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Shell, Total, BP y Mitsui adquieren una participación del 10% en el proyecto Ruwais LNG de ADNOC

Shell, Total, BP y Mitsui adquieren una participación del 10% en el proyecto Ruwais LNG de ADNOC

Shell, Total, BP y Mitsui adquieren una participación del 10% en el proyecto Ruwais LNG de ADNOC 1390 922 GNL GLOBAL

Shell, BP, Mitsui y TotalEnergies anunciaron hoy, 10 de julio 2024, la firma de un acuerdo para invertir en el proyecto de gas natural licuado (GNL) Ruwais LNG de Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) en Abu Dhabi a través de una participación del 10% cada uno.

ADNOC tendrá una participación mayoritaria del 60% en el proyecto y actuará como desarrollador y operador principal de la instalación.

Proyecto Ruwais LNG

Lanzado por ADNOC en junio de 2024, Ruwais LNG es un proyecto de gas natural licuado (GNL) ubicado en la ciudad industrial de Al Ruwais, en Abu Dhabi. El proyecto incluye dos trenes de licuefacción con una capacidad total de 9,6 millones de toneladas al año. Se espera la puesta en marcha en el segundo semestre de 2028.

La instalación de GNL de Ruwais tendrá un sistema de licuefacción de propulsión eléctrica y utilizará el acceso a un suministro de energía renovable. Este diseño admite menores emisiones operativas en comparación con las instalaciones tradicionales de GNL alimentadas por gas.

El proyecto Ruwais LNG está ubicado a unos 240 kilómetros al oeste de Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos.

Shell, a través de su filial Shell International Trading Middle East Limited FZE, también firmó un acuerdo para extraer 1 MTPA de GNL producido por el proyecto.

ADNOC ha adjudicado un contrato de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) a una empresa conjunta liderada por Technip y pronto comenzará la construcción en la ciudad industrial de Al Ruwais, Abu Dhabi.

Crédito de la foto: Oficina de prensa de Abu Dhabi

Shell dijo que tenía una orgullosa historia de más de 80 años en los Emiratos Árabes Unidos. Las actividades actuales de Shell con ADNOC incluyen una participación del 15% en ADNOC Gas Processing (AGP) con servicios de soporte técnico y de mano de obra asociados.
La inversión de capital relacionada con la participación del 10% de Shell en el proyecto Ruwais LNG se absorberá dentro de la guía de gastos de capital en efectivo de Shell, que permanece sin cambios.

La compañía dijo que el acuerdo superaba la tasa límite de tasa interna de retorno (TIR) ​​para el negocio de Gas Integrado de Shell, cumpliendo su ambición de crecimiento del 25-30% en volúmenes de licuefacción, en relación con 2022, como se describió durante el Día de los Mercados de Capitales de 2023.

TotalEnergies está presente en los Emiratos Árabes Unidos desde hace 85 años y hoy es una de las primeras empresas extranjeras activas en el país. En el sector Upstream, a través de su asociación de larga data con ADNOC, TotalEnergies en los Emiratos Árabes Unidos es uno de los principales contribuyentes a la producción de hidrocarburos de la Compañía con 354.000 boe/d en 2023.

(Crédito de la foto: Oficina de prensa de Abu Dhabi)

Shell estima que la demanda mundial de GNL aumentará en más de un 50% para 2040, a medida que el cambio industrial de carbón a gas se acelere en China, los países del sur y sudeste asiático. Se espera que estos países utilicen más GNL para respaldar su crecimiento económico, según LNG Outlook 2024 de Shell.

Shell cree que el GNL desempeñará un papel fundamental en la transición energética, reemplazando al carbón en la industria pesada. También desempeña un papel continuo en el desplazamiento del carbón en la generación de energía, ayudando a reducir la contaminación del aire local y las emisiones de carbono. El GNL ayuda a proporcionar la flexibilidad que el sistema eléctrico necesita, en un momento en el que la generación renovable está creciendo rápidamente.

GNL GLOBAL

Shell anuncia FID sobre proyecto Manatee en Trinidad y Tobago para impulsar su negocio de GNL

Shell anuncia FID sobre proyecto Manatee en Trinidad y Tobago para impulsar su negocio de GNL

Shell anuncia FID sobre proyecto Manatee en Trinidad y Tobago para impulsar su negocio de GNL 1344 1028 GNL GLOBAL

Shell Trinidad and Tobago Ltd. (Shell), una subsidiaria de Shell plc, anunció hoy, 9 de julio 2024, que ha alcanzado la Decisión Final de Inversión (FID) sobre el proyecto Manatee, un yacimiento de gas sin desarrollar en el Área Marina de la Costa Este (ECMA) en Trinidad y Tobago.

