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Accelleron gana un acuerdo de servicio de turbocompresores a largo plazo

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La empresa naviera de gas Anthony Veder ha ampliado su acuerdo de servicio de turbocompresores con Accelleron, asegurando el soporte Turbo LifecycleCare en 13 embarcaciones. El contrato, que cubre 20 turbocompresores en motores de cuatro tiempos de combustible dual, de combustible único y gas natural licuado (GNL), se basa en una relación de servicio que comenzó en 2017 con cuatro buques.

Anthony Veder opera una flota de buques gaseros de pequeña y mediana escala, incluido Coral Mthane, el primer buque multigas que se convierte en un buque de transporte de GNL, así como Coral Star y Coral Sticho, los primeros gaseros que utilizan GNL como combustible sin transportarlo como carga. La mayor parte de su flota utiliza turbocompresores Accelleron para sus motores de cuatro tiempos.

Según el acuerdo ampliado Turbo LifecycleCare, Accelleron planificará y ejecutará todo el mantenimiento del turbocompresor mediante una tarifa fija basada en las horas de funcionamiento reales que incluye la compra de repuestos y costos de servicio inesperados.

Los acuerdos Turbo LifecycleCare están disponibles para usuarios de motores de cuatro tiempos en generación de energía y marina. Los acuerdos se centran en controlar los gastos operativos a través de una estructura de tarifas fijas y pueden personalizarse según los requisitos del usuario, incluido el tiempo de respuesta del servicio y las garantías de disponibilidad.

Accelleron, con sede en Suiza, es un proveedor global de tecnologías de turbocompresión y soluciones de optimización para motores de 0,5 a más de 80 MW. Accelleron tiene una base instalada de aproximadamente 180.000 turbocompresores y una red de más de 100 estaciones de servicio en 50 países de todo el mundo.

Proyecto de hidrógeno verde planeado para Indonesia

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ACWA Power desarrollará una instalación de hidrógeno verde en Indonesia con PT Perusahaan Listrik Negara, el proveedor estatal de electricidad de Indonesia, y PT Pupuk Indonesia, un productor estatal de fertilizantes y productos químicos.

El Proyecto Garuda Hidrogen Hijau, que se espera inicie sus operaciones comerciales en 2026, funcionará con 600 MW de energía solar y eólica y producirá 165.000 toneladas (150.000 toneladas métricas) de amoníaco verde al año. El costo del proyecto se estima en más de USD 1 mil millones.

Se espera que el proceso de licitación para la adquisición de ingeniería y construcción del proyecto Garuda Hidrogen Hijau comience en el primer trimestre de 2024, con el cierre financiero previsto para finales de 2025.

ACWA Power es un desarrollador, inversor, copropietario y operador de plantas de generación de energía y producción de agua desalinizada con presencia en 12 países de Medio Oriente, África, y el centro y sureste de Asia.

30 y contando para Mitsubishi Power

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Sala de control central durante la operación de combustión conjunta con 30% de hidrógeno

Mitsubishi Power, una empresa de Mitsubishi Heavy Industries, llevó a cabo con éxito una demostración de una mezcla de combustible de 30% de hidrógeno y gas natural a carga parcial y carga completa utilizando una turbina de gas serie J enfriada por aire conectada a la red. La demostración tuvo lugar en las instalaciones de validación de la central eléctrica de ciclo combinado T-Point 2 con una potencia nominal de 566 MW dentro del Parque de Hidrógeno de Takasago, dentro de Takasago Machinery Works en la ciudad de Takasago, en el centro oeste de Japón. Utilizando hidrógeno producido en Takasago Hydrogen Park, esta demostración fue la primera prueba de generación de energía del mundo en una turbina de gas de estructura grande utilizando una mezcla de combustible de 30% de hidrógeno mientras está conectada a la red eléctrica local y utilizando hidrógeno producido y almacenado en el mismo sitio.

Esta demostración se realizó utilizando los resultados obtenidos a través de un proyecto subsidiado por la Organización de Desarrollo de Tecnología Industrial y Nuevas Energías de Japón, utilizando una cámara de combustión seca de bajo NOx. La demostración verificó el logro de las bajas emisiones de óxido de nitrógeno y una combustión estable durante la combustión conjunta de hidrógeno, y que es posible cambiar los combustibles de gas natural a una mezcla de combustible de hidrógeno durante la operación de carga parcial y de carga completa.

