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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.

PROGNOST Systems y Burckhardt Compression reciben certificado de seguridad cibernética

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PROGNOST Systems GmbH (Prognost) y su empresa matriz Burckhardt Compression (Burckhardt) han obtenido la certificación de ciberseguridad IEC62443-4-1.

La certificación IEC62443-4-1 cubre todo el espectro de desarrollo y ciclo de vida de productos para dispositivos conectados a Internet, abarcando procedimientos de gestión de incidentes y un proceso de entrega continua de actualizaciones para mantener la seguridad cibernética durante toda la vida útil de los productos.

Recibir esta certificación es un logro importante y un requisito fundamental para ofrecer productos y servicios críticos para la seguridad cibernética. El marco exige esfuerzos continuos para mantener este nivel de seguridad cibernética. Los procesos dentro de Prognost y Burckhardt deberán mantenerse en un estado constante de evolución y mejora.

Burckhardt reactiva compresores de una fábrica de acero

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Burckhardt Compression (Burckhardt) fue seleccionada por una acería europea para convertir una de sus plantas en una instalación sostenible que cumpla con las directivas medioambientales. El proyecto implicó reactivar cuatro compresores que no eran de Burckhardt. La gama de servicios de Burckhardt incluyó inspección y renovación, actualización de la instrumentación, realización de cálculos para aumentar la presión de descarga y suministro de los repuestos necesarios. Además de los compresores, Burckhardt también renovó equipos auxiliares como motores eléctricos y refrigeradores de aceite lubricante.

Proyecto de almacenamiento de energía de Columbia recibe financiación del DOE

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Alliant Energy ha sido seleccionada para recibir una subvención de hasta aproximadamente U$30 millones de la Oficina de Demostraciones de Energía Limpia del Departamento de Energía de Estados Unidos para un sistema de almacenamiento de energía de 200 megavatios hora propuesto.

El nuevo sistema de baterías de Alliant Energy, conocido como Proyecto de Almacenamiento de Energía de Columbia, será el primero de su tipo en Estados Unidos. El proyecto ofrecerá 10 horas de capacidad de almacenamiento de energía comprimiendo gas dióxido de carbono (CO2) hasta convertirlo en líquido. La tecnología patentada de la empresa se basa en una transformación termodinámica cerrada. Cuando se necesita esa energía, el sistema convierte el CO2 líquido nuevamente en gas que impulsa una turbina para generar electricidad. Según Alliant Energy, el sistema de batería de circuito cerrado de cero emisiones puede alimentar aproximadamente 20.000 hogares.

La empresa ha desarrollado “ladrillos” de equipos estandarizados que se pueden combinar para construir una batería de CO2 para diferentes necesidades y aplicaciones de los clientes. La potencia de carga (compresión), la potencia de descarga (expansión) y la capacidad de almacenamiento se pueden configurar de forma independiente dentro de una gama de soluciones estandarizadas para optimizar el plan de negocios de cualquier proyecto específico, dijo la empresa.

El Proyecto de Almacenamiento de Energía de Columbia se construirá en Pacific, Wisconsin, cerca del actual Columbia Energy Center. Alliant Energy espera presentar los planes del proyecto a la Comisión de Servicios Públicos de Wisconsin en la primera mitad de 2024. A la espera de la aprobación, la construcción del proyecto podría comenzar en 2025 y finalizarse en 2026.

El desarrollo del Proyecto de Almacenamiento de Energía de Columbia está a cargo de Alliant Energy en asociación con WEC Energy Group, Madison Gas and Electric, Shell Global Solutions US, Electric Power Research Institute, UW-Madison y Madison College.

Opal Fuels y South Jersey Industries se asocian para la instalación de biometano Atlantic

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South Jersey Industries (SJI), una empresa tenedora de infraestructura energética, y OPAL Fuels Inc., un productor y distribuidor verticalmente integrado de biometano, también conocido como gas natural renovable (RNG, por sus siglas en inglés) y energía renovable, anunciaron que han entrado en una empresa conjunta 50/50 para desarrollar, construir, poseer y operar instalaciones de RNG. La primera instalación (la instalación Atlantic RNG) estará en el vertedero de desechos sólidos de la Autoridad de Servicios Públicos del Condado de Atlantic (ACUA) en Egg Harbor Township, Nueva Jersey, Estados Unidos.

“Este proyecto es consistente con nuestro plan integral de energía limpia, Leading the Way”, dijo Mike Renna, presidente y director ejecutivo de South Jersey Industries. “Su implementación subraya nuestro progreso actual y nuestra visión renovada para lograr operaciones neutrales en carbono de Alcance 1 y 2 para 2040. Este y futuros proyectos con OPAL Fuels nos permitirán acelerar el alcance de estos objetivos”.

“El desarrollo de la instalación de RNG Atlantic con SJI marca solo el comienzo de nuestra relación, ya que juntos llevaremos más producción y distribución de RNG a Nueva Jersey”, dijo Jonathan Maurer, codirector ejecutivo de OPAL Fuels. “Esta empresa conjunta promueve la estrategia de crecimiento de OPAL Fuels mientras esperamos aprovechar nuestra experiencia operativa para trabajar con los vertederos para maximizar el valor de sus recursos y cumplir sus objetivos ESG más rápidamente al desplazar el combustible diésel por RNG en las flotas de camiones pesados”.

La instalación Atlantic RNG capturará biogás natural, compuesto en gran parte por metano del vertedero, que se mejorará para cumplir con los estándares de calidad requeridos para su distribución y venta. Se prevé que la instalación Atlantic RNG tendrá una capacidad nominal de 2500 scf/m de gas de vertedero y se espera que produzca más de 603.000 MMBtu o casi 4,8 millones de galones de gasolina equivalentes (GGE) por año de RNG.

La nueva instalación Atlantic RNG reemplazará una planta de energía previamente desmantelada y el RNG se inyectará en la red de South Jersey Gas, una subsidiaria de SJI, lo que convierte a este proyecto en el primero de su tipo en el sistema de distribución de gas natural de la empresa de gas.

Haight Report Septiembre 2023

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Están aumentando los gastos de capital en exploración y producción
Los resultados financieros de 40 empresas estadounidenses de exploración y producción (E&P) de petróleo y gas que cotizan en bolsa muestran que los gastos de capital (CAPEX) en el primer trimestre de 2023 aumentaron en comparación con los gastos del cuarto trimestre de 2022, a pesar de que el efectivo de las operaciones disminuyó. Un informe de la Administración de Información de Energía (EIA) de Estados Unidos detalla que en el primer trimestre de 2023, los precios más bajos del petróleo crudo redujeron el efectivo de las operaciones de las empresas de exploración y producción que cotizan públicamente. El efectivo del primer trimestre de 2023 disminuyó un 18% (US$5,8 mil millones) a US$26,2 mil millones en comparación con el cuarto trimestre de 2022. El informe de la EIA también muestra que el CAPEX en el primer trimestre de 2023 fue un 12% (US$1,8 mil millones) mayor en comparación con el trimestre anterior, totalizando US$16,7 mil millones.

En el primer trimestre de 2023, estas empresas de exploración y producción asignaron efectivo a CAPEX y rentabilidad para los accionistas. El CAPEX como proporción del efectivo de las operaciones aumentó al 64%, el porcentaje más alto desde el comienzo de la pandemia, según la EIA. Esta proporción se mantiene por debajo del promedio trimestral del 104% en el período anterior a la pandemia (2018 a 2019). Históricamente, la relación entre CAPEX y efectivo de las operaciones ha sido superior al 100%, lo que refleja la naturaleza intensiva en capital de la exploración y producción, así como la necesidad de fuentes externas de capital para financiar proyectos de perforación. Los retornos para los accionistas, en forma de recompras de acciones y dividendos, representaron el resto de los usos de efectivo en el trimestre.

Un informe del Foro Internacional de Energía y S&P Global Commodity Insights (IEF S&P) muestra que el CAPEX upstream de petróleo y gas aumentó un 39% en 2022 a US$499 mil millones, el nivel más alto desde 2014 y la mayor ganancia interanual de la historia. Los mayores costos impulsaron principalmente el aumento de la inversión, pero la actividad también ha comenzado a recuperarse. Por ejemplo, el número de plataformas globales ha aumentado un 22% respecto al año anterior, pero sigue estando un 10% por debajo de los niveles de 2019.

