sábado, junio 25, 2022

¿Por qué el precio del gas natural es diferente en todo el mundo?

Publicado por Vivek Chandra, CEO Texas LNG, | natgas.info

La base sobre cual se vende y se fijan los precios del gas natural varía drásticamente entre los mercados mundiales. A medida que el gas natural se convierte en una fuente de energía cada vez más importante, la comprensión de los conceptos de precios del gas es fundamental para los productores, transportistas, consumidores y reguladores de energía.

¿Por qué el precio del gas natural es diferente en todo el mundo?

Aunque el gas natural y el petróleo comparten muchas características (ambos son hidrocarburos, ambos se encuentran y producen utilizando métodos y equipos similares, y ambos a menudo se producen simultáneamente), contrastan en la forma en que se venden y se fijan los precios.

El petróleo se vende por volumen o peso, generalmente en unidades de barriles o toneladas. Los diferentes grados y fuentes de petróleo crudo tienen diferentes precios que están determinados por la cantidad que las refinerías están dispuestas a pagar por el petróleo crudo. Los mercados mundiales de petróleo son muy líquidos, relativamente transparentes e involucran a numerosos intermediarios e intercambios abiertos.

Por el contrario, el gas natural se vende por unidades de energía. Las unidades de energía comunes incluyen Btu, Therms y Joules. El gas natural producido a partir de un yacimiento subterráneo contiene una mayoría de metano más varios otros hidrocarburos más pesados ​​e, indeseablemente, algunas impurezas.

La proporción relativa de hidrocarburos más pesados ​​frente al metano determinaría el contenido energético del gas cuando se quema y, por lo tanto, su valor final para el cliente. En general, los clientes pagan por la energía derivada del gas, no por un volumen específico de gas.

Únicamente en los Estados Unidos, donde existe una extensa red de gasoductos con especificaciones de gas aproximadamente equivalentes, los precios del gas se cotizaban anteriormente por volumen (en Mcf). Los clientes de gas en los Estados Unidos podrían convertir el volumen comprado en equivalentes de energía porque los valores caloríficos del gasoducto son aproximadamente similares en toda la red. Sin embargo, en los últimos años, la metodología de precios de US$ / MMBtu está ganando terreno en los Estados Unidos.

Debido a que el gas natural es difícil de transportar, los precios del gas natural tienden a fijarse a nivel local o regional, no a nivel mundial como para el petróleo. Para la mayoría del gas natural comercializado que se transporta por gasoductos (alrededor del 55% del comercio total), los precios pueden establecerse mediante negociación, regulación o mecanismos de mercado abierto similares a los que se utilizan en los mercados petroleros.

La parte restante del comercio de gas natural se realiza mediante gas natural licuado (GNL) a bordo de buques. En el mercado de GNL, la mayoría de los cargamentos se venden sobre una base contractual a largo plazo a precios indexados al costo del gas de alimentación, precio flotante en el mercado de destino o indexados al petróleo u otros productos básicos.

Donde hay muchos compradores y muchos vendedores de gas, los precios negociados están más influenciados por la oferta y la demanda.

En países con mercados desregulados, como Estados Unidos y Europa, los precios pueden ser fijados en los bolsas físicas o electrónicas dedicados que a fijar los precios del gas en los centros específicos «Hub».

Fuera de Estados Unidos, hub gas pricing se está convirtiendo en el estándar de precios en países como Canadá, en Europa continental, el Reino Unido y partes de Australia: todas las regiones con una extensa infraestructura de gas, una gran cantidad de fuentes de gas y consumidores de gas, regulaciones claras y una influencia gubernamental limitada en los mercados.

Ha habido intentos de crear hub prices en otras partes del mundo, como Singapur, China e India; Sin embargo, hasta que exista la capacidad de transportar gas de manera fácil y transparente desde estos centros a otros mercados regionales, se armonicen las regulaciones del gas, se negocien volúmenes suficientes en estos centros y se levante el manto de secreto que rodea a los precios del gas en estas regiones, es poco probable que los proveedores y compradores, fuera del mercado local, quieran negociar con estos hubs.

Los factores de oferta y demanda que pueden influir en los precios del gas natural incluyen variables como los niveles de producción, las inyecciones y extracciones de almacenamiento de gas, los patrones climáticos, los precios y la disponibilidad de fuentes de energía competidoras, y las opiniones de los participantes del mercado sobre las tendencias futuras en cualquiera de estas u otras variables.

Si el clima es frío y se usa gas para calentar espacios en esa región en particular, entonces los precios del gas pueden subir en los meses de invierno. Por el contrario, si la mayor parte del gas se utiliza para generar energía, que se utiliza principalmente para el aire acondicionado, la demanda de gas aumentaría en los meses más calurosos del verano.

Si los consumidores industriales utilizan gas, ya sea directa o indirectamente, el clima tendría un impacto mínimo en la demanda de gas.

Las interrupciones en el suministro de gas (por ejemplo, debido a huracanes en alta mar en el Golfo de México de EE. UU.) también tienen su efecto, limitando los suministros y, por lo tanto, tienen un impacto en los precios.

Mercados mundiales de gas

Los mercados de gas natural de todo el mundo se pueden dividir en cuatro grupos principales. Estos se muestran en la siguiente tabla:

Grupo 1: Gas por gas

En este grupo, los precios del gas se establecen en relación con la oferta y la demanda de gas regional, donde el gas compite con otro gas, de ahí el término precio de gas por gas.

Este grupo incluye América del Norte, el Reino Unido y el noroeste de Europa, los mercados de gas más liberales y comercializados del mundo. El noroeste de Europa se ha agregado a este grupo debido a la notable transición hacia los precios centrales que ha tenido lugar allí desde principios de la década de 2010.

En un período de tiempo relativamente corto, gran parte del gas vendido y consumido en esta región ha cambiado de los precios vinculados a los productos derivados del petróleo basados ​​en fórmulas a los precios del gas sobre el gas de los centros. Esta transición ha resultado en gran parte del desarrollo de regulaciones comunes, contratos estandarizados, mayor infraestructura, apoyo gubernamental y liberalización general del mercado.

Sorprendentemente, esta transición se ha producido a pesar de la resistencia de los principales proveedores de gas, Rusia y Noruega en particular, que se habían beneficiado del anterior régimen de precios vinculado a los productos del petróleo.

El Grupo 1 se caracterizan por un gran número de compradores y vendedores que compiten en gran medida sin intervención gubernamental. El gas se comercializa en bolsas abiertas (como NYMEX en EE. UU.), y existen precios de referencia o hubs (benchmark o hub prices) establecidos donde la información de precios es transparente, está disponible y se actualiza regularmente. La infraestructura es de acceso abierto y las tarifas de uso están reguladas o tienen un precio justo.

Debido a que América del Norte y, en menor medida, el Reino Unido y el noroeste de Europa, tienen amplios sistemas de almacenamiento de gas y gasoductos con oportunidades para exportar e importar gas desde fuera de los mercados, el gas se puede comercializar tanto en contratos actuales como futuros.

Esto hace posible que un comprador adquiera un volumen definido de gas, que se entregará en un lugar específico de la red de gas, en una fecha futura, a un precio establecido hoy. Esta sofisticación permite que el mercado del gas sea muy eficiente al maximizar el uso de la infraestructura y permitir que tanto compradores como vendedores planifiquen su futuro financiero. Los riesgos se pueden gestionar; sin embargo, una consecuencia es que los precios del gas a corto plazo tienden a ser volátiles y reaccionan continuamente a la oferta y la demanda.

Una ventaja de un sistema altamente comercializado es que las diferentes partes pueden poseer diferentes partes de la cadena, desde el procesamiento de gas hasta las tuberías, el almacenamiento y la distribución local, porque los precios son transparentes y todos los servicios son competitivos. En teoría, ningún proveedor o comprador individual es capaz de controlar los precios, y la presencia de intermediarios, como los comerciantes de gas, suele generar mercados más eficientes y precios más bajos.

El GNL de EE. UU. se exporta a el US hub más los costos de la estructura, no está vinculado a una fórmula con el petróleo o los productos derivados del petróleo; aunque ha habido algunos intentos de contraer estos índices, hasta ahora han resultado difíciles de implementar.

La siguiente es una fórmula típica de precios de exportación de GNL de EE. UU.: PLNG = PUS Hub + tarifa del gasoducto de alimentación + retención de energía + costos de licuefacción + costo de envío, donde:

PLNG es el precio del GNL exportado;

  • PUS Hub es el precio de suministro de gas sobre gas en una ubicación de hub definido, que puede ser el precio en Henry Hub u otro precio de gas de referencia comercializado en las proximidades de la planta de GNL o el gasoducto de alimentación;
  • La tarifa del gasoducto de alimentación es la tarifa que se paga a un operador de gasoducto para transportar el gas de alimentación desde el centro de precios hasta la instalación de licuefacción;
  • La retención de energía es una tarifa, cotizada en tarifa monetaria o volumen de gas, que es pagada o retenida por la planta de licuefacción para compensar el uso de combustible en la planta (hasta el 10% del gas de alimentación es consumido por turbinas impulsadas por gas para alimentar los compresores para los trenes de licuefacción) y también se podría cobrar como un porcentaje del precio en el hub;
  • Los costos de licuefacción son las tarifas cobradas por la instalación de licuefacción para convertir el gas de alimentación en GNL, más cualquier tarifa de almacenamiento o carga, que podría tener componentes fijos y variables.
  • Solo unos pocos proyectos de GNL en el mundo consumen electricidad de la red eléctrica local en lugar de utilizar gas de alimentación para impulsar sus compresores de licuefacción. Esto beneficia a los consumidores del modelo de peaje, ya que sufren menos retención de energía y tienen la ventaja adicional de tener emisiones de carbono mucho más bajas que sus pares. Texas LNG es una de las pocas plantas de proyectos de GNL en desarrollo con estas credenciales «ecológicas».

A un precio de gas de alimentación de $ 3 / Mcf (aproximadamente equivalente a $ 3 / MMBtu), el GNL de EE. UU. podría enviarse al norte de Asia por menos de $ 8,00 / MMBtu y a Europa por alrededor de $ 7 / MMBtu, asumiendo una tarifa de peaje de $ 2,50 / MMBtu, 10% retenciones y costos de envío de alrededor de $ 0,75 / MMBtu a Europa y menos de $ 2,00 / MMBtu a Asia. Este rango de precios es significativamente más bajo que los costos pronosticados por los nuevos proveedores de GNL en Australia y Rusia, pero más alto que los precios de equilibrio de proyectos heredados en el sudeste asiático y el Medio Oriente que disfrutan de bajos costos continuos, costos de capital depreciados, beneficios de NGL ( líquidos de gas natural) ventas y generosos sistemas tributarios y fiscales. Sin embargo, tenga en cuenta que la mayoría de los proyectos heredados tienen un potencial muy limitado para aumentar los volúmenes y muchos enfrentan dificultades para mantener los volúmenes debido a la disminución de las reservas. Qatar, con sus agresivos planes de expansión, se ha embarcado en un agresivo esquema de precios desde mediados de 2020, sin duda para asegurar volúmenes de compra a largo plazo para sus planes de expansión.

The natural gas chain. © natgas.info

Grupo 2: Precios indexados a combustibles precios sustitutos

El segundo grupo de mercados de gas incluye Europa central y meridional, Sudáfrica y, en menor medida, el sudeste asiático. En estos mercados, existe una red de gas limitada pero en crecimiento. Hay algunas instalaciones de almacenamiento de gas y un mercado de gas comercial emergente. Sin embargo, la mayor parte del gas sigue cotizando en relación con otras energías u otros combustibles, como los productos del petróleo, el carbón o incluso la electricidad, vinculados explícitamente por una fórmula en los contratos mayoritarios a largo plazo.

El efecto neto de vincular los precios del gas a los productos del petróleo, como el diésel o el Kerosen, es que el gas generalmente se vende con un descuento en relación con el combustible de petróleo, sobre una base de energía equivalente.

Las razones de esto son en gran parte históricas porque la producción y el consumo de gas comenzaron después de que se establecieran los mercados de petróleo y carbón. Al vincular los mercados y asegurarse de que la fórmula tenga un precio del gas con un descuento equivalente en energía, los productores de gas podrían convencer a los compradores reacios de cambiar al gas, lejos de los combustibles tradicionales como el petróleo y el carbón.

La vinculación también establece una percepción de que los productos energéticos pueden sustituirse entre sí, y cuando cambia el precio del producto energético sustituto, también cambiarían los precios del gas vinculados a la fórmula.

