Compania de gaze Gascade a obținut aprobarea autorităților miniere pentru a finaliza o legătură pentru o conductă care leagă portul Mukran de pe insula germană Ruegen din Marea Baltică cu Lubmin de pe continent, astfel încât să se lichefieze mai mult gaz natural poate curge (GNL).
Aceasta este baza pentru punerea în funcțiune a terminalului de recepție Mukran pentru navele GNL, a declarat Gascade într-un comunicat de presă care anunță undă verde, adăugând că intenționează să finalizeze construcția până la sfârșitul anului. Compania privată Deutsche Regas urmărește Mukran pentru a completa alte terminale. Încercarea Germaniei de a crește capacitatea de import de GNL s-a intensificat, deoarece încearcă să pună capăt dependenței de gazul rusesc prin conducte după ce Rusia a invadat Ucraina anul trecut.
În așteptarea furnizării de terminale fixe, Germania folosește terminale plutitoare de stocare și regazeificare (FSRU) pentru a ajuta la înlocuirea livrărilor de gaze rusești. Trei FSRU lucrează în porturile Wilhelmshaven, Brunsbuettel și Lubmin, după ce Germania și-a aranjat charterul și conexiunile terestre. Wilhelmshaven, Mukran și Stade urmează să adauge mai multe nave pentru iarna 2023/24.
Industria și guvernul construiesc, de asemenea, capacitatea terminală în anticiparea utilizării sporite a hidrogenului în situri, care, atunci când este produs folosind energie regenerabilă, poate ajuta la tranziția către o economie cu emisii reduse de carbon. Deutsche Energy Terminal, deținută de stat, a organizat licitații pentru capacități de regazificare în 2024 la Brunsbuettel și Wilhelmshaven 1 la începutul acestei luni și planifică rundele Stade și Wilhelmshaven 2 în decembrie.
MUKRAN
Deutsche ReGas a raportat în august că furnizorii au rezervat 4 miliarde de metri cubi (bcm) de capacitate pentru 10 ani pe an la Mukran, unde compania dorește să reunească două FSRU pentru livrări către continent. A închiriat un al doilea FSRU, Transgas Power, cu o capacitate de regazificare de 7,5 miliarde de metri cubi (bcm), pentru a completa Neptun, activ în prezent la Lubmin.
GNL din Mukran este menit să curgă către rețelele onshore prin noua conductă Gascadé din primul trimestru al anului 2024. Proiectul a declanșat opoziția locală. Dar două contestații legale ale grupurilor de mediu DUH și Nabu au fost respinse de instanța administrativă federală luna trecută.
WILHELMSHAVEN
Compania de utilități Uniper a lansat primele operațiuni FSRU din Germania, Wilhelmshaven 1, în decembrie anul trecut, în portul de apă adâncă de la Marea Nordului. Tree Energy Solutions (TES) va opera un al doilea FSRU de la sfârșitul anului 2023 timp de cinci ani, Wilhelmshaven 2.
Uniper intenționează să adauge un terminal terestru de recepție a amoniacului și un cracare în a doua jumătate a acestui deceniu. Amoniacul este uneori folosit ca purtător pentru hidrogen, a cărui densitate scăzută complică transportul pe distanțe lungi. TES are, de asemenea, planuri de a-și converti în cele din urmă operațiunile la gaze curate.
LUBMIN
FSRU Neptune, închiriat de Deutsche ReGas, a început să primească GNL la Lubmin, în Marea Baltică, la începutul acestui an. Gazul este livrat mai întâi către o altă navă de stocare, Seapeak Hispania, și transferat la Lubmin într-o configurație care ține cont de apa puțin adâncă.
ReGas deține acorduri de furnizare pe termen lung cu TotalEnergies din Franța și grupul comercial TEP. Guvernul dorește ca Neptun să se mute la Mukran, permițând Seapeak Hispaniei să plece și să se alăture celui de-al doilea FSRU de acolo, Transgas Power. Regas planifică instalații de electroliză a hidrogenului atât la Lubmin, cât și la Mukran.