Mitsubishi Power planea realizar en 2024 una demostración de combustión 100% de hidrógeno utilizando una turbina de gas H-25 de tamaño pequeño a mediano (de 40 MW) que se había instalado previamente para accionar el compresor en las instalaciones de pruebas de combustión del parque. Además, Mitsubishi Power continuará con la expansión de la instalación de almacenamiento de hidrógeno y realizará una demostración utilizando un combustible mezclado con un 50% de hidrógeno.

Archrock invierte en una empresa de captura de carbono

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Archrock, una empresa de infraestructura energética centrada principalmente en la compresión de gas natural midstream, actuará como inversor principal en una ronda de financiación Serie A para Ionada, una empresa de tecnología de captura de carbono con oficinas en Canadá, Estados Unidos, Reino Unido, Alemania y Noruega. Archrock se une a un grupo de inversores que incluye a Yinson Production, NGIF Cleantech Ventures LP y el acelerador de tecnología climática y energética de Halliburton Company, Halliburton Labs, como accionistas de la empresa.

Ionada ha desarrollado una solución de captura de carbono posterior a la combustión que combina contactores de membrana de fibra hueca patentados con disolventes de amina. Este sistema modular de captura de carbono está diseñado y fabricado para emisores industriales pequeños y medianos en las industrias de energía, marina y combustibles electrónicos, entre otras.

La solución de captura de carbono de Ionada combina procesos de absorción química con membranas de tubos cerámicos porosos para eliminar el dióxido de carbono de los gases de combustión sin crear un producto de lodo desechable. El dióxido de carbono se separa de los gases de escape y se captura mediante una solución absorbente que pasa a través de membranas cerámicas huecas hechas de alúmina. Este material proporciona una alta eficiencia de absorción y durabilidad en ambientes de escape calientes y corrosivos y tiene una vida útil mínima estimada de 10 años, dijo la empresa.

El absorbente de CO2 de membrana de Ionada utiliza absorbentes de aminas para la eliminación de gases de los gases de escape. Las soluciones de aminas frías circulan por el contactor de membrana para unir el CO2. La unión se invierte a temperaturas más altas.

Ionada ha llevado a cabo la investigación y desarrollo y ha completado pruebas exitosas en un laboratorio. Se espera que la inversión de Archrock se utilice principalmente para investigación y desarrollo adicionales, así como para la construcción de unidades de demostración de campo.

“Creemos que el sistema de captura de carbono de Ionada es una solución práctica y económica para la captura de carbono a pequeña escala en varios sectores industriales, incluida la industria de compresión de gas natural”, dijo Edoardo Panziera, fundador y director ejecutivo de Ionada. “Como el mayor proveedor subcontratado de compresión de gas natural de Estados Unidos, Archrock es un socio ideal para nosotros”.

“La inversión de Archrock en Ionada respalda nuestra estrategia de nuevas empresas de diversificarse en negocios complementarios que tienen el potencial de descarbonizar los hidrocarburos y crear un valor significativo a largo plazo para Archrock y sus accionistas”, dijo Brad Childers, presidente y director ejecutivo de Archrock. “Ionada tiene una experiencia significativa en el desarrollo de tecnología de reducción de emisiones en el sector marino y estamos entusiasmados de asociarnos con ellos en esta tecnología de captura de carbono escalable y rentable a medida que Ionada avanza hacia la fase de demostración de campo de su desarrollo tecnológico. Junto con el trabajo en el que continuamos avanzando sobre la captura de metano, la aplicación exitosa de esta tecnología en la compresión de gas natural podría contribuir significativamente a los esfuerzos de la industria para reducir las emisiones. Estamos orgullosos de continuar la misión de Archrock de liderar nuestra industria para hacer de  Estados Unidos un lugar más limpio”.