Como era de esperar, durante períodos de precios del petróleo relativamente altos, cuando los precios del gas vinculados a los productos derivados del petróleo suben más de lo que sugerirían los fundamentos de la oferta y la demanda de gas, los compradores de gas cuestionan el valor y la lógica de vincular estos distintos productos básicos. Sin embargo, cuando los precios del petróleo son bajos, como lo han estado desde 2019, los compradores de gas, que disfrutan de precios de gas más baratos, han silenciado en gran medida sus quejas y aceptado el vínculo a pesar de que la justificación para vincular los precios sigue siendo cuestionable.

Sin embargo, la tendencia hacia la desvinculación del petróleo y el gas se establece y gana conversos y habrá menos mercados de gas en los grupos 2 y 3 en el futuro. Esta tendencia se acelerará a medida que las empresas comerciales vendan cargas a corto plazo a precios negociados sin relación directa con los precios del petróleo o de los productos derivados del petróleo y a medida que el GNL estadounidense ingrese a los mercados tradicionales de GNL en Europa y Asia.

Grupo 3: Precios vinculados al petróleo

Este grupo se caracteriza en gran medida por los mercados tradicionales de GNL del norte de Asia, especialmente Japón, Corea y Taiwán, y los mercados emergentes de GNL, como India y China, que también siguen este modelo. La región de Asia del Norte, con la excepción de China, tiene recursos energéticos internos limitados y no tiene la infraestructura para importar gas por gasoducto, por lo que esencialmente todo su gas se entrega a través de importaciones de GNL.

China tiene una importante producción nacional e importaciones por gasoductos, pero su creciente demanda de GNL contratado a largo plazo tiene un precio mayoritariamente vinculado al petróleo basado en el modelo establecido por Japón y seguido por Corea y Taiwán.

Antes de la introducción del GNL a fines de la década de 1960, las empresas eléctricas japonesas dependían del petróleo crudo y el carbón importado para la generación de energía. Al igual que en la experiencia europea, estos compradores reacios al riesgo insistieron en un descuento garantizado para persuadirlos de que sustituyeran el GNL por combustible líquido y sólido procedente de países potencialmente inestables y riesgosos como Indonesia y Malasia.

La crisis del petróleo de 1973 los convenció de arriesgarse con este nuevo combustible, pero solo si se garantizaba que los precios del GNL tendrían un descuento con respecto a los precios actuales del petróleo. Los compradores japoneses también querían un techo (precio límite) para que los futuros choques del precio del petróleo no se tradujeran en precios del gas inmediatamente más altos. A cambio, los consumidores japoneses acordaron contratos a largo plazo y un precio mínimo garantizado de GNL, lo que permitió que las empresas patrocinadoras del proyecto utilizaran su crédito para financiar los proyectos de exportación.

La solución al dilema fue el innovador concepto de curva en S, que vincula los precios del petróleo y el gas mediante una fórmula (Figura 2). El eje horizontal del gráfico es el promedio ponderado del precio de importación del petróleo crudo. En el caso de Japón, este es el precio del cóctel de crudo de Japón o del despacho de aduanas de Japón (JCC), que se promedia durante un período de tiempo, generalmente de uno a tres meses. El eje vertical es el precio del GNL importado. La pendiente relativa, o ángulo, de la línea da la relación entre los precios del petróleo y los precios del GNL.

Figura 2: Curva en S innovadora que vincula los precios del petróleo y el GNL. La línea recta de paridad de petróleo se basa en 1 bo = 6 MMBtu y 1 pie3 = 1000 Btu. Por lo tanto, el precio del gas equivalente a energía a $ 60 / bo ≈ $ 10 / MMBtu.

Cuando la pendiente de la línea es 16,7%, el precio del GNL es igual al del petróleo crudo sobre una base de energía equivalente, basado en 1 bo que genera aproximadamente de 5,8 a 6 MMBtu de energía. Por lo tanto, si el mercado valoró el gas y el petróleo sobre una base de MMBtu equivalente a la energía, entonces el precio del gas debería ser del 16,7% del precio del petróleo. Las pendientes inferiores al 16,7% implican que el GNL se vende con un descuento en relación con el petróleo, mientras que las pendientes superiores al 16,7%, aunque raras, implican que el GNL se venderá a un precio superior en relación con el petróleo. La línea de paridad del petróleo muestra que cuando el precio del petróleo es $ 60 / bo, el precio del gas equivalente en energía es $ 10 / MMBtu.