BRUNSBUETTEL
Comisia Europeană a aprobat o măsură de sprijin în valoare de 40 de milioane de euro pentru terminalul terestru de gaz natural lichefiat (GNL) de la Brunsbuettel, în Marea Nordului, invocând contribuția acestuia la securitatea și diversificarea aprovizionării. Brunsbuettel FSRU, operat de RWE a devenit operațională la jumătatea lunii aprilie. Este precursorul unei instalații terestre de GNL, care primește acum sprijin de stat aprobat, care ar putea începe să funcționeze la sfârșitul anului 2026, când ar putea fi pus în funcțiune și un terminal de amoniac adiacent.
Banca de stat KfW, Gasunie și RWE sunt părți interesate, iar Shell s-a angajat să efectueze achiziții importante. Costurile totale ale terminalului terestru sunt de 1,3 miliarde de euro.
STADE
Portul interior de pe râul Elba a început în ianuarie lucrările la un dig de debarcare pentru un FSRU, care va fi gata în iarna 2023/24. Nava desemnată Transgas Force este ancorată în portul Bremerhaven pentru a fi fixată în acest scop. Firma de proiect Hanseatic Energy Hub (HEH) planifică, de asemenea, un terminal terestru unde a alocat capacitate de regazeificare care ar putea fi operațională în 2027, inclusiv volume pentru SEFE controlat de stat și compania de utilități EnBW.
A început să sondeze piața pentru a determina dacă planurile pe termen lung ar trebui să se bazeze în mare măsură pe amoniacul care urmează să fie reconvertit în hidrogen curat. A identificat un consorțiu de construcții. HEH este susținută de compania de rețele de gaze Fluxys, firma de investiții Partners Group, grupul logistic Buss și compania chimică Dow. EnBW, care este, de asemenea, cumpărător la Wilhelmshaven și Brunsbuettel, a declarat că va dubla achizițiile anuale la 6 miliarde de metri cubi, scrie uk.investing.com.
Singapore LNG obține aprobarea pentru al doilea terminal
Singapore LNG, operatorul primului terminal de import de GNL din țară, situat pe Insula Jurong, a obținut aprobarea guvernului din Singapore pentru a dezvolta și opera a doua instalație de import de GNL din țară. Viceprim-ministrul din Singapore, Lawrence Wong, a anunțat marți, în cadrul dineului de gală pentru aniversarea a 10 ani de la înființarea Singapore LNG (SLNG), planul SLNG de a dezvolta cel de-al doilea terminal GNL în Singapore.
Acesta a declarat într-un discurs că terminalul va avea o capacitate de până la 5 mtpa pentru „a satisface nevoile energetice ale Singapore și pentru a spori securitatea noastră energetică”. „Actualul nostru terminal GNL are o capacitate de procesare de aproximativ 10 milioane de tone pe an (mtpa). Vârful nostru de utilizare în acest an a fost de 60 %, așa că în prezent mai avem încă ceva spațiu de manevră”, a spus el.
„Dar, în cele din urmă, acest lucru nu va fi suficient, deoarece cererea noastră de GNL continuă să crească”, a spus Wong. Cu un al doilea terminal, Singapore ar putea să își satisfacă nevoile de generare a energiei în întregime cu GNL, dacă este necesar, a spus Wong. „Este puțin probabil să fim nevoiți să facem acest lucru în curând, deoarece vom continua să avem acces la gazele naturale prin conducte”, a spus el.
Mai multe rezerve de GNL
„Dar faptul de a avea o capacitate suplimentară va fi util; aceasta va oferi SLNG flexibilitatea necesară pentru a satisface mai bine nevoile crescânde de GNL ale industriei de transport maritim și ale regiunii mai largi, precum și pentru a ne avansa poziția de centru de buncăre și de comercializare a GNL”, a spus Wong. „Încă studiem dimensiunea exactă și cel mai bun mod de a construi acest terminal. Știți cu toții că terenurile de la malul mării sunt foarte scumpe în Singapore”, a spus Wong.
„Așadar, o posibilitate este să începem cu un terminal offshore în portul Jurong. Se efectuează studii suplimentare, iar mai multe detalii vor fi anunțate în timp util”, a spus el. Compania de stat Singapore LNG a declarat într-o postare pe rețelele de socializare că a obținut aprobarea de a dezvolta acest proiect „important din punct de vedere strategic”, dar nu a oferit informații suplimentare. Potrivit mai multor rapoarte media, care citează o declarație a Singapore LNG, compania intenționează să lanseze în curând o licitație pentru a închiria o unitate plutitoare de stocare și regazeificare (FSRU) care va deservi cea de-a doua instalație de import.
Singapore LNG își propune să lanseze instalația până la sfârșitul acestui deceniu, potrivit rapoartelor. LNG Prime a contactat Singapore LNG pentru a comenta acest subiect, dar nu am primit un răspuns până la ora publicării acestui articol.
Planuri de extindere
De asemenea, Singapore LNG a publicat miercuri un document în care se spune că intenționează să crească capacitatea de stocare a GNL disponibilă pentru a răspunde cererii în creștere pentru acest combustibil și pentru a lărgi opțiunile pentru comerțul cu GNL și alte afaceri.
„În acest sens, sunt explorate mai multe opțiuni, inclusiv aducerea unei unități plutitoare de stocare și regazeificare (FSRU), care ar fi o opțiune relativ mai ușor de implementat; și/sau construirea de rezervoare de stocare suplimentare la terminal, care ar fi „pregătite pentru viitor” – echipate cu tehnologie cu membrană care oferă flexibilitate pentru ca rezervoarele să fie folosite pentru a stoca alți combustibili mai ecologici, cum ar fi amoniacul”, se arată în document.
Primul terminal de GNL din Singapore a început operațiunile comerciale în mai 2013. În prezent, acesta funcționează cu două debarcadere, trei rezervoare de depozitare de 180.000 mc fiecare, un al patrulea rezervor de depozitare de 260.000 mc și o capacitate de expediere de vârf de aproximativ 11 mtpa. În martie 2021, Autoritatea pieței de energie din Singapore (EMA) a desemnat ExxonMobil LNG Asia Pacific, o unitate a gigantului energetic american, și Sembcorp Fuels din Singapore ca noi importatori la termen.
Cele două firme s-au alăturat primilor doi importatori la termen, Pavilion Energy Singapore și Shell Eastern Trading. Pentru a stimula concurența și a oferi mai multe opțiuni pentru cumpărătorii de gaze, EMA a lansat anul trecut o cerere de propuneri pentru a adăuga încă doi importatori la termen de GNL.
Importurile de GNL au crescut anul trecut
Potrivit datelor GIIGNL, importurile de GNL în Singapore au crescut cu 0,6 milioane de tone anul trecut, compensând o întrerupere a livrărilor de gaze prin conducte din Indonezia.
Singapore a importat 3,7 milioane de tone anul trecut, ceea ce reprezintă o creștere de 18,6 % față de anul precedent, notează lngprime.com.
Qatar își dublează volumele pe piața europeană a gazelor
Semnarea de la Doha urmează contractelor separate de GNL obținute de compania de stat QatarEnergy de la alți doi grei europeni din domeniul energiei: TotalEnergies SE din Franța și Shell PLC din Marea Britanie. La 18 octombrie, QatarEnergy a anunțat două acorduri cu Shell pentru furnizarea de GNL de până la 3,5 milioane de tone pe an, pe o perioadă de 27 de ani, destinat Țărilor de Jos și care urmează să provină din Qatar.
La 11 octombrie, a parafat două acorduri de furnizare către TotalEnergies a maximum 3,5 MMtpa de GNL pe o perioadă de 27 de ani, provenind din Qatar și destinat distribuției în Franța. QatarEnergy va începe livrarea pentru aprovizionarea cu GNL pentru Franța, Italia și Olanda în 2026, conform anunțurilor QatarEnergy privind acordurile separate. Aceasta nu a dezvăluit valorile contractelor.
Intrarea QatarEnergy pe piața europeană a gazului o opune SUA ca exportator alternativ pentru regiune, în contextul în care Uniunea Europeană încearcă să se debaraseze de combustibilii fosili ruși. „Împreună, vom continua să ne demonstrăm angajamentul față de piețele europene, în general, și față de piața italiană, în special”, a declarat președintele și directorul general al QatarEnergy, Saad Sherida Al-Kaabi, într-un comunicat de presă al companiei, care a anunțat luni acordul cu Eni.
Importanța Qatar
Qatar s-a numărat printre cei mai mari exportatori de GNL din lume, alături de Australia, Rusia și SUA. Statul din Golf a ocupat primul loc până când Australia l-a depășit în 2021. În 2021, Qatar a exportat aproximativ 3,77 trilioane de picioare cubice (106,8 miliarde de metri cubi), potrivit analizei anuale a pieței energetice din 2022 a BP PLC.
Asia-Pacific a fost piața tradițională a Qatarului, reprezentând aproximativ 2,72 trilioane de picioare cubice (76,9 miliarde de metri cubi) din importurile de GNL din regiune în 2021 și 2,86 trilioane de picioare cubice (81,1 miliarde de metri cubi) în 2022, potrivit ultimelor două analize anuale BP privind energia.
Dar Europa este o piață în creștere pentru gazul din Qatar, în contextul în care regiunea s-a îndepărtat de exportatorul său tradițional, Rusia, în urma invaziei regimului Putin în Ucraina din februarie 2022. UE își propune să elimine treptat combustibilii fosili ruși până în 2027, potrivit unei declarații oficiale din 11 martie 2022.
Qatar a fost al treilea mare furnizor de GNL al UE în primul trimestru din 2023, reprezentând 12 % sau 130,66 miliarde de picioare cubice (3,7 miliarde de metri cubi), potrivit raportului trimestrial al blocului celor 27 de țări privind piața gazelor naturale, publicat la 6 octombrie. SUA a fost pe primul loc reprezentând 41,5 %, în timp ce Rusia a fost pe locul al doilea cu 19 %, potrivit raportului.
Unde ajung resursele
Aprovizionarea cu GNL pentru Franța, Italia și Olanda, în cadrul acordurilor cu TotalEnergies, Eni și, respectiv, Shell, va proveni din proiectele de extindere a câmpului North Field, unde toate cele trei companii au participații. TotalEnergies deține o participație de 6,25 % în proiectul de extindere North Field East, planificat să producă 32 MMtpa, și 9,375 % în proiectul de extindere North Field South, proiectat cu o capacitate de 16 MMtpa.
Shell deține, de asemenea, 6,25 la sută din capitalul social al proiectului de est și 9,375 la sută din cel de sud. Eni este partener în proiectul estic, cu o cotă de 3,125 %. Zăcământul North Field, de 2,3 mile pătrate, descoperit în 1971, reprezintă aproximativ jumătate din suprafața Qatarului și este cel mai mare câmp de gaze din lume, potrivit QatarEnergy. Acesta a avut o producție medie de peste 700 de milioane de picioare cubice de gaze pe zi, precizează QatarEnergy pe site-ul său.
QatarEnergy a atribuit deja contractele de inginerie și achiziții pentru ambele proiecte de extindere, iar la 3 octombrie a anunțat începerea lucrărilor de construcție. Extinderile din est și sud vor crește capacitatea de producție de GNL a Qatarului la 126 de milioane de tone pe an până în 2026, potrivit companiei, informează rigzone.com.
SOCAR Trading din Azerbaidjan planifică proiecte gaz-energie electrică
SOCAR Trading din Azerbaidjan a implementat un proiect de furnizare a gazului natural lichefiat (GNL) achiziționat pe piața globală către o centrală electrică din Malta, iar compania planifică proiecte similare în Asia și Africa, a declarat Elshad Nassirov, vicepreședinte al Companiei Petroliere de Stat a Republicii Azerbaidjan (SOCAR), reporterilor la o conferință internațională de petrol și gaze.
Nassirov a spus că primul astfel de proiect pilot gaz-energie electrică din Malta a avut un mare succes, gazul înlocuind cărbunele și rezultând un aer mai curat pe insulă și o reducere cu 25% a facturilor la electricitate. „În prezent, avem mai multe proiecte promițătoare pentru furnizarea gazului lichefiat cu prelucrare ulterioară în energie electrică; și există chiar mai multe proiecte în Asia și mai multe proiecte în Africa”, a spus Nassirov.
Nassirov nu a specificat volumul de GNL pe care SOCAR Trading îl tranzacționează în prezent, menționând: „Cifra fluctuează în funcție de aprovizionare, de unde putem cumpăra gaz; și la cerere, unde putem livra gaz în funcție de originea și geografia acestuia”, citează interfax.com.
Republica Congo își va dubla producția de hidrocarburi
Republica Congo este al treilea cel mai mare producător de petrol din Africa Subsahariană, dar își înclină mixul energetic către gaze, așteptând începerea proiectului său Marine XII, care ar putea face din țară unul dintre primii cinci exportatori de GNL din lume și un furnizor cheie pentru Europa.
Proiectul, a cărui primă încărcătură de GNL urmează să fie exportată în decembrie, va contribui la creșterea producției de hidrocarburi din Congo la 500.000 b/zi echivalent petrol în doi ani, a declarat Bruno Itoua, ministrul petrolului din țară, pentru S&P Global Commodity Insights. Acesta este, de asemenea, intervalul de timp în care noua rafinărie de 50.000 b/d construită în China din Congo urmează să intre în funcțiune, a spus el.
„Pe baza a ceea ce știm astăzi, credem că în 2025, 2026 ar trebui să atingem un nivel de 500.000 bep/zi”, a spus Itoua într-un interviu acordat Săptămâna africană a energiei în Cape Town. Eni, care dezvoltă Marine XII, are nava Tango FLNG în drum spre Congo. Proiectul Marine XII este de așteptat să producă 2,5 milioane de tone de gaz în 2025 și vine în timp ce cumpărătorii europeni se luptă pentru noi livrări în locul gazului rusesc întrerupt din cauza războiului din Ucraina.
Cât se produce acum
Aceasta se va adăuga la producția actuală de țiței de 250.000 b/zi a țării, potrivit celui mai recent sondaj Platts privind producția OPEC+ realizat de S&P Global Commodity Insights. Dincolo de Marine XII, o serie de companii petroliere străine prospectează în țară, care este membru OPEC din 2018.
„Blocurile care vor influența producția în Congo vor fi cele operate de Eni, care a anunțat o descoperire în blocul Marine XI Bis, și cele ale operatorului [chinez] Wing Wah, care sunt în curs de traversare a Banga Kayo”, a declarat Raoul Ominga, șeful Société Nationale de Pétrole du Congo, într-un interviu separat. „Avem, de asemenea, Perenco, care a făcut o descoperire, și un nou operator, Mercuria, care începe explorarea și producția”. Producția proprie a SNPC va crește de la 50.000 b/zi astăzi la 60.000 b/zi în 2024, a spus Ominga.
Rafinărie nouă
Cu scopul declarat de a „face sărăcia energetică istorie până în 2030”, participanții la Săptămâna Africană a Energiei s-au plâns de continentul capacitate redusă de rafinare. Deși Africa produce o cantitate mare de țiței, infrastructura insuficientă din aval obligă țările să cumpere produse rafinate de pe piețele internaționale volatile. Congo-Brazzaville se află într-o astfel de situație, după ce rafinăria sa de 25.000 b/d
Pointe-Noire se află în paragină. „Este o mare problemă pentru noi. Rafinăria noastră din Pointe-Noire este prea mică. Eficiența este foarte, foarte proastă”, a spus Itoua. „Cunoaștem soluția pentru a îmbunătăți eficiența, pentru a avea un randament mai bun al investiției, dar toate soluțiile sunt foarte scumpe. Și chiar acum noi, guvernul, nu avem bani de pus în cel vechi pentru a îmbunătăți modul în care funcționează. SNPC nu are bani, așa că încercăm să strângem fonduri pentru asta”.
O soluție este o a doua rafinărie construită în China care, la 50.000 b/zi, ar satisface cererea internă și ar lăsa excesul de producție pentru export. Itoua a spus că construcția va începe în T1 2024, producția începând 18 luni mai târziu. „Au toate echipamentele pregătite acum pentru a fi puse în funcțiune cred că luna viitoare, așa că cred că vor putea începe să lucreze la începutul anului viitor”, a spus Itoua. „Este o veste bună pentru noi să evităm importul produselor fabricate, care sunt foarte scumpe pentru noi.”
Implicarea Chinei
Cu toate acestea, aprovizionarea cu țiței a noii rafinării trebuie încă eliminată, a spus el. Pentru moment, Congo-Brazzaville continuă să găsească cumpărători pentru țițeiul său emblematic Djeno în China, în ciuda cererii crescute a Beijingului pentru barili rusești mai ieftini în urma războiului din Ucraina.