Manatee permitirá a Shell hacer crecer de manera competitiva su negocio de Gas Integrado aprovechando los esfuerzos de desarrollo en la ECMA, una de las áreas de producción de gas más prolíficas del país. La ECMA actualmente alberga los yacimientos de producción de gas más grandes de Shell en el país, incluidos Dolphin, Starfish, Bounty y Endeavour.

El yacimiento de gas Manatee proporcionará el gas necesario para la planta de GNL del Atlantic del país, dijo Shell en su comunicado. Agregando que aumentar la utilización en las plantas de GNL existentes es una palanca importante para maximizar el potencial de los activos existentes de Shell.

“Este proyecto ayudará a satisfacer la creciente demanda de gas natural a nivel mundial y, al mismo tiempo, abordará las necesidades energéticas de nuestros clientes a nivel nacional en Trinidad y Tobago”, dijo Zoë Yujnovich, Director de Gas Integrado y Upstream de Shell. “La inversión refuerza nuestra cartera de GNL líder a nivel mundial, en línea con nuestro compromiso de invertir en proyectos competitivos que aporten más valor con menos emisiones”, agregó.

Shell planea hacer crecer su negocio de GNL entre un 20 y un 30 % para 2030, en comparación con 2022, y se prevé que los volúmenes de licuefacción de GNL crezcan entre un 25 y un 30 % en relación con 2022, como se describió en el Día de los Mercados de Capitales de Shell en 2023.

Está previsto que Manatee comience a producir en 2027. Una vez que esté en funcionamiento, se espera que Manatee alcance una producción máxima de aproximadamente 104 000 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d) (604 MMscf/d).

Shell es el operador de Manatee con una participación de explotación del 100 % en virtud del contrato de producción compartida del subbloque 6D.

El campo Loran-Manatee fue descubierto en 1983 y posteriormente evaluado a través de cuatro pozos. Loran representa la parte del campo en aguas venezolanas y Manatee representa la parte del campo en aguas de Trinidad y Tobago.

En 2007, el Gobierno de Trinidad y Tobago (GORTT) y el Gobierno de Venezuela (GOVEN) firmaron un Tratado Marco que abarca todos los campos transfronterizos y en 2010 firmaron un Acuerdo de Unificación que abarca específicamente Loran-Manatee.

En 2019, GORTT y GOVEN rescindieron el Acuerdo de Unificación y celebraron otro acuerdo de gobierno a gobierno, lo que permite a cada país desarrollar de forma independiente su respectiva parte del campo Loran-Manatee.

El proyecto implicará una plataforma de instalación normalmente desatendida ubicada en la superficie de la ECMA con ocho pozos de desarrollo a través de un gasoducto de 32” de 110 km hasta la instalación de procesamiento de gas en tierra de Beachfield operada por Shell, para su posterior exportación a la instalación de Atlantic LNG, y a la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago para el mercado de gas nacional.

Shell cree que el GNL desempeñará un papel fundamental en la transición energética, sustituyendo al carbón en la industria pesada. También tiene un papel continuo en el desplazamiento del carbón en la generación de energía, ayudando a reducir la contaminación atmosférica local y las emisiones de carbono. El GNL ayuda a proporcionar la flexibilidad que necesita el sistema eléctrico, en un momento en el que la generación renovable está creciendo rápidamente. Obtenga más información en la Estrategia de transición energética 2024 de Shell.

Se estima que la demanda mundial de GNL aumentará más del 50 % para 2040, a medida que el cambio de carbón a gas industrial se acelere en China y los países del sur y el sudeste asiático. Se espera que estos países utilicen más GNL para respaldar su crecimiento económico, según el informe GNL Outlook 2024 de Shell.

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Petronas

Petronas agregará tres nuevos buques de GNL antes de la puesta en marcha de LNG Canada

Petronas agregará tres nuevos buques de GNL antes de la puesta en marcha de LNG Canada 700 460 GNL GLOBAL

La empresa energética estatal de Malasia, Petroliam Nasional Berhad (Petronas), dijo el lunes que agregaría tres buques transportadores de gas natural licuado (GNL) energéticamente eficientes para sus operaciones en el proyecto de exportación de GNL actualmente en desarrollo en Norte América.

La incorporación de los buques, que eleva a seis el número total de la flota de Petronas en Norte América, se produce antes de la puesta en marcha de LNG Canada, una instalación de exportación de gas prevista para finales de este año, dijo la compañía en un comunicado.

Petronas tiene una participación del 25% en la planta de LNG Canada en Kitimat, Columbia Británica, en la costa oeste de Canadá.

«Con la llegada de estos nuevos buques, Petronas refuerza su compromiso de entregar este combustible tan necesario a sus clientes de una manera rentable y confiable», dijo.

Los buques fueron construidos en el astillero Hyundai Heavy Industries (HHI) en Ulsan, Corea del Sur. Cada uno tiene una capacidad de carga de 174.000 metros cúbicos y son los barcos más grandes de la flota de Petronas, afirmó la firma.