Según el informe del IEF S&P, la inversión anual en upstream deberá aumentar a US$640 mil millones en 2030 para garantizar un suministro adecuado de petróleo y gas. El informe también afirma que se necesitarán US$4,9 billones acumulados entre 2023 y 2030 para satisfacer las necesidades del mercado y evitar un déficit de oferta.

Las empresas de exploración y producción disfrutan actualmente de ganancias récord, lo que significa que pueden permitirse el lujo de invertir a partir del flujo de caja operativo. “Este es un cambio con respecto a los últimos años, cuando la principal limitación a la inversión era la disponibilidad de capital debido al débil flujo de caja, la dependencia del capital externo y el menguante apetito de los inversores”, según el informe de IEF & S&P. “Mientras que el desafío durante la mayor parte de 2015 a 2021 fue principalmente priorizar el capital limitado en un entorno de bajos precios de las materias primas, el desafío para la inversión en 2022 y más allá consiste en cómo asignar el exceso de capital en un entorno de precios más altos de las materias primas”.

MIRANDO HACIA EL FUTURO
Varias grandes empresas de petróleo y gas han anunciado aumentos en CAPEX para 2023 y años posteriores. Por ejemplo, Chevron ha planificado un presupuesto de gastos exploratorios y de capital upstream de aproximadamente US$11,5 mil millones para 2023. El CAPEX upstream incluye más de US$4 mil millones de dólares para actividades de desarrollo en la cuenca Pérmica y aproximadamente US$2 mil millones para otros activos. Más del 20% del CAPEX upstream se dedica a proyectos del golfo de México.

Durante los próximos tres años, Oil and Natural Gas Corp. (ONGC) prevé aumentar su actividad de exploración con un CAPEX de aproximadamente US$ 3,8 mil millones. En términos de gastos de exploración, esto representa el 150% de los US$2,5 mil millones gastados durante los tres años anteriores (2019 a 2022).

El CAPEX de ConocoPhillips ha aumentado en los últimos tres años. La gerencia gastó US$5,3 mil millones en 2021 y $7,2 mil millones en 2022. La empresa anunció que el CAPEX será de US$10,7 mil millones a US$11,3 mil millones en 2023.

Se pronostica un aumento de CAPEX en todo el flujo de valor en el futuro previsible: una gran noticia para el mercado de compresión de gas.

 

Electrolizadores Siemens para proyecto de hidrógeno en Francia

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(Imagen por cortesía de Air Liquide)

Siemens Energy suministrará 12 electrolizadores con una capacidad total de 200 MW a Air Liquide para su proyecto Normand’Hy. A partir de 2026, la planta de Air Liquide en la zona industrial de Port-Jérôme, Normandía, Francia, producirá anualmente 28.000 toneladas de hidrógeno renovable para la industria y el sector de la movilidad.

“La descarbonización sostenible de la industria es impensable sin hidrógeno verde. Por eso proyectos como este son tan importantes. Pero sólo pueden ser un punto de partida para una transformación sostenible del panorama industrial. Otros proyectos a gran escala deben seguirle rápidamente”, afirmó Anne-Laure de Chammard, miembro del Consejo Ejecutivo de Siemens Energy: “Para que el desarrollo de una economía europea del hidrógeno tenga éxito, necesitamos un apoyo fiable de los responsables políticos y procedimientos simplificados para financiar y aprobar este tipo de proyectos”.

Los electrolizadores suministrados por Siemens Energy están basados en la tecnología de membranas de intercambio de protones (electrólisis PEM). El proyecto Normand’Hy será uno de los primeros que se abastecerá desde las nuevas instalaciones de producción de electrolizadores de Siemens Energy en Berlín en el marco de la empresa conjunta entre Air Liquide y Siemens Energy. La producción industrial en serie de chimeneas, el corazón de los electrolizadores PEM, comenzará en noviembre de 2023. El electrolizador Air Liquide Normand’Hy suministrará hidrógeno renovable y con bajas emisiones de carbono equivalente a una capacidad de electrólisis de 100 MW a partir de 2026. Los 100 MW restantes estarán dedicados a los clientes de la cuenca industrial de Normandía y a los proyectos de hidrógeno en todo el mundo.

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