„Au cumpărat chiar și petrol iranian, în ciuda faptului că piața a rămas aceeași. Cererea de energie în China este enormă”, a spus Ominga, adăugând că prețul ideal al petrolului din Congo pentru a echilibra producția și noua dezvoltare este de 75 de dolari pe baril. Cotele OPEC Concentrarea Congo pe gaze vine în contextul în care producția sa de țiței a scăzut din cauza maturizării câmpurilor. Nu este singura dintre membrii OPEC din Africa.
După ore de negocieri tensionate la ultima reuniune ministerială OPEC+ din iunie, Congo- Brazzaville, Nigeria, Angola și Guineea Ecuatorială – care nu au reușit să-și atingă cotele de producție din cauza investițiilor insuficiente și a întreruperilor frecvente – au convenit asupra reducerii nivelului de referință și a cotelor pentru 2024, cu excepția cazului în care ar putea stimula producția până în noiembrie.
Itoua a spus că producția de petrol va rămâne puțin sub 300.000 b/zi în 2024. Cota sa OPEC este în prezent de 310.000 b/d. În ciuda rapoartelor potrivit cărora țările africane au fost puternic înarmate pentru a accepta valori de referință mai scăzute ale producției, Itoua a declarat că revizuirile vor îmbunătăți transparența și cooperarea.
Ce se va întâmpla la OPEC+
„Ultima dată când am avut o întâlnire la Viena am decis ca unele țări, în principal pentru țările africane, să aibă o certificare de… capacitatea de producție”, a spus Itoua. „Și după aceea toți membrii țării vor face același lucru, astfel încât vom avea aceeași bază și cunoștințe despre capacitatea de producție și pe baza acestora vom putea spune: „dacă doriți să tăiați, tăiem pe aceeași bază”.
Cu Arabia Saudită și Rusia co-prezidând alianța OPEC+, incapacitatea multor membri africani de a-și atinge cotele a diminuat influența continentului în grup, care necesită o capacitate de producție neutilizată pentru a acționa ca producător swing al pieței. Marea majoritate a capacității neutilizate a lumii este acum în mâinile Arabiei Saudite și ale Emiratelor Arabe Unite.
Dar păstrarea calității de membru al grupului rămâne esențial pentru Congo, Itoua și Ominga au insistat. Alianța urmează să se întâlnească pe 26 noiembrie pentru a discuta politica de producție până în 2024, pe fondul semnalelor economice contradictorii și al potențialelor perturbări cauzate de războiul dintre Israel și Hamas.
„Vocea Africii contează [la OPEC]”, a spus Ominga. „Nu este vorba doar despre petrol, ci și despre politică. Iar saudiții au responsabilitatea de a se unifica. Dacă asculți țările Organizației Africane a Producătorilor de Petrol, limbajul pe care îl folosesc este practic același cu cel încurajat de OPEC, ceea ce creează sinergie, scrie spglobal.com.
Un tribunal UE a condamnat firmele bulgare de gaze
BEH din Bulgaria și filialele Bulgargaz și Bulgartransgaz au fost achitate miercuri de acuzațiile de abuz de poziție dominantă pe piața furnizării de gaze, după ce Tribunalul Uniunii Europene a anulat o hotărâre din 2018. Comisia Europeană a decis anterior că companiile de stat au încălcat normele UE prin refuzul accesului terților la aprovizionarea cu gaze rusești prin conducte și la singura instalație de stocare a gazelor naturale din Bulgaria.
Bulgargaz a fost utilizatorul exclusiv al conductei, care a fost gestionată într-un moment în care aprovizionarea cu gaze a Bulgariei depindea aproape în întregime de importurile din Rusia. Comisia a declarat că acest lucru a împiedicat concurenții Bulgargaz să-și dezvolte afacerile și a amendat companiile cu aproximativ 77 de milioane de euro.
Cu toate acestea, Tribunalul a afirmat că, deși Bulgargaz deținea o poziție dominantă în calitate de utilizator exclusiv al gazoductului, Comisia nu a reușit să dovedească faptul că aceasta a cauzat dificultățile întâmpinate de terți atunci când au solicitat accesul. De asemenea, Comisia nu a permis BEH Group să-și argumenteze integral poziția împotriva acuzațiilor, informează nasdaq.com.