Fuente: Reuters

GNL GLOBAL

La empresa italiana, Eni anunció este lunes, 8 de julio, un nuevo descubrimiento en el pozo de exploración Yopaat-1 EXP en el Bloque 9, aproximadamente a 63 kilómetros de la costa en aguas medias de la Cuenca Salina en la Cuenca del Sureste, en aguas de México. Las estimaciones preliminares indican un potencial descubierto de alrededor de 300-400 millones de barriles equivalentes (Mboe) de petróleo y gas asociado en el lugar.

Eni anuncia un nuevo descubrimiento en aguas de México

Eni anuncia un nuevo descubrimiento en aguas de México 408 408 GNL GLOBAL

La empresa italiana, Eni anunció este lunes, 8 de julio, un nuevo descubrimiento en el pozo de exploración Yopaat-1 EXP en el Bloque 9, aproximadamente a 63 kilómetros de la costa en aguas medias de la Cuenca Salina en la Cuenca del Sureste, en aguas de México. Las estimaciones preliminares indican un potencial descubierto de alrededor de 300-400 millones de barriles equivalentes (Mboe) de petróleo y gas asociado en el lugar.

El pozo se perforó en una profundidad de agua de 525 metros y alcanzó una profundidad total de 2.931 metros, encontrando alrededor de 200 metros de arenas con contenido neto de hidrocarburos en las secuencias del Plioceno y Mioceno, sujeto a una intensa campaña de adquisición de datos del subsuelo.

La empresa conjunta del Bloque 9 está formada por Eni como operador con una participación del 50% y Repsol con el 50% restante.

Este resultado exitoso, junto con los descubrimientos en los Bloques 7 y 10 operados por Eni, confirma el valor de la cartera de activos de Eni en la Cuenca del Sureste. La estimación global de los recursos existentes supera actualmente los 1.300 millones de barriles equivalentes de petróleo (Bboe), lo que permite a Eni avanzar con los estudios hacia un posible desarrollo futuro del “Hub”, incluyendo los descubrimientos y otras perspectivas presentes en el área, en sinergia con las infraestructuras ubicadas en las cercanías.

Eni ha estado presente en México desde 2006 y estableció su filial de propiedad absoluta Eni México S. de R. L. de C.V. en 2015.

Actualmente, Eni es el principal operador extranjero en el país y posee derechos en ocho bloques de exploración y producción, de los cuales siete como Operador, en la Cuenca del Sureste en el Golfo de México.

GNL GLOBAL

Precios spot del GNL en Asia caen ante disminución de la demanda china

Precios spot del GNL en Asia caen ante disminución de la demanda china

Precios spot del GNL en Asia caen ante disminución de la demanda china 1506 886 GNL GLOBAL

Los precios spot del gas natural licuado (GNL) vendido en los mercados de Asia cayeron la semana pasada, la disminución ha sido atribuida a una caída de la demanda china, mientras que los precios europeos cayeron, pero a un ritmo menor, en medio de fuertes inventarios y una demanda más débil.

De acuerdo con el informe semanal de precios, publicado el viernes por la agencia Reuters, el precio spot promedio del GNL para las entregas en agosto, al noreste de Asia, fue de USD 12,20 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), estimaron fuentes de la industria, esto es 2,4% menos o treinta centavos por debajo de los USD 12,50/MMBtu estimados de la semana anterior.

Asia

Samuel Good, jefe de precios de GNL en Argus, dijo que muchos usuarios finales en Asia se están alejando del mercado después de que los precios altos han afectado parte de la demanda y el margen limitado para una mayor demanda de enfriamiento de energía en las próximas semanas.

«Las perspectivas para el sudeste de China, donde se encuentra la mayor parte de la flota a gas del país, siguen siendo débiles, con temperaturas en su mayoría por debajo del promedio en el horizonte para este impulsor regional clave de la demanda de GNL en el verano del noreste de Asia», dijo Samuel Good, de la agencia Argus.

Europa

En Europa, los precios del gas han disminuido en los últimos días en medio de una caída de la demanda debido a una mayor generación de energía solar e hidroeléctrica, dijo Hans Van Cleef, economista jefe de energía de PZ – Energy Research & Strategy.

«Con los inventarios de gas de la UE en un 78% y los inventarios holandeses en un 69%, el mercado no está demasiado preocupado por llenar los inventarios de gas a tiempo… La tendencia alcista de los precios del gas TTF está intacta por ahora», dijo.

S&P Global Commodity Insights evaluó su precio de referencia diario de GNL del Noroeste de Europa (NWM) para cargamentos entregados en agosto sobre una base ex-buque (DES) en USD 10,432/MMBtu el 4 de julio, un descuento de USD 0,15/MMBtu respecto al precio del gas de agosto en el centro holandés TTF.

Argus evaluó el precio de entrega de agosto en 10,450 dólares/MMBtu, mientras que Spark Commodities lo evaluó en 10,411 dólares/MMBtu.

EE. UU.

En Estados Unidos, el mercado sigue de cerca el huracán Beryl, tormenta de categoría 2 y primera de la temporada atlántica de 2024, que ha llegado a México después de haber causado estragos en el Caribe.

«Cualquier huracán que llegue al centro de producción de GNL del Golfo de México podría afectar las exportaciones, como cuando la planta de GNL de Cameron cerró en 2020 a raíz del huracán Laura», dijo Froley de ICIS.

Medio Oriente

Por otra parte, la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) Hoegh Galleon de Egipto, amarrada frente al puerto egipcio de Ain Sokhna en el Mar Rojo, recibió su primer cargamento de GNL desde que llegó a la terminal en junio, según mostraron los datos de LSEG.

Fletes

Las tarifas de flete de GNL en el Atlántico experimentaron el menor aumento semanal en siete semanas, llegando a 89.500 dólares por día el viernes. Las tasas del Pacífico aumentaron marginalmente a 52.250 dólares por día, dijo Qasim Afghan, analista de Spark Commodities.

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Mapa de la India

Importaciones de GNL de la India alcanzaron su máximo en 4 años en junio

Importaciones de GNL de la India alcanzaron su máximo en 4 años en junio 624 400 GNL GLOBAL

Las importaciones de gas natural licuado (GNL) de la India alcanzaron un máximo de casi cuatro años en junio 2024, ya que las plantas de energía a base de gas operaron a tasas de funcionamiento notablemente más altas que sus niveles de utilización de capacidad generalmente moderados en medio de un aumento en la demanda de electricidad debido a la severa ola de calor.

Los precios razonables y la amplia disponibilidad de GNL en el mercado spot internacional y el impulso del gobierno para aumentar la producción de energía para satisfacer la alta demanda del verano evidentemente condujeron a una generación de electricidad mayor de lo habitual por parte de unidades basadas en gas, impulsando así un aumento en las compras de GNL.

Los datos provisionales de seguimiento de buques de GNL de la firma de análisis del mercado de productos básicos Kpler muestran que India importó 2,60 millones de toneladas ™ de GNL en junio, la cifra más alta registrada los últimos 44 meses. Asimismo, según datos de la Autoridad Central de Electricidad (CEA), la generación de energía a partir de unidades a gas en junio fue de 4,60 mil millones de unidades (1 unidad es 1 kilovatio hora), casi un 52 por ciento más que los 3,03 mil millones de unidades en el mes correspondiente del año pasado. Para comparar, en junio de 2023, los volúmenes de GNL entregados a la India fueron de 1,77 toneladas.

Para el trimestre abril-junio (Q1), el trimestre de verano con mayor actividad en la mayor parte de la India, la generación de energía mediante plantas a gas aumentó un 62,5 por ciento interanual a 13.490 millones de unidades. El factor de carga general de la planta (PLF, por sus siglas en inglés) (utilización de la capacidad de las unidades de generación de energía) para las plantas a base de gas en el primer trimestre de este año fue de casi el 25 por ciento, frente al 15,3 por ciento en el trimestre del año anterior. El PLF para las centrales eléctricas a gas en junio de este año fue del 25,8 por ciento, frente al 17 por ciento en junio de 2023.

Las centrales eléctricas a base de gas utilizan gas natural nacional y GNL importado como materia prima. Los datos provisionales de la CEA de junio no mencionaron los volúmenes totales de gas natural consumidos por el sector eléctrico ni la división entre gas natural nacional y GNL. En junio del año pasado, más del 53 por ciento del gas natural consumido por las centrales eléctricas a gas era GNL importado. En abril de 2024, el último mes para el que se dispone de datos detallados sobre el consumo de combustible de las unidades a gas, el GNL importado representó casi el 56 por ciento del total de gas natural consumido por las centrales eléctricas.

Como la producción nacional de gas natural es capaz de cubrir aproximadamente la mitad del consumo total de gas de la India, el gas local más barato se asigna según una lista de prioridades en la que los sectores de distribución de gas urbano y fertilizantes tienen mayor prioridad que el sector energético. Como el GNL importado suele ser más costoso que el gas nacional, las centrales eléctricas a base de gas han estado funcionando a niveles de uso de capacidad muy bajos debido principalmente a factores económicos desfavorables.

En previsión de un verano severo, el Ministerio de Energía invocó el artículo 11 de la Ley de Electricidad de 2003 el 12 de abril, emitiendo una serie de instrucciones a las empresas de generación de energía para garantizar que se satisfaga la demanda de electricidad. Como parte de las instrucciones, se pidió que las centrales eléctricas de gas inactivas funcionaran desde mayo hasta finales de junio. Con casi 25 gigavatios, la capacidad de generación de energía a base de gas de la India representa el 5,6 por ciento de la capacidad de generación instalada total del país, según datos del Ministerio de Energía.