Fórmula típica de precios de la curva ‘S’:

Plng = A * PCrude Oil + B donde:

  • A: La «pendiente» que une los precios del petróleo y el gas. Una pendiente del 16,7% indica una paridad equivalente de energía entre los precios del petróleo y el gas. La mayoría de los contratos de GNL tienen pendientes entre 12% y 15%.
  • PCrude Oil: Precio del crudo. Puede ser un promedio ponderado de una «canasta» de aceites, como el cóctel crudo de Japón (JCC) durante un período definido, un mes o más. B: Una constante agregada para reflejar los costos fijos, a menudo relacionados con los costos de envío desde la planta de GNL al puerto de importación.

Muchos acuerdos de precios de curva S permiten que la pendiente cambie según los rangos de precios del petróleo. En estas situaciones, la curva se dobla en puntos específicos del precio del petróleo, conocidos como puntos de torcedura. Cuando los precios del petróleo suben por encima del punto de deformación superior definido, la pendiente puede aplanarse, reduciendo así el impacto del aumento de los precios del petróleo y protegiendo al comprador del impacto total del aumento de los precios del petróleo.

Por el contrario, cuando los precios del petróleo caen por debajo del punto de inflexión más bajo, el vendedor está protegido porque los precios del GNL no caerían tanto como el precio del petróleo. A menudo, la pendiente de la línea sería horizontal por debajo del punto de torsión inferior, lo que implica que hay un piso por debajo del cual los precios del GNL no pueden caer, lo que garantiza un nivel mínimo de ingresos para el vendedor incluso si el precio del petróleo colapsa. Este suele ser un requisito de los financieros del vendedor, que exigen que el proyecto genere un ingreso mínimo para reembolsar los préstamos independientemente de la caída de los precios del petróleo. Una línea plana sobre el punto de torsión superior implicaría un precio máximo. Los precios máximos limitan el costo del GNL para el consumidor, independientemente de cualquier aumento adicional en los precios del petróleo.

En el período comprendido entre la década de 1970 y 2000, la pendiente de la curva en S fue de 4% a 15%, lo que implica un descuento relativamente grande del precio del GNL al petróleo, sobre una base de energía equivalente. A medida que los mercados se tensaron en el período 2006-2008, la pendiente aumentó más cerca del 16% y, en casos raros, superó el umbral de paridad del petróleo del 16,7%. Esto implicaba que los consumidores valoraban el petróleo y el GNL de manera equivalente. Debido a que los precios del petróleo habían subido anteriormente por encima del punto de torsión superior de $ 25 / bo, tanto el punto de torsión inferior como el superior se restablecieron a los respectivos umbrales de $ 40 / bo y $ 90 / bo, el nuevo rango «normal» para los precios del petróleo esperados. La caída del precio del petróleo en 2015-2016 resultó en una caída de alrededor del 12% al 13%. La introducción de US LNG a principios de 2016 ha reducido aún más la pendiente de los contratos vinculados al petróleo de fuentes no estadounidenses, que sienten la presión de descontar para mantener la participación de mercado de la amenaza de los crecientes volúmenes de gas LNG no vinculado al precio del petróleo de los Estados Unidos.

A mediados de 2020, Qatar, que busca expandir su participación de mercado antes de sus proyectos de expansión de la oferta, firmó una serie de acuerdos a largo plazo en pendientes de entre el 10% y el 11%, niveles récord bajos. Queda por ver si esto es el comienzo de una tendencia a largo plazo o un nadir en los precios del gas que refleje la pandemia y la caída asociada en la demanda mundial de gas.

Cómo sobrevivirá la fórmula de precios de la curva S vinculada al petróleo al continuo ataque del GNL estadounidense en la región de Asia y el Pacífico es un tema debatible entre los analistas. El factor clave para el cambio sería el precio relativo del gas doméstico de EE. UU., que determina los precios del gas de alimentación para los proyectos de exportación de GNL de EE. UU., Frente al precio global del petróleo, que impulsa los precios del GNL fuera de EE. UU. Al norte de Asia. Sin embargo, está claro que el predominio de los precios del GNL en la curva S se está desvaneciendo, y el futuro de los precios del GNL implicará una combinación saludable de diferentes índices y enlaces.