Haight Report Noviembre 2023

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El gas natural presenta una oportunidad global hasta 2050

La Administración Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos ha publicado su Perspectiva Energética Internacional, un informe bienal que explora las tendencias energéticas a largo plazo en todo el mundo. El informe de 2023 analiza hasta 2050, considerando nuevas políticas energéticas, la transición a tecnologías sin carbono, preocupaciones sobre la seguridad energética y el crecimiento económico y de la población.

El pronóstico de la EIA se hace eco de nuestro Pronóstico para la compresión 2023 (consulte “Here Comes The Boom”, Gas Compression Magazine, versión en inglés de septiembre de 2023, pág. 62). La demanda de gas natural continúa aumentando en la mayoría de los países, lo que genera mayores oportunidades para quienes prestan servicios en el mercado mundial de compresión de gas.

La región Asia-Pacífico (que incluye China, India, Japón y Corea del Sur) es muy prometedora gracias a la creciente demanda de gas natural y a la poca producción de gas natural en esa región. La mayor parte de este crecimiento de la demanda se produce en China, donde el consumo de gas natural aumenta en todos los sectores, particularmente en el sector de la energía eléctrica. Los datos de la EIA muestran que las importaciones netas de gas natural de China crecieron en casi 8 Tscf (2,26 × 1011 m3) en 2022 a casi 14 Tscf (3,96 × 1011 m3) en 2050. Aunque China tiene considerables recursos de gas de esquisto, solo ha podido producir una pequeña fracción de estos recursos debido a su difícil geografía. La EIA supone que no se producirá ningún avance tecnológico entre ahora y 2050 para hacer que estos recursos de difícil acceso sean más rentables, lo que resultará en una creciente dependencia de China de las importaciones de gas natural durante todo el período de proyección.

India también es una fuente importante de crecimiento de las importaciones de gas natural en Asia-Pacífico, pasando de 1,3 Tscf (3,68 × 1010 m3) de importaciones netas en 2022 a más de 4,0 Tscf (1,13 × 1011 m3) en 2050. La demanda de gas natural de India crece significativamente durante el período de proyección debido al crecimiento del sector industrial. El consumo de gas natural industrial en India aumenta de 1,9 Tscf (5,38 × 1010 m3) en 2022 a entre 5 Tscf (1,41 × 1011 m3) y 8,5 Tscf (2,4 × 1011 m3) en 2050. Aunque India tiene importantes reservas de gas natural, la mayoría son marinas y son costosas de desarrollar. La EIA proyecta que India seguirá dependiendo de las importaciones para satisfacer su crecimiento económico.

Tanto Japón como Corea del Sur siguen siendo importadores netos de gas natural, y los volúmenes totales de importación neta se mantienen en los niveles de 2022 o justo por debajo. Ambos países tienen mercados de demanda fuertes y establecidos, particularmente en los sectores industriales y de energía eléctrica. También tienen pocos recursos internos de los que sacar provecho, lo que da como resultado una producción limitada o nula de gas natural durante el período de proyección.

Fuera de Asia, la EIA proyecta que Europa occidental crecerá como mercado de importación. Aunque frenada por consideraciones de seguridad energética y políticas de descarbonización, la demanda de gas natural en Europa occidental en todos los sectores (incluido el sector de la energía eléctrica) aumenta aproximadamente un 12% entre 2022 y 2050. La EIA espera caídas constantes en la producción de gas natural debido al agotamiento de las reservas del mar del Norte y el cierre del yacimiento de gas natural Groningen, en los Países Bajos. El lento pero creciente crecimiento de la demanda de gas natural, junto con la disminución de la producción de gas natural de la región, aumenta las importaciones netas de gas natural de Europa occidental entre 2,3 Tscf (6,51 × 1010 m3) y 6,2 Tscf (1,75 × 1011 m3) para 2050 en todos los casos.

En resumen, el gas natural es el combustible fósil de más rápido crecimiento a nivel mundial. La EIA informa que el consumo crece de 153 quads en 2022 a un rango de 170 quads a 241 quads para 2050. El crecimiento en el consumo de gas natural se distribuye ampliamente a nivel regional, pero es más notable en India, China, África, Rusia y Medio Oriente. El aumento proyectado en el consumo de gas natural es más pronunciado en el sector de la energía eléctrica, donde reemplaza la generación a carbón, y en el sector industrial, donde alimenta principalmente la producción industrial en expansión.

La Comisión Europea presenta una alianza multinacional sobre gases de efecto invernadero

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La Comisión Europea y el Foro del Gas del Mediterráneo Oriental han formado un grupo de trabajo multinacional para desarrollar un enfoque basado en el consenso para la medición, seguimiento, notificación y verificación (MMRV, por sus siglas en inglés) de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en toda la cadena de suministro internacional, desde la preproducción hasta la entrega final para permitir el suministro de información comparable y confiable.

Ya hay varios enfoques nacionales e internacionales bien establecidos para la presentación de informes sobre emisiones. El grupo de trabajo MMRV de 12 naciones espera aprovechar estos enfoques existentes. Esto incluye, entre otros, la Asociación para el Metano de Petróleo y Gas 2.0 del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, el programa emblemático de mitigación y presentación de informes sobre petróleo y gas del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, el único marco internacional integral de presentación de informes para el sector basado en mediciones.

El grupo de trabajo MMRV armará un conjunto consistente de criterios técnicos para informar sobre emisiones y datos operativos en varios niveles de disponibilidad de datos. El grupo de trabajo cree que este enfoque fomentará y preferirá los datos medidos a los datos modelados y la estimación de emisiones, al tiempo que equilibrará la viabilidad económica y técnica. El marco MMRV también será neutral desde el punto de vista tecnológico con respecto a los enfoques para la medición de emisiones. Estas acciones mejorarán la precisión y representatividad de los datos reportados, dijo el grupo de trabajo. La comparabilidad se respaldará aún más mediante el uso de herramientas transparentes y consistentes para estimar las emisiones de la cadena de suministro de GEI y la calidad de los datos desde la preproducción hasta la entrega final del gas natural.

Para proporcionar información comparable y confiable, el grupo de trabajo MMRV apoyará que terceros independientes verifiquen la exactitud y representatividad de los datos de emisiones y la intensidad agregada de las emisiones de GEI de la cadena de suministro. También respaldará la acreditación para garantizar que los certificadores sean independientes de la entidad informante y estén técnicamente calificados para realizar revisiones.

Las deliberaciones y recomendaciones del grupo de trabajo de MMRV están informadas por un grupo diverso de partes interesadas, de los sectores industriales, ambientales y técnicos globales y locales con experiencia y conocimiento técnico relacionado con MMRV y la industria del gas natural y el petróleo. Con aportes de estas partes interesadas, el grupo de trabajo MMRV trabajará en colaboración hasta 2024 para desarrollar guías, protocolos y herramientas para uso voluntario en los mercados de gas natural.

Las naciones que participan en el grupo de trabajo MMRV son Australia, Brasil, Canadá, Colombia, Francia, Alemania, Italia, Japón, Noruega, República de Corea, Reino Unido y Estados Unidos.

Entra en funcionamiento el tanque de almacenamiento de GNL más grande del mundo

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El tanque de almacenamiento de GNL más grande de China (Imagen por cortesía de Sinopec).

China Petroleum & Chemical Corporation ha puesto oficialmente en servicio el primer y más grande tanque de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) de China de 9,5 MMscf (270.000 m3) en su terminal de recepción de GNL de Qingdao. El tanque aportará 58,3 MMscf (165 millones de m3) de capacidad de almacenamiento para satisfacer la demanda de gas de 2,16 millones de hogares durante cinco meses durante la temporada de invierno.

El mega tanque de almacenamiento de GNL, diseñado, desarrollado y construido de forma independiente por Sinopec, tiene un diámetro de 330 pies (100,6 m) y una altura de 180 pies (55 m), un proyecto clave de la construcción de la Fase III de la terminal receptora de GNL de Sinopec Qingdao. El tanque presenta 17 tecnologías patentadas con propiedad intelectual independiente, la estructura principal se completó en sólo 18 meses y se encuentra en pleno servicio dentro de 27 meses. En el proceso de construcción, Sinopec ha localizado las aplicaciones de 20 equipos principales que redujeron significativamente los costos de adquisición y aumentaron el nivel de localización del tanque al 95%, el más alto de China.

El 2 de noviembre, la Terminal de Recepción de GNL de Tianjin de Sinopec completó la construcción de la Fase II con tres tanques de almacenamiento de 7,8 MMscf (220.000 m3) que entraron en pleno servicio, añadiendo más de 14 Bscf (400 millones de m3) de capacidad de almacenamiento de gas natural para llevar la capacidad total de almacenamiento de la terminal de Tianjin a 38 Bscf (1,08 mil millones de m3), la mayor de China. Las dos terminales de GNL de Sinopec en Qingdao y Tianjin, con siete y nueve tanques de almacenamiento, respectivamente, tienen un total de 59,3 Bscf (1,68 mil millones de m3) de capacidad de almacenamiento, lo que garantiza aún más el suministro de recursos en la temporada de invierno.

Sinopec continuó ampliando la capacidad de almacenamiento de gas natural siguiendo un plan estratégico que cubre todo el alcance de la producción, el suministro, el almacenamiento y las ventas. El grupo tiene ahora alrededor de 176,6 Bscf (5 mil millones de m3) de capacidad de almacenamiento de GNL. Sinopec ha construido 12 depósitos de almacenamiento de gas natural, incluidos el grupo Zhongyuan, Jintan, Wen 96 y Jianghan Yanxue, y está ampliando las terminales receptoras de GNL en Tianjin y Qingdao.

Mirando hacia el futuro, Sinopec pretende construir más depósitos de almacenamiento de gas natural y terminales receptoras de GNL en China para fortalecer aún más el almacenamiento de gas natural y las capacidades de ajuste del consumo máximo de gas y ampliar las capacidades de almacenamiento de GNL durante su plan a cinco años.

Dominion nombra vicepresidenta ejecutiva

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Dominion Energy ha promovido a Corynne Arnett a vicepresidenta ejecutiva de Regulación y Experiencia del Cliente. Arnett se incorporó a la empresa en 1997 y el puesto más reciente que viene ocupando es el de vicepresidenta sénior de Regulación y Experiencia del Cliente. El ascenso entrará en vigor el 1 de enero de 2024.

Arnett ha ocupado numerosos puestos de liderazgo y gestión financiera en contabilidad, impuestos y relaciones con inversores. Fue nombrada vicepresidenta de Gestión Financiera en 2014 y vicepresidenta de Gestión Financiera (Grupo de Generación de Energía) en 2016, donde se desempeñó como directora de finanzas de la unidad de negocios para la cartera de instalaciones de generación de energía eléctrica de Dominion Energy. En 2018, se convirtió en vicepresidenta de Servicio al Cliente de Dominion Energy Virginia. Fue ascendida a su puesto actual en diciembre de 2019.

Arnett tiene una licenciatura en contabilidad de Virginia Tech y una maestría en impuestos de Virginia Commonwealth University.

Baker Hughes inaugura una nueva sede en Houston

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Baker Hughes celebró la gran inauguración de su nueva sede en Houston. Situada en un área de la ciudad llamada el Energy Corridor, la nueva ubicación consta de cinco plantas y alberga a unos 1.300 empleados. La medida consolidó varias oficinas corporativas en Houston en un solo edificio. En esta sede también se encuentra el centro de capacitación para clientes de confiabilidad, diagnóstico y monitoreo del estado de los activos de la empresa en América del Norte, junto con su centro de servicios de diagnóstico y monitoreo remoto de tecnología de gas.

“La apertura de nuestra nueva sede en Houston es un momento importante en nuestra transformación estratégica mientras seguimos impulsando la energía”, dijo el presidente y director ejecutivo de Baker Hughes, Lorenzo Simonelli. “La colaboración será clave para solucionar la transición energética. Esperamos colaborar con nuestros colegas, socios, clientes y nuevos vecinos para resolver el Trilema Energético”.

El Energy Corridor es un centro de negocios que alberga algunas de las corporaciones más grandes del mundo, incluidas algunas de las grandes empresas de energía, así como empresas medianas y pequeñas de nueva creación, tecnología e ingeniería.

Haight Report Octubre 2023

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El liderazgo del gas naturalEl consumo de gas natural de Estados Unidos en septiembre promedió 2,27 × 109 m3/d (80,5 Bscf/d) un récord para septiembre y un 5% más que el récord anterior establecido en septiembre de 2022, según datos de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA). Septiembre marca el tercer mes consecutivo de consumo récord de gas natural en Estados Unidos, después de los récords de julio (2,44 × 109 m3/d [86,5 Bscf/d]) y agosto (2,24 × 109 m3/d [86,7 Bscf/d]).Un verano con calor récord provocó un aumento en el consumo de gas natural, suficiente para aumentar las previsiones para 2023. La EIA ahora predice que el consumo de gas natural en Estados Unidos promediará 2,54 × 109 m3/d (89,7 Bscf/d) para todo 2023, un 1% más que en 2022. El consumo anual de gas natural en Estados Unidos estableció su récord anterior en 2022, con un promedio de 2,50 × 109 m3/d (88,6 Bscf/d) para el año.Con el consumo de energía en aumento, también aumenta la demanda de gas natural. El consumo de gas natural en el sector de energía eléctrica de Estados Unidos promediará 1,13 × 109 m3/d (40,1 Bscf/d) en septiembre, un récord para el mes y un aumento del 7%, o 76,45 × 106 m3/d (2,7 Bscf/d) respecto del récord anterior establecido en septiembre de 2022. El consumo de gas natural para energía eléctrica también estableció récords mensuales de 1,33 × 109 m3/d (47,3 Bscf/d) tanto en julio como en agosto. La EIA predice que el consumo de gas natural en el sector de energía eléctrica promediará 999,5 × 106 m3/d (35,3 Bscf/d) para todo 2023, un aumento del 6%, o 59,4 × 106 m3/d (2,1 Bscf/d) del récord anterior establecido en 2022.Al observar los datos de uso de electricidad en verano en Estados Unidos, el gas natural proporcionó la mayor parte del combustible para el aumento de la generación de electricidad en verano. El consumo de gas natural en Estados Unidos para energía eléctrica ha establecido récords en los dos últimos veranos, ya que el calor ha aumentado la utilización de aire acondicionado en todo el país, particularmente en áreas de grandes poblaciones como Texas, Florida y el sur de California. Los aumentos en la demanda de aire acondicionado han llevado a aumentos en la generación general de electricidad. La porción de la generación eléctrica que proviene del gas natural también ha aumentado en los últimos dos veranos, lo que refleja una disminución en la generación de electricidad a carbón debido al retiro de las centrales eléctricas alimentadas con carbón.En lo que va del año, los precios del gas natural para el sector de energía eléctrica promediaron alrededor de US$2,65/MMBtu de junio a agosto, lo que convierte al gas natural en una fuente más competitiva de generación de electricidad en comparación con el carbón. Además, en 2022 y 2023 entraron en servicio varias nuevas centrales eléctricas alimentadas con gas natural, lo que aumentó la capacidad de generación eléctrica disponible a partir de gas natural.Hasta el 1 de septiembre, se han puesto en funcionamiento 10 plantas de energía alimentadas con gas natural en Estados Unidos con un total de 6,8 GW de capacidad de generación eléctrica, según el informe Monthly Electric Generator Inventory de la EIA. Para finales de 2023, la EIA espera que entren en funcionamiento otras seis plantas de energía alimentadas con gas natural con otros 1,8 GW de capacidad, lo que elevará el total de adiciones de capacidad en 2023 a 8,6 GW. Las adiciones incluyen tanto plantas de turbinas de gas de ciclo combinado como plantas de turbinas de gas de ciclo simple concentradas cerca de las regiones productoras de gas natural de la costa del golfo, los Apalaches y Florida. En 2022, entraron en funcionamiento un total de 11 centrales eléctricas alimentadas con gas natural, lo que sumó 5,5 GW de capacidad. Las adiciones totales de capacidad alimentada con gas natural aumentaron tanto en 2022 como en 2023 después de caídas consecutivas en los tres años anteriores.De cara al futuro, se espera que entre 2024 y 2025 entren en funcionamiento 20 nuevas centrales eléctricas alimentadas con gas natural, con una capacidad total de 7,7 GW. Buenas noticias para el mercado de compresión de gas.
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