En mayo, S&P Global Commodity Insights había dicho que con los precios moderados del GNL en el mercado spot y la creciente demanda del combustible en la India, hubo un aumento en las compras spot de GNL de la India, con entregas de varios cargamentos programadas para junio.

“India ya ha alcanzado varios máximos históricos este año en lo que respecta a la generación de energía, ya que la energía basada en carbón por sí sola no puede satisfacer las crecientes necesidades del país. Es una combinación de más carbón, más gas, más energías renovables, todo lo que sea útil para evitar la escasez”, dijo Viktor Katona, jefe de análisis de crudo de Kpler.

Sin embargo, en el futuro, se espera que las entregas de GNL a la India sean inferiores a los volúmenes observados en junio debido a los precios spot relativamente más altos del combustible, así como a las expectativas de que la demanda de energía en el país se enfriará ligeramente en los principales meses del monzón.

“Los precios del GNL en Asia han subido ligeramente en junio en medio de olas de calor generalizadas y, en consecuencia, mayores necesidades de generación de energía… maximizar las importaciones de GNL ya no es tan atractivo comercialmente. Las salidas actuales en ruta a la India sugieren que tanto julio como agosto serían inferiores a junio (en términos de volúmenes de importación de GNL)”, dijo Katona.

Fuente: The Indian Express

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Comienza la construcción de la planta de GNL de Stade (Alemania), en la que participa Enagás

Comienza la construcción de la planta de GNL de Stade (Alemania), en la que participa Enagás

Comienza la construcción de la planta de GNL de Stade (Alemania), en la que participa Enagás 1290 860 GNL GLOBAL

El pasado 28 de junio, fue celebrado el acto de colocación de la primera piedra de la primera terminal terrestre de gas natural licuado (GNL) de Alemania, la terminal de Stade.

Más de 1.100 personas trabajarán durante la construcción para que, los que serán los dos mayores tanques de GNL de Europa (que estará listos para operar también con amoniaco renovable y tendrán una capacidad de 240.000 m3 cada uno), puedan conectarse a la red en tres años.  

Se espera que la terminal entrará en funcionamiento en 2027 y que contribuirá significativamente a la seguridad del suministro de energía competitiva en Europa.

Alrededor de 150 asistentes, entre socios y colaboradores, asistieron al pistoletazo de salida del proyecto, en una ceremonia conjunta en el que será el emplazamiento de la futura terminal. Imagen cortesía de Enagas

En palabras de Stefan Weil, Ministro Presidente de Baja Sajonia: “Tras la primera terminal flotante de GNL, también se va a construir en Baja Sajonia la primera terminal terrestre de GNL de Alemania. Mi más sincero agradecimiento a todos los implicados. Nuestro Estado federal está jugando un papel clave en el proceso de expansión de las infraestructuras de importación de energía. También está en el centro de la red de hidrógeno prevista en Alemania, que conectará los principales centros de producción con los almacenamientos y los consumidores industriales. Junto con una mayor expansión de la energía eólica, estamos firmemente comprometidos con el objetivo de alcanzar una economía del hidrógeno verde y reforzar la posición de Baja Sajonia como hub energético del país”. 

Además de las dos compañías energéticas alemanas EnBW y SEFE, que han reservado capacidades de 6 y 4 bcm al año respectivamente en la terminal, la energética checa ČEZ se ha asegurado unos derechos de importación a largo plazo de 2 bmc al año. Todos los clientes tienen la opción de cambiar sus contratos a vectores energéticos basados en el hidrógeno, como el amoniaco, como parte del impulso al proceso de transición energética en sus respectivos países.

El Ministro checo de Industria y Comercio, Jozef Síkela, ha destacado la dimensión europea del proyecto: “Trabajamos sin descanso para garantizar el mejor futuro posible para la industria energética de la República Checa. Las capacidades para importar gas natural licuado por barco son una parte esencial de este esfuerzo. Tras asegurarnos capacidad en la terminal flotante de GNL de los Países Bajos, el pasado otoño también conseguimos, en colaboración con ČEZ, reservar capacidad en la primera terminal terrestre alemana, en Stade. Dentro de tres años, esta planta estará contribuyendo a cubrir hasta un tercio del consumo checo actual. Su excelente ubicación también podría contribuir a reducir los peajes de transporte de gas hasta la República Checa”.

El Director General de Hanseatic Energy Hub, Jan Themlitz, ha destacado que: “Tras seis años transcurridos en la fase de planificación y de permisos, comenzamos ahora la fase de construcción. Estamos orgullosos de que la primera terminal terrestre de Alemania esté tomando forma en Stade. Esto no es únicamente un gran proyecto alemán, sino también europeo. Gracias a la iniciativa y la financiación privadas, nos estamos beneficiando de la amplia experiencia de nuestros accionistas. Partners Group es uno de los mayores inversores privados en el sector de las infraestructuras. Enagás, que es el operador líder en Europa de terminales de GNL y que asumirá la responsabilidad operativa, se ha asociado con Dow como partner industrial ideal ubicado en el emplazamiento de Stade. En calidad de impulsor del proyecto, el Grupo Buss ha desempeñado un papel clave para sacarlo adelante y reunir al equipo de accionistas”.

El Consejero Delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, ha señalado que “el inicio de la construcción de este proyecto supone un nuevo paso adelante en el cumplimiento de los objetivos europeos de seguridad de suministro y descarbonización. Como socio técnico y operador de la terminal de Stade, Enagás aporta su experiencia en el desarrollo de una terminal de GNL preparada para operar con amoniaco verde, que será clave para Alemania y Europa”, y ha recordado que Enagás cuenta con una participación del 15% en el consorcio Hanseatic Energy Hub.

Técnicas Reunidas, empresa especialista global en planificación, compras y construcción, junto con sus socios FCC y Enka, se encargarán de la construcción. Para que Hanseatic Energy Hub sea una realidad en 2027, se colocarán alrededor de 4.600 pilares en el suelo y los cimientos se diseñarán para permitir una posterior conversión a amoniaco. En la construcción de la terminal se van a utilizar más de 60.000 m3 de hormigón, el equivalente a unas 20 piscinas olímpicas, y se emplearán cerca de 11.000 toneladas de estructuras de acero, que pesarán 1,5 veces más que la Torre Eiffel.

Fuente: ENAGAS

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Golar LNG

Golar LNG firma acuerdo para el despliegue de FLNG por 20 años con Pan American Energy

Golar LNG firma acuerdo para el despliegue de FLNG por 20 años con Pan American Energy 1024 682 GNL GLOBAL

Golar LNG Ltd. (Golar) anunció este viernes, 5 de julio, la firma de acuerdos definitivos con Pan American Energy para el despliegue por 20 años de un buque flotante de producción de gas natural licuado (FLNG) en Argentina. El proyecto FLNG monetizará el gas argentino, aprovechando los vastos recursos de la formación de esquisto Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina, el segundo recurso de gas de esquisto más grande del mundo. Se espera que el proyecto comience a exportar GNL en 2027, lo que establecerá a Argentina como exportador de GNL.

Golar destacó que esta iniciativa estratégica se basaba en una sólida base comercial, que incluía: (i) un Acuerdo de Venta de Gas de Pan American Energy para el suministro de gas; y (ii) un acuerdo de fletamento de FLNG con Golar que incluye una tarifa base y exposición de productos básicos a los precios de venta de GNL.

Pan American Energy es una empresa energética integrada líder en América Latina, que posee participaciones en toda la cadena de valor de los hidrocarburos, con una producción de 250.000 boed, con más de 2.300 millones de boed de reservas netas 2P y con una agenda de transición energética que involucra energía renovable, GNL, litio y biocombustibles.

El proyecto tiene como objetivo utilizar la unidad FLNG Hilli de Golar, con una capacidad nominal de 2,45 millones de toneladas por año (MTPA), lo que proporciona una tarifa neta equivalente de US$2,6/mmBtu (basada en una utilización de la capacidad del 90%) con un elemento de precio adicional vinculado a la materia prima. Golar tiene flexibilidad para considerar una alternativa de intercambio por otra unidad FLNG de Golar adecuada.

Golar LNG
Golar LNG

Como parte de los acuerdos, Golar tendrá una participación del 10% en Southern Energy S.A., una empresa conjunta dedicada con Pan American Energy, responsable de la compra de gas natural doméstico, operaciones y venta y comercialización de volúmenes de GNL de Argentina.

Se prevé que esta iniciativa sea la primera fase de un posible proyecto de múltiples buques y se prevé que se unan otros grandes productores de gas natural en Argentina.

El director ejecutivo de Golar, Sr. Karl Fredrik Staubo, dijo: “Estamos entusiasmados de entablar una asociación con Pan American Energy, una de las empresas energéticas líderes en América Latina. El proyecto proporcionará una salida internacional para las vastas y atractivas reservas de gas natural de Argentina, creando valor para Argentina y sus partes interesadas en el gas. El proyecto expande la presencia global de Golar, con un mayor potencial de crecimiento”.

Golar destacó que los acuerdos estaban sujetos a la aprobación de las condiciones habituales.

Pan American Energy mantiene una inversión anual promedio que supera los US$ 1.500 millones y emplea a más de 21.000 personas de manera directa e indirecta.

GNL GLOBAL

EIA: ¿Cómo ha cambiado el consumo de energía a lo largo de la historia de Estados Unidos?

EIA: ¿Cómo ha cambiado el consumo de energía a lo largo de la historia de Estados Unidos?

EIA: ¿Cómo ha cambiado el consumo de energía a lo largo de la historia de Estados Unidos? 1856 1084 GNL GLOBAL

De acuerdo con el informe Monthly Energy Review, publicado por la Administración de la Información de Energía de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), en 2023, el petróleo siguió siendo el combustible más consumido en Estados Unidos, como lo ha sido durante los últimos 73 años, mientras que, las energías renovables superaron al carbón por primera vez en unos 140 años.

De acuerdo con las cifras de la EIA, el año pasado los combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón) en representaron casi el 83% del consumo total de energía de Estados Unidos, mientras que, la energía de combustibles no fósiles (de fuentes renovables y nuclear) representó el otro 17%.

En 2023, se consumieron 94 mil billones de unidades térmicas británicas (quads) en Estados Unidos, una disminución del 1% con respecto a 2022.

¿Cómo ha cambiado el uso de energía a lo largo de la historia de Estados Unidos?

Madera

Según la EIA, cuando se firmó la Declaración de Independencia en 1776, la madera, una fuente de energía renovable, era la mayor fuente de energía en los Estados Unidos. Utilizada para calefacción, cocina e iluminación, la madera siguió siendo la mayor fuente de energía en Estados Unidos hasta finales del siglo XIX, cuando el carbón la superó.

Hidro

El uso temprano de agua para impulsar la molienda, la madera y otras operaciones de aserrado no está bien cuantificado y no se incluye en los datos de la EIA, sin embargo, los aserraderos eran comunes a lo largo de la historia temprana de los Estados Unidos, dijo la agencia. El primer uso industrial de la energía hidroeléctrica para generar electricidad en los Estados Unidos fue para alimentar lámparas en una fábrica de sillas en Grand Rapids, Michigan, en 1880. La primera central hidroeléctrica del mundo para vender electricidad al público se inauguró en el río Fox, cerca de Appleton, Wisconsin, en 1882.

Biocombustibles

La energía renovable no volvió a convertirse en una parte más importante de la energía estadounidense hasta hace poco. Los biocombustibles se convirtieron en la fuente de energía renovable más consumida en Estados Unidos en 2016, superando a la madera. En la década de 1980, Estados Unidos comenzó a consumir más etanol mezclado con gasolina de motor de petróleo y más tarde biodiesel y diésel renovable mezclado con diésel de petróleo. El diésel renovable se puede sustituir por el diésel de petróleo, mientras que las diferencias químicas limitan la cantidad de biodiesel que se puede mezclar con el diésel de petróleo. El diésel renovable estadounidense superó el uso de biodiésel por primera vez en 2022.

Renovables

La generación de electricidad a partir de fuentes libres de carbono, como la eólica y la solar, ha aumentado rápidamente en los últimos años. En 2022, el consumo de energía procedente de fuentes renovables en Estados Unidos superó al de la energía nuclear por primera vez desde 1984. El consumo de energía nuclear en Estados Unidos comenzó a finales de la década de 1950 y se ha mantenido bastante constante desde principios de la década de 2000.

Carbón

El carbón fue la mayor fuente de energía estadounidense durante unos 65 años, desde 1885 hasta 1950, cuando el petróleo la superó. Los primeros usos del carbón incluyeron muchos propósitos que ya no son comunes, como en estufas para calefacción doméstica y en motores para el transporte de trenes y barcos. Desde la década de 1960, casi todo el carbón consumido en Estados Unidos se ha utilizado para generar electricidad.

Petróleo

El petróleo sigue siendo la fuente de energía más consumida en los Estados Unidos, como lo ha sido desde 1950. Los productos derivados del petróleo, como la gasolina para motores, el diésel, el combustible para aviones y el propano, se utilizan comúnmente en todos los sectores de la economía estadounidense moderna, desde el transporte hasta el transporte. hasta productos químicos industriales y plásticos.

Gas Natural

El gas natural es la segunda fuente más grande de consumo de energía en Estados Unidos, como lo ha sido la mayoría de los años desde que superó al carbón en 1958. El gas natural alguna vez fue visto como un subproducto residual de la producción de petróleo crudo, pero se ha convertido en una fuente de energía común utilizada para calefacción y electricidad. generación. En parte debido a los recientes avances en la tecnología de perforación estadounidense, la disponibilidad de gas natural en Estados Unidos aumentó rápidamente y su consumo casi superó al petróleo en 2020, cuando los efectos de la pandemia de Covid limitaron la cantidad de energía consumida para el transporte.

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¿Cómo cambió el consumo de energía de EE. UU. en 2023?