Grupo 4: Mercados regulados

Los mercados regulados dominan gran parte del mundo, donde los mercados de gas son relativamente inmaduros y en gran parte controlados por el Estado. Toda la infraestructura es propiedad del Estado, ya sea directamente o a través de una compañía petrolera nacional. Hay muy poca participación del sector privado en la venta o el precio del gas.

Los precios del gas en los mercados regulados pueden establecerse a nivel nacional o regional. El Estado gestiona las diferencias en los precios de suministro y todo el suministro se agrega a un conjunto de volúmenes de gas disponibles para los consumidores. El Estado puede optar por vender gasolina a precios inferiores al precio medio del grupo por motivos políticos. No hay transparencia en los precios, no hay mercados de gas activos y pocos incentivos para la inversión del sector privado en suministro o infraestructura. Si los precios obligatorios del gas son artificialmente bajos, como en el Medio Oriente, a menudo se produce un consumo ineficiente de energía. Los precios bajos desalientan la nueva exploración y producción y, en última instancia, pueden provocar escasez de gas y una economía distorsionada.

China ha sido incluida en este grupo a pesar de que el gobierno lanzó nuevas fórmulas de precios del gas que vinculan el precio del gas natural con el fuel oil y el GLP, porque la fórmula de precios todavía la establece el estado, que sigue siendo propietario, a través de sus compañías de energía, de la mayor parte de los infraestructura.

Durante los próximos años, a medida que las empresas privadas construyan terminales de recepción de GNL y redes de gas locales, China podrá pasar a otro grupo.

Los mercados regulados tienden a ser ineficientes porque el gas generalmente tiene un precio inferior a sus costos, lo que fomenta el uso derrochador y la disminución de la inversión en exploración y desarrollo. Los subsidios al gas pueden costarle a los gobiernos grandes sumas de dinero, no cumplir con sus objetivos sociales y colocar riesgos de precios en el estado. La falta de transparencia de precios y mercados abiertos son perjudiciales para las inversiones del sector privado y fomentan políticas monopólicas por parte de entidades estatales. A medida que los gobiernos de todo el mundo enfrentan déficits presupuestarios, existe presión para reducir las regulaciones de precios del gas; sin embargo, el impacto social de subir los precios de la energía después de décadas de subsidios puede ser considerable y perjudicial.

Futuro del precio del gas y el GNL

Sin duda, predecir los precios futuros del gas es una tontería. Los precios del gas están determinados por la oferta y la demanda en solo un número limitado de lugares, incluidos América del Norte, el Reino Unido y, cada vez más, en Europa Occidental. En todas las demás regiones del mundo, están vinculados a los precios del petróleo, los productos derivados del petróleo, la energía sustitutiva o están regulados por decreto gubernamental. Por tanto, es imposible predecir con certeza el número y la amplitud de las variables que influyen en los precios del gas.

En los últimos años, ha habido un aumento constante en las operaciones a corto plazo y al contado en los mercados de GNL. Actualmente, más del 30% del GNL global se vende en estos términos con precios negociados individualmente. Los precios a corto plazo son informados por agencias como Platts y Argus, y están influyendo cada vez más en la percepción de los precios del gas.

Otras tendencias que se han vuelto cada vez más evidentes en los últimos años incluyen el aumento de la volatilidad, el aumento de la convergencia entre los mercados, el crecimiento continuo de los centros de precios, el aumento de la flexibilidad del contrato de GNL que permite mayores oportunidades comerciales y la desvinculación continua de los precios del gas a los precios del petróleo (y productos derivados del petróleo) debe analizarse más a fondo.

En resumen, los mercados mundiales de gas y GNL están experimentando cambios estructurales. Hemos pasado de un período de convergencia en 2009-2010, a uno de divergencia durante el cual los precios del petróleo eran altos, y de nuevo a un período de convergencia desde 2015, como se muestra en la Figura 3. Podemos esperar que los próximos años se mantengan más volatilidad de los precios a medida que se prueban modelos comerciales innovadores y entran nuevos actores en el mercado. Sin embargo, los resultados finales serán más transparencia, mayor impacto de las fuerzas de oferta y demanda, menos vínculos con precios de materias primas no relacionadas y una mayor convergencia de precios global.

¡Se avecinan tiempos emocionantes!

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