazo con Alcoa of Australia Limited (Alcoa) para el suministro de gas natural de la cartera de gas de Chevron en Australia Occidental (WA).

A partir del 1 de enero de 2028, Chevron suministrará a Alcoa un total de 130 petajulios de gas durante un período de 10 años a partir de las participaciones de capital de la empresa en las instalaciones Gorgon y Wheatstone operadas por Chevron, y en North West Shelf Venture.

Las instalaciones de gas doméstico de Gorgon y Wheatstone tienen una capacidad combinada para producir 530 terajulios de gas por día para el mercado de WA, que es aproximadamente la mitad del suministro de gas del estado, mientras que Chevron conserva una participación de una sexta parte en North West Shelf Venture.

El director ejecutivo de Chevron Australia, Mark Hatfield, afirmó: “Como uno de los mayores productores de gas nacional de Australia Occidental, estamos orgullosos de continuar nuestra relación con las operaciones de Alcoa en Australia Occidental, a las que hemos suministrado desde nuestra cartera desde 2020”.

“Nuestra importante inversión en el sector del gas natural de Australia Occidental, incluida nuestra participación en los más de 80 000 millones de dólares australianos invertidos en Gorgon y Wheatstone, ha impulsado el desarrollo de la industria de recursos de Australia Occidental y sigue permitiendo el suministro a largo plazo de energía confiable al estado”.

“Desde el suministro de combustible para procesos de fabricación de alta temperatura, como la alúmina, hasta el suministro de una fuente de energía flexible para la generación de electricidad, el suministro confiable de gas desempeña un papel crucial en el apoyo a la seguridad energética y el desarrollo económico de Australia Occidental”.

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ANP: Producción de gas y petróleo en Brasil disminuyó en octubre 2024

ANP: Producción de gas y petróleo de Brasil en octubre 2024

ANP: Producción de gas y petróleo de Brasil en octubre 2024 1120 734 GNL GLOBAL

La producción de gas y petróleo en Brasil disminuyó durante el mes de octubre, informó la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

De acuerdo con las cifras del Boletín Mensual de la Producción de Petróleo y Gas Natural de octubre de 2024, publicado por la ANP, la producción total de Brasil (petróleo + gas natural) fue de 4,268 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe/d). Este volumen representa una disminución del 6% con respecto a los 4,539 millones de boe/d registrados en septiembre de 2024 y de un 0,4% con respecto a los 4,285 millones de boe/d reportados en octubre de 2023 (ver gráfico).

Producción de petróleo

En cuanto al petróleo, se extrajeron 3,268 millones de barriles por día (bbl/d), una reducción del 5,8% en comparación con el mes anterior y del 7,8% en comparación con el mismo mes de 2023.

Producción de gas

La producción de gas natural en octubre fue de 158,86 millones de metros cúbicos por día (m³/d). Hubo una caída del 6,5% en comparación con septiembre de 2024 aunque un aumento del 4,2% en comparación con octubre de 2023.

La reducción en la producción se explica principalmente por el pre-sal, con variaciones en las producciones de Tupi y Búzios. Hubo dos paradas programadas de más de 15 días en 2 FPSOs del Campo de Búzios, así como paradas más pequeñas en Tupi.

La principal causa de la caída de la producción fueron las paradas programadas en las plataformas de Campos de Búzios y Tupi.

Pre-sal

La producción total (petróleo + gas natural) en el presal, en octubre, fue de 3,346 millones de boe/d y correspondió al 78,4% de la producción brasileña. Esta cifra representa una reducción del 9,1% en comparación con el mes anterior y del 2,7% en comparación con el mismo mes de 2023.

Se produjeron 2,599 millones de bbl/d de petróleo y 118,84 millones de m³/d de gas natural a través de 153 pozos.

Aprovechamiento del gas natural

En octubre, el uso del gas natural fue del 97,8%. Se pusieron a disposición del mercado 56,10 millones de m³/d y la combustión fue de 3,58 millones de m³/d. Hubo una reducción del 1,4% en la quema, en comparación con el mes anterior, y del 4,1% en comparación con octubre de 2023.

Origen de la producción

En el mes, los campos marítimos produjeron el 97,4% del petróleo y el 82,6% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, solo o en consorcio con otras empresas, fueron responsables del 88,27% del total producido. La producción se originó en 6.462 pozos, de los cuales 514 fueron marítimos y 5.948 terrestres.

Campos e instalaciones

En el mes de octubre, el campo de Tupi, en el pre-sal de la Cuenca de Santos, fue el mayor productor, registrando 770,79 mil bbl/d de petróleo y 39,05 millones de m³/d de gas natural. Ya la instalación con mayor producción fue la FPSO Guanabara, en el yacimiento compartido de Mero, con 181.886 bbl/d de petróleo y 11,87 millones de m³/d de gas.

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ENERGOS ESKIMO

NFE fleta la FSRU Energos Eskimo por 10 Años para terminal de GNL en Egipto

NFE fleta la FSRU Energos Eskimo por 10 Años para terminal de GNL en Egipto 795 506 GNL GLOBAL

La empresa estadounidense, New Fortress Energy Inc. (NFE) anunció la firma de un acuerdo de fletamento por 10 años con la Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) para la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) Energos Eskimo.

Se prevé que esta unidad, con una capacidad de 160,000 m³, comience operaciones en la terminal de importación de GNL de EGAS en Ain Sokhna, Egipto, durante el verano de 2025. 

La FSRU Energos Eskimo, actualmente en servicio en la terminal de Aqaba en Jordania, será reubicada en Ain Sokhna como parte de este acuerdo. Esta FSRU servirá como la segunda terminal de importación de GNL de Egipto, reforzando la infraestructura de gas natural del país y contribuyendo a la estabilidad y sostenibilidad del suministro de gas. 

EGAS ha expresado que este proyecto forma parte de su estrategia para asegurar el suministro de gas natural y apoyar diversos sectores económicos en Egipto, garantizando la satisfacción de las necesidades del mercado local. 

La terminal de Ain Sokhna ya alberga otras FSRU, como la Hoegh Galleon, que llegó en junio de 2024 para proporcionar servicios de regasificación y almacenamiento de GNL bajo un acuerdo con EGAS. 

GNL GLOBAL

LNG Canada Nombra a Chris Cooper como Nuevo Presidente y Director Ejecutivo

LNG Canada nombra a Chris Cooper como nuevo Presidente y Director Ejecutivo

LNG Canada nombra a Chris Cooper como nuevo Presidente y Director Ejecutivo 1162 764 GNL GLOBAL

La empresa conjunta, LNG Canada ha anunciado el nombramiento de Chris Cooper como su próximo Presidente y Director Ejecutivo, cargo que asumirá a partir del 1 de abril de 2025.

LNG Canada está construyendo una instalación de exportación de gas natural licuado (GNL) en Kitimat, Columbia Británica, Canadá, en el territorio tradicional de la Nación Haisla.

Chris Cooper, quien actualmente se desempeña como Vicepresidente Senior para la Fase 1 del Gasoducto y Expansión de LNG Canada, reemplazará a Jason Klein, quien regresará a Shell en Houston, Texas.

Chris Cooper, Nuevo Presidente y Director Ejecutivo de LNG Canada, cargo que asumirá a partir del 1 de abril de 2025. Imagen cortesía de LNG Canada

La Trayectoria de Chris Cooper

Chris Cooper aporta más de 35 años de experiencia en el sector energético global. Desde su ingreso a Shell en 1998, ha desempeñado funciones clave en los negocios de Upstream, Downstream y GNL, gestionando proyectos de alta complejidad en distintas partes del mundo.

En 2021, Chris fue asignado a LNG Canada por parte de Shell plc, donde ha liderado el restablecimiento y la finalización del gasoducto Coastal GasLink en colaboración con TC Energy. También ha estado a cargo de las responsabilidades de LNG Canada para avanzar en la Decisión Final de Inversión (FID) del proyecto Cedar LNG, previsto para 2024, al tiempo que dirigía el desarrollo de la Fase 2 de LNG Canada.

Anteriormente, Cooper fue Director de Emprendimiento para Oman Gas y Director de Desarrollo para el Tren 7 de GNL de Shell en Nigeria, donde destacó por liderar exitosamente el desarrollo de soluciones comerciales de grado de inversión.

Sobre su próximo rol, Chris Cooper declaró: “Me complace continuar el viaje con todos los involucrados en LNG Canada. Juntos, estamos estableciendo el punto de referencia para la producción de GNL a gran escala de forma económica, ambiental y socialmente responsable en Canadá, y creando un legado positivo y duradero con las Primeras Naciones, la comunidad local, así como para Columbia Británica y Canadá”.

Jason Klein continuará como Presidente y Director Ejecutivo de LNG Canada hasta el 1 de abril de 2025, momento en el que regresará a Shell en Houston, Texas. Su próxima asignación dentro de Shell será anunciada más adelante.

“Ha sido un honor liderar LNG Canada durante los últimos tres años, alcanzando hitos importantes de construcción, avanzando en la reconciliación y trabajando de forma segura y constante para lograr la entrega de los primeros cargamentos de GNL fabricado en Columbia Británica”, comentó Klein.

Proyecto LNG Canada

LNG Canada sigue avanzando hacia el inicio de sus primeras exportaciones de GNL a mediados de 2025. El proyecto, considerado una de las mayores inversiones privadas en la historia de Canadá, tiene una licencia de exportación por 40 años.

En su primera fase, la instalación constará con dos unidades de procesamiento de GNL, conocidas como «trenes» para producir 14 millones de toneladas por año (mtpa) de GNL para exportación, con planes para duplicar la capacidad a 28 mtpa en su Fase 2.

La Decisión Final de Inversión (FID) para la Fase 2 considerará diversos factores, incluidos la competitividad general, la asequibilidad, el ritmo de desarrollo, las futuras emisiones de GEI y las necesidades de las partes interesadas.

La estructura de la empresa conjunta de LNG Canada incluye a Shell plc (40%) a través de su filial Shell Canada Energy; PETRONAS (25%) a través de North Montney LNG Limited Partnership; PetroChina Company Limited (15%) a través de PetroChina Kitimat LNG Partnership; Mitsubishi Corporation (15%) a través de Diamond LNG Canada Partnership; y Korea Gas Corporation (5%) a través de Kogas Canada LNG Partnership. La operación se lleva a cabo a través de LNG Canada Development Inc.

GNL GLOBAL

Comienzan las huelgas en los principales proyectos de GNL de Chevron Australia

Exportaciones de GNL de Australia disminuyen en noviembre

Exportaciones de GNL de Australia disminuyen en noviembre 600 410 GNL GLOBAL

De acuerdo con las estimaciones de la consultora EnergyQuest, las exportaciones de gas natural licuado (GNL) de Australia disminuyeron durante el pasado mes de noviembre 2024.

Según las cifras de la consultora, publicadas en su reporte mensual, los envíos de GNL de la costa oeste (WA y NT) fueron de 4,65 Mt en noviembre, por debajo de los 4,76 Mt de octubre 2024 y de los 4,73 Mt de noviembre 2023.

En noviembre 2024, las instalaciones de exportación de GNL ubicadas en la costa oeste enviaron 63 cargamentos, cifra por debajo de los 67 enviados en octubre 2024 y de los 69 cargamentos enviados el mismo mes el año pasado. En términos de capacidad, los proyectos de la costa oeste operaron al 86,5% de la capacidad nominal durante noviembre.

Contrariamente, los envíos de GNL de Queensland registraron 2,20 Mt en noviembre, superior a los 1,96 Mt registrados en noviembre de 2023, aunque cayeron frente al récord de 2,33 Mt alcanzando en octubre 2024. Se registraron 32 cargamentos en noviembre por debajo a los 34 cargamentos registrados en octubre, pero superior a los 29 cargamentos de noviembre 2023. Los proyectos de Queensland operaron al 102,6% de la capacidad nominal durante noviembre.

En total, los envíos de noviembre de 2024 representaron el 91,3% de la capacidad nominal.

Exportaciones de GNL anualizadas

En cuando a las exportaciones analizadas, la consultora dijo que las exportaciones de GNL de Australia en noviembre de 2024 fueron de 80,9 millones de toneladas por ano (MTPA), en comparación con 81,1 MTPA para el año calendario 2023 y 83,4 MTPA para octubre de 2024.

Asimismo, los ingresos por exportación de GNL de Australia en noviembre cayeron 7,2% a $5,31 mil millones, cifra por debajo de los $5,72 mil millones registrados en noviembre de 2023.

De acuerdo con la consultora, los proyectos de WA obtuvieron ingresos por exportación de $3,07 mil millones, mientras que los proyectos de Queensland generaron $1,76 mil millones y los proyectos de NT obtuvieron $0,48 mil millones.

Demanda y Precios del Gas en Australia

El aumento de la demanda de gas provocó un aumento del 19,7% en los precios del gas en el mercado spot en junio en comparación con mayo. Sin embargo, el precio promedio del mercado spot en julio retrocedió un 17,4% en comparación con los precios elevados de junio, con un precio promedio del mercado spot en julio de 2024 de $13,20/GJ. En agosto, el precio promedio del mercado spot disminuyó aún más en un 6%, con un promedio de $12,42/GJ, y disminuyó un 3,9% adicional durante septiembre a $11,94/GJ; sin embargo, en octubre, el precio promedio del mercado spot se fortaleció en un 6,6% en comparación con septiembre de 2024, con un aumento del precio promedio de octubre a $12,72/GJ, y en noviembre, el precio promedio del mercado spot del gas aumentó nuevamente a $13,56/GJ, un aumento del 6,5% con respecto al precio promedio de octubre de $12,72/GJ, que está por encima del límite gubernamental de $12/GJ.

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Guyana, ExxonMobil

ExxonMobil Refuerza su Compromiso en Guyana con Planes de Expansión hasta 2030

ExxonMobil Refuerza su Compromiso en Guyana con Planes de Expansión hasta 2030 1004 894 GNL GLOBAL

Recientemente, ExxonMobil presentó su Plan Corporativo hasta 2030, destacando una estrategia de crecimiento que aprovecha sus ventajas competitivas y oportunidades únicas. Un componente clave de este plan es la expansión de sus operaciones en Guyana, consolidando al país sudamericano como un pilar fundamental en la producción global de energía.

Incremento de la Producción en Guyana

La compañía proyecta aumentar su producción upstream a 5,4 millones de barriles equivalentes de petróleo por día para 2030, con más del 60% proveniente de activos estratégicos, incluyendo las operaciones en Guyana. Actualmente, ExxonMobil opera en el Bloque Stabroek, donde ha realizado más de 30 descubrimientos significativos desde 2015. Se espera que, para finales de 2027, estén en funcionamiento seis unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), elevando la capacidad de producción de Guyana a más de 1,2 millones de barriles por día. 

Guyana, ExxonMobil
Guyana, ExxonMobil

Proyectos en Desarrollo

Entre los proyectos en curso se encuentran:

  • Liza Fase 1 y Liza Fase 2: Ya en operación, superando las capacidades de diseño y alcanzando una producción combinada de aproximadamente 360,000 barriles por día en el tercer trimestre de 2022. 
  • Payara: Inició producción en noviembre de 2023, aportando 220,000 barriles diarios adicionales. 
  • Yellowtail y Uaru: Con planes de inicio en 2025 y 2026 respectivamente, cada uno con una capacidad de producción de 250,000 barriles por día. 
  • Whiptail: Sexto proyecto aprobado, con inicio previsto para 2027 y una capacidad similar de 250,000 barriles diarios. 

Compromiso con la Sostenibilidad

ExxonMobil enfatizó que sus desarrollos en Guyana generan aproximadamente un 30% menos de intensidad de gases de efecto invernadero en comparación con el promedio de su cartera upstream. Además, la empresa está invirtiendo hasta $30 mil millones en oportunidades de reducción de emisiones hasta 2030, subrayando su compromiso con soluciones energéticas más limpias. 

Impacto Económico y Social en Guyana

ExxonMobil ha dicho que las inversiones no solo impulsan la producción energética, sino que también generan un impacto económico significativo en Guyana. Desde 2015, el gasto acumulado con proveedores guyaneses ha superado los $1,5 mil millones, y actualmente, más de 6,200 guyaneses apoyan las operaciones en el Bloque Stabroek, representando el 70% de la fuerza laboral. 

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