El consumo de energía renovable en Estados Unidos aumentó un 2% desde 2022 hasta un récord de 8,2 quads en 2023, en gran parte debido al mayor uso de biocombustibles en el transporte y energía solar para generar electricidad. En 2023, el consumo eólico de Estados Unidos disminuyó por primera vez en 25 años.

El consumo de carbón disminuyó a 8,2 quads en 2023, el menor consumo desde alrededor de 1900. El consumo de carbón en Estados Unidos ha disminuido a más de la mitad desde su máximo en 2005, en gran parte debido a un menor uso de carbón para la generación de electricidad.

El consumo de energía nuclear ascendió a 8,1 quads en 2023, un ligero aumento en comparación con 2022. El pequeño aumento se debió en gran medida al nuevo reactor Vogtle Unidad 3 en Georgia en julio de 2023.

El consumo de petróleo en Estados Unidos se mantuvo por debajo de su pico de 2005, totalizando 35,4 quads en 2023. La mayor parte de la energía derivada del petróleo se consumió en el transporte. Aunque el uso de vehículos eléctricos ha aumentado, el petróleo sigue siendo el combustible predominante para automóviles, camiones y aviones.

El consumo de gas natural en Estados Unidos alcanzó un récord de 33,6 quads en 2023, en gran parte debido al mayor uso de electricidad. Cada año desde 2018 se ha consumido más gas natural en el sector de energía eléctrica de EE. UU. que en cualquier otro sector económico.

¿Cómo comparamos los diferentes tipos de energía entre sí?

La EIA utiliza la unidad común de calor llamada unidades térmicas británicas para comparar la energía entre fuentes y sectores.

A partir de sus publicación de datos para 2023, cambió su enfoque para convertir la electricidad generada por energías renovables no combustibles a unidades térmicas británicas, lo que alteró su evaluación de cuándo el consumo de energías renovables superó al consumo de carbón.

Según el enfoque de energía capturada que utiliza ahora, el consumo estadounidense de energías renovables superó al carbón en 2023 por primera vez desde aproximadamente 1885. Según su enfoque anterior de equivalencia de combustibles fósiles, las energías renovables habían superado al carbón en 2019.

Fuente: EIA

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Bandera Argentina

Gobierno Argentino anuncia actualización del Precio del Gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte

Gobierno Argentino anuncia actualización del Precio del Gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte 1024 597 GNL GLOBAL

El Gobierno argentino, mediante resolución, estableció nuevos precios para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que se cargarán a las facturas a partir de junio de 2024, informó el Ministerio de Energía de Argentina.

A los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético, el Gobierno Argentino fijó los nuevos valores de producción de gas que se trasladarán a los usuarios.

Dicho traslado se realizará, para los usuarios residenciales N1 (ingresos altos) y los sectores productivos (comercios e industrias) a 3,30 USD/MMBTU, según distribuidora.

Con relación a los N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios), para junio 2024, el traslado del nuevo PIST, con las bonificaciones según Decreto 465/24, se hará de la siguiente manera:

●  N3: El consumo base es de 1,5 USD/MMBTU, según distribuidora. El consumo excedente se paga a 3,30 USD/MMBTU.

●  N2: El consumo base es de 1,2 USD/MMBTU, según distribuidora. El consumo excedente se paga a 3,30 USD/MMBTU. Para las Subzonas Tarifarias Buenos Aires Sur, Chubut Sur, Provincia de Neuquén, Cordillerano, Santa Cruz Sur y Tierra del Fuego el consumo excedente se paga a 2,50 USD/MMBTU.

De este modo, a los fines de ir alcanzando la normalización del sector gasífero, se establece un precio único para todos los usuarios que permitirá que los residenciales contribuyan con una mayor cobertura del costo de suministro.

Al mismo tiempo, el Gobierno -conforme a lo previsto por el Decreto 465/24- determina las bonificaciones de los precios mayoristas, acorde a los niveles de ingreso de los usuarios y hasta cierto límite de consumo.

A modo ilustrativo, durante junio 2024, en los tres niveles de segmentación, el valor promedio de las facturas finales mensuales serán las siguientes:

● N1, con un consumo promedio de 149 m3, pasará de $25.756 a $28.142

● N3, con un consumo promedio de 171 m3, pasará de $24.465 a $26.865

● N2, con un consumo promedio de 159 m3, pasará de $15.638 a $20.797

Sobre esta base, el ENARGAS definirá los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución.

Esta actualización de precios en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte se realiza tras haber postergado dicho ajuste para el mes de mayo de 2024.

De esta manera, el Gobierno busca representar los costos reales y la variabilidad de abastecimiento de gas natural para las empresas distribuidoras, con el objetivo de garantizar las inversiones necesarias para el sector y un uso responsable del suministro.

Fuente: Ministerio de Economía, Argentina

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