Monitor de noticias de energía

El primer proyecto piloto de gasificación subterránea de carbón (UCG) en India fue llevado a cabo en el bloque de la mina Vastan, Surat, Gujarat por ONGC (Oil & Natural Gas Corporation Limited) en colaboración con Gujarat Industries Power Company Ltd (GIPCL) en 2010. ONGC tomó el sitio del bloque de la mina Vastan perteneciente a GIPCL en Nani naroli, distrito de Surat, Gujarat como un proyecto piloto de I + D para establecer la tecnología UCG en colaboración con el Centro Nacional de Investigación Minera-Instituto Skochinsky de Minería (NMRC-SIM), Rusia. El Acuerdo de Colaboración (AOC) para cooperar en los servicios, operaciones, desarrollo e investigación relacionados con UCG en India con ONGC se extendió hasta marzo de 2020. ONGC y Neyveli Lignite Corporation Limited (NLC) identificaron conjuntamente varios sitios. para estudiar su adecuación a UCG. Estos son Tadkeshwar en Gujarat y Hodu-Sindhari & East Kurla en Rajasthan. Un sitio más fue identificado conjuntamente por ONGC y GMDC (Gujarat Mineral Development Corporation Limited) en Surkha en el distrito de Bhavnagar, Gujarat. Los datos de todos los campos han sido analizados para evaluar la idoneidad de estos sitios para UCG. Todos los sitios se han encontrado adecuados para la exploración de UCG. El progreso de los proyectos de UCG ha sido lento, pero ¿podría convertirse en una opción para descarbonizar el carbón en India?

La gasificación subterránea de carbón (UCG) es la combustión in situ parcial de la veta de carbón para producir gas utilizable a través de las mismas reacciones químicas que ocurren en los gasificadores de superficie. Esto se logra mediante la inyección de vapor y aire (u oxígeno) en la veta de carbón que luego se enciende para iniciar la gasificación. Por lo general, se requieren temperaturas superiores a 1000°C para que se lleve a cabo la gasificación. Los productos y subproductos de la gasificación varían según la naturaleza del carbón, la temperatura, la presión y también si se utiliza aire u oxígeno. Los gases de producto (gas sintético o gas de síntesis) consisten principalmente en monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2), hidrógeno (H2), metano (CH4) y, en menor medida, sulfuro de hidrógeno (H2S) y algunos productos de pirólisis de mayor peso molecular. . Independientemente del uso, el gas de síntesis debe limpiarse utilizando tecnologías disponibles comercialmente para eliminar impurezas como partículas, compuestos de alquitrán y azufre como H2S y sulfuro de carbonilo (COS) para que sea utilizable.

Electricidad

El gas de síntesis caliente de UCG se puede utilizar para producir vapor para impulsar una turbina de vapor que genera electricidad o se puede quemar para producir vapor para impulsar una turbina eléctrica. El gas de síntesis también se puede alimentar directamente a una celda de combustible que puede tolerar el CO para generar electricidad de bajo voltaje que se puede aumentar y alimentar a la red.

materia prima química

El gas de síntesis se puede utilizar como materia prima química (después de que su proporción de H2 a CO se equilibre adecuadamente) para producir metanol, hidrógeno, amoníaco y otros productos químicos mediante el proceso Fischer-Tropsch. El Instituto Central de Investigación de Minería y Combustibles (CIMFR), India, ha identificado el metanol y el gas licuado de petróleo (GLP) como productos potenciales del gas producido a partir de las operaciones de UCG. CIMFR produce 5 litros de gas de síntesis por día a partir de su proyecto piloto UCG y convierte 1,5 toneladas de carbón en metanol en su rectificador de metanol.

Producción de Hidrógeno

Un caso más sólido para UCG radica en el hecho de que el carbón es la fuente obvia de hidrógeno, que es potencialmente un importante portador de energía de carbono cercano a cero del futuro. UCG como generador de hidrógeno acoplado con una celda de combustible de óxido sólido (SOFC) para generar energía eléctrica directamente ha sido estudiado por expertos indios. La integración con SOFC brinda dos ventajas específicas: (1) El escape del ánodo de SOFC que tiene una temperatura de operación alta se puede usar para producir el vapor requerido para la operación de UCG, así como para reformar el gas de síntesis para SOFC (2) Lata de SOFC también sirven como un absorbente selectivo de oxígeno del aire para un sistema eficiente de generación de energía eléctrica neutral en carbono a partir de carbón subterráneo. El análisis termodinámico del sistema integrado muestra una mejora considerable en la eficiencia térmica neta con respecto a una planta de ciclo combinado convencional.

Solo una pequeña fracción del carbón indio se extrae bajo tierra y la mayor parte del resto se extrae mediante minería a cielo abierto. Grandes reservas de carbón están disponibles a profundidades superiores a los 300 metros que son menos adecuadas para las tecnologías mineras convencionales. Esto restringe los recursos de carbón disponibles a pesar de las grandes reservas en papel. El carbón indio se consideraba 'no explotable' porque estaba bajo tierras forestales vírgenes, demasiado profundo, de baja ley o en vetas estrechas que se pueden gasificar, lo que aumenta enormemente la disponibilidad de recursos de carbón. India también tiene grandes depósitos de lignito que es difícil de explotar económicamente debido a su bajo contenido energético. Según estimaciones realizadas en 2006, alrededor del 66 por ciento del carbón indio de bajo grado a una profundidad intermedia podría gasificarse bajo tierra para producir gas natural sintético, metanol, gasolina, diesel, hidrógeno y también utilizarse como materia prima para la producción de fertilizantes.

El alto contenido de cenizas en el carbón indio presenta un desafío operativo en la utilización del carbón extraído en el país en equipos de superficie como gasificadores y calderas. UCG tiene un potencial único en la recuperación del poder calorífico del carbón con alto contenido de cenizas. No se transportaría carbón en la superficie, lo que también reduciría el costo y la huella de contaminación local asociada con el transporte de carbón por ferrocarril (o camiones); también reduciría la contaminación asociada con el almacenamiento de carbón. A medida que se elimina la minería de carbón convencional con UCG, se reducen los costos operativos y los daños a la superficie y aumenta la seguridad de la mina a medida que se eliminan accidentes como el colapso de la mina y la asfixia. No se necesitan sistemas de gasificación de superficie para UCG y, por lo tanto, los costos de capital serían más bajos. Más importante aún, la UCG con la separación y reinyección de CO2 subterráneo puede desvincular la creciente demanda de electricidad del aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). El creciente interés en el hidrógeno como vector de energía sin carbono también justifica una revisión de la opción UCG.

La captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) se han convertido en un componente tecnológico clave para reducir los gases de efecto invernadero (GEI), principalmente CO2 a través del secuestro geológico, como se observa en el informe del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC). El almacenamiento de carbono geológico (GCS) es similar al CCUS. El almacenamiento de CO2 en el espacio vacío creado por el proceso UCG en la zona del reactor tiene varias ventajas: (1) UCG crea una cavidad bastante grande (del orden de 5 a 8 metros (m) de diámetro) entre los pozos. Una sola quema con pozos separados 300 m crearía un vacío de 6000-15000 metros cúbicos que puede almacenar alrededor de 8000 toneladas de CO2 (2) Los pozos de producción e inyección están disponibles para la entrega de CO2 y el taponamiento y abandono adecuados. Esto reducirá sustancialmente el costo de CCUS ya que los pozos representan del 40 al 60 por ciento de los costos de CCUS (3) La respuesta física del carbón al CO2 puede mejorar el secuestro. Cuando se usa oxígeno para la gasificación, los reactores de cambio de agua-gas (que hacen reaccionar CO con vapor para producir CO2 y H2) convierten casi todo el CO en CO2, del cual el CO2 puede eliminarse fácilmente mediante una serie de tecnologías disponibles. El CO2 se puede almacenar en acuíferos salinos profundos, yacimientos de gas agotados, yacimientos petrolíferos activos y vetas de carbón agotadas e inexplotables, todas las cuales se encuentran con frecuencia cerca de las vetas de carbón elegidas para UCG, lo que hace que el paquete UCG-CCUS sea una opción atractiva para la gestión del carbono. Como el carbón se hincha y se plastifica en presencia de CO2, las fracturas y la porosidad pueden cerrarse rápidamente, lo que inmovilizará y atenuará las posibles fugas de CO2.

El vacío creado por UCG puede causar una deformación significativa tanto en el carbón restante como en las rocas circundantes. El calentamiento, el enfriamiento, el flujo de agua y el colapso potencial del techo y la pared pueden comprometer seriamente la integridad de la cavidad. Estos son difíciles de predecir. En general, los lados de la cavidad se mueven hacia adentro, el piso hacia arriba y el techo hacia abajo (hundimiento). La magnitud y forma del hundimiento es una función de muchos factores que incluyen la profundidad de la veta (espesor y sobrecarga), la rigidez efectiva de la roca y el límite elástico. Las predicciones pueden ser inexactas porque muchas rocas exhiben un comportamiento de tensión-deformación no lineal.

Las operaciones de UCG no se pueden controlar en la misma medida que los gasificadores de superficie, lo que presenta el riesgo debido a la alta temperatura y presión en la cavidad. Parte del carbón en UCG puede tener características geológicas o hidrológicas que aumentan los riesgos ambientales a niveles inaceptables. La zona de reacción más grande del UCG a gran escala puede crear una extensa zona de depresión de aguas subterráneas creando un flujo hacia la zona de combustión en lugar de alejarse de ella. Debido a que UCG es un proceso de alta temperatura y alta presión, la producción y el transporte de compuestos orgánicos tóxicos desde la cavidad de combustión serán una consecuencia sin importar qué tipo de carbón se gasifique. Las ubicaciones de UCG más profundas tienen que usar una presión y una temperatura más altas para mantener la zona de quemado, lo que aumenta el riesgo de flujo hacia el agua subterránea regional. El uso del sitio UCG para CCUS puede aumentar la movilidad de muchos contaminantes porque los compuestos orgánicos suelen ser altamente solubles en CO2 y los metales se movilizan en condiciones acuosas ácidas. Manteniendo la dirección del flujo de agua subterránea hacia adentro en lugar de hacia afuera de la cavidad, la movilidad de los contaminantes solubles podría reducirse en gran medida.

La economía de las centrales eléctricas basadas en UCG no está fácilmente disponible ya que no hay centrales eléctricas UCG que operen en el mundo occidental y las estimaciones de costos son difíciles de obtener para las plantas que operan en China y Rusia. En general, una central eléctrica basada en UCG es muy similar a una central eléctrica de Ciclo Combinado de Gasificación Integrada (IGCC) menos el gasificador de superficie. La planta de UCG también necesita un equipo de limpieza de gas mucho más pequeño porque el contenido de alquitrán y cenizas en el gas de síntesis basado en UCG es sustancialmente más bajo que el que se obtiene de un gasificador de superficie. Estos factores dan a las plantas de energía basadas en UCG una ventaja económica significativa sobre las plantas IGCC y las plantas de carbón pulverizado supercrítico (SCPC). Las estimaciones ponen el costo de una planta de energía UCG en aproximadamente la mitad del costo de las plantas SCPC e IGCC y el costo de la electricidad generada usando una planta UCG en aproximadamente una cuarta parte del costo de una planta IGCC o SCPC.

La economía de la UCG tiene grandes incertidumbres que probablemente persistirán. UCG es un proceso de estado intrínsecamente 'inestable' y tanto el caudal como el poder calorífico del gas producto variarán con el tiempo. Cualquier planta en funcionamiento debe tener en cuenta este factor. Muchas variables importantes del proceso, como la tasa de entrada de agua, la distribución de reactivos en la zona de gasificación y la tasa de crecimiento de la cavidad, solo pueden estimarse a partir de mediciones de temperatura y calidad y cantidad del gas producto. Los cambios en la cantidad y calidad del gas producido tendrán un impacto significativo en la economía del proyecto. Por otro lado, el gasto de capital de los proyectos UCG puede ser sustancialmente menor que el de los gasificadores de superficie equivalentes porque no se requiere la compra de un gasificador. Los gastos operativos relacionados con la minería del carbón, el transporte del carbón y la gestión de cenizas también se reducen sustancialmente en UCG. Incluso para proyectos que cuentan con importantes instalaciones de seguridad y control ambiental, las plantas de UCG han mantenido sus ventajas económicas.

En general, UCG tiene ventajas estratégicas, como el uso de un recurso nacional que contribuirá a la seguridad energética, la competitividad de costos sobre tecnologías limpias alternativas y la baja demanda de recursos de tierra escasos en la India. Sin embargo, también conlleva enormes riesgos ambientales y geológicos. Para tomar la decisión correcta para India, se requerirá un análisis cuidadoso de los costos y beneficios de UCG a través de proyectos piloto detallados.

Según el principal importador de gas del país, el gas natural licuado (GNL) de la India, las importaciones se recuperarán a medida que los precios mundiales disminuyan. Los precios al contado del GNL en Asia han caído debido al clima templado en Europa y los amplios inventarios, desde un promedio de US $ 30- $ 35 por millón de unidades térmicas británicas métricas (mmBtu) en el trimestre de diciembre a alrededor de US $ 17/mmBtus. India quiere aumentar la participación del gas en su combinación energética al 15 por ciento para 2030 desde el 6,2 por ciento actual. Sin embargo, un aumento en los precios mundiales del gas el año pasado, provocado por el conflicto entre Rusia y Ucrania, redujo la demanda de combustible más limpio de los clientes indios sensibles a los precios. Las importaciones de gas de la India en octubre y noviembre disminuyeron alrededor de una quinta parte a alrededor de 1,8 millones de toneladas (TM) desde el pico de este año fiscal de 2,2 TM en mayo, según datos del gobierno. Debido a la baja demanda local, Petronet operó su terminal Dahej LNG de 17,5 MT al año en la costa oeste al 68 por ciento de su capacidad en el trimestre de diciembre. El uso de la capacidad ha mejorado al 81 por ciento y se espera que aumente aún más a medida que los precios mundiales disminuyan. Petronet suministra gas, en su mayoría obtenido mediante acuerdos a largo plazo con Qatar y Australia, a empresas energéticas indias para su venta a los usuarios finales. Estas empresas también han reservado capacidad en Dahej para importar gas directamente. En el trimestre anterior, Petronet impuso una sanción de INR 8500 millones (bn) (US$104,80 millones (mn)) a las empresas indias por no tomar los volúmenes comprometidos de gas de sus instalaciones de importación de Dahej.

Adani Total Private Ltd espera recibir 2,2 MT de GNL en su terminal de Dhamra, en la costa este de la India, durante el año que finaliza en marzo de 2024. Adani Total tiene un contrato de 20 años para prestar servicios de regasificación a la estatal Indian Oil Corp por 3 MT de GNL por año en la terminal de Dhamra. GAIL (India) Ltd tiene un trato similar de 1,5 MT por año. Adani Total, en la que la gran empresa francesa de petróleo y gas TotalEnergies tiene una participación del 50 por ciento, dijo que todavía estaba en conversaciones sobre cuánto gas suministraría a Indian Oil y GAIL, y agregó que aún no se había tomado una decisión final. Las importaciones de GNL de la India cayeron por segundo año consecutivo en 2022, principalmente debido a una menor importación por parte de las empresas de servicios públicos a medida que el país aumentó la producción de energía a base de carbón a expensas del gas natural.

Petronet LNG, el principal importador de gas de India, buscará hasta 1 millón de toneladas por año (mtpa) en suministros adicionales de GNL cuando renueve su acuerdo a largo plazo con Qatar. Petronet, que actualmente compra GNL de Qatar a US$16 por mmBtu, tiene hasta fines de este año para renovar su acuerdo. Las importaciones de GNL de la India cayeron por segundo año consecutivo en 2022, principalmente debido a una menor importación por parte de las empresas de servicios públicos a medida que el país aumentó la producción de energía a base de carbón a expensas del gas natural. La nación hambrienta de energía espera una penetración más profunda de la distribución de gas de la ciudad para impulsar la demanda de GNL en los próximos años. Petronet, que actualmente está comprando 1,42 mtpa de GNL del proyecto Gorgon de Exxon Mobil Corp en Australia, recibirá 0,6 mtpa adicionales en virtud del acuerdo de 2025-26.

Indian Oil Corporation (IOC) ha solicitado a las empresas de distribución de GNC en Gujarat que interrumpan el suministro de GNC (gas natural comprimido) a 35 surtidores de gasolina cuya venta mensual de gasolina y diésel sea inferior a 100.000 litros. IOC ha solicitado a los distribuidores una garantía bancaria para la venta de GNC. En vista del desarrollo, la Federación de Asociaciones de Distribuidores de Petróleo de Gujarat (FGPDA) amenazó con dejar de vender GNC en 600 surtidores en todo Gujarat a partir de mediados de febrero. Las bombas de gasolina venden GNC en el estado en virtud de acuerdos entre empresas de comercialización de petróleo como IOC, HPCL y BPCL y empresas de distribución de gas como Sabarmati Gas, Gujarat Gas y Adani Gas. Según la FGPDA, el COI envió una carta a estas empresas distribuidoras de gas pidiéndoles que descontinuaran el suministro de GNC a 35 surtidores, sin informar a los distribuidores. La mayoría de estas 35 bombas se encuentran en áreas remotas y rurales donde el suministro de GNC es esencial. Según FGPDA, la venta de gasolina-diésel no tiene nada que ver con la venta de GNC y estas bombas han estado vendiendo GNC durante los últimos 8 a 10 años. Según los concesionarios, le pagan a la empresa distribuidora de GNC al día siguiente y no hubo ningún tema pendiente.

Dado que el gobierno pone un mayor énfasis en la producción de gas de campos desafiantes, los expertos predicen que la distribución de gas en las ciudades puede mejorar con un costo relativamente menor. La expansión de las redes de CGD en 407 distritos tiene el potencial de hacer que el gas sea accesible para más del 70 por ciento de la población. Estas redes de distribución permitirán el suministro de combustible para cocinar más limpio a hogares, empresas y otras instalaciones industriales y comerciales, así como combustible para el transporte. Según un informe, el gobierno priorizará el gas de campos desafiantes para los hogares de GNC y gas natural canalizado (PNG), si los precios de licitación son comparables. Este enfoque también tiene el beneficio adicional de reducir los márgenes comerciales de la reventa de gas en campos difíciles. Dar prioridad a los CGD les permitiría reemplazar el costoso gas spot con gas doméstico más económico.

Se completó casi el 80 por ciento del trabajo en el primer gasoducto de gas natural del país que corre a lo largo de una autopista rápida, que conecta Mumbai con Nagpur. La empresa del sector público GAIL (India) Ltd está construyendo el oleoducto a lo largo de Samruddhi Mahamarg. El oleoducto actual finalmente conectaría Mumbai con Jharsuguda en Odisha, con Nagpur en el medio. GAIL obtuvo recientemente el visto bueno para instalar también el oleoducto desde Nagpur hasta el tramo de Jharsuguda. Se supo a través de fuentes que el proyecto comenzó en agosto de 2021, y de los más de 680 km que se cubrirán desde Mumbai, la tubería ya se ha tendido a lo largo de 530 km. Haryana City Gas, que se ha adjudicado el contrato de suministro en Nagpur, está en conversaciones con GAIL para asegurar el suministro de gas. Se supo que también inició el proceso para obtener las aprobaciones para el tendido de su red en la ciudad.

Reliance Industries Ltd RIL y su socio BP plc suspendieron una subasta planificada para la venta de gas natural de su bloque KG-D6 en alta mar en el este después de que el gobierno modificara las reglas de comercialización para limitar los márgenes. En un aviso, RIL y su socio BP Exploration (Alpha) Ltd (BPEAL) dijeron que la subasta se suspendió indefinidamente. La licitación electrónica para la venta de 6 millones de metros cúbicos estándar por día (mscmd) de gas se planeó originalmente para el 18 de enero, pero luego se retrasó primero al 19 de enero y luego al 24 de enero. El 13 de enero, el Ministerio de Petróleo y Gas Natural publicó nuevas reglas para la venta y reventa de gas producido a partir de descubrimientos en aguas profundas, aguas ultraprofundas y áreas de alta presión y alta temperatura con libertad de comercialización y fijación de precios. Si bien se permitió a los consumidores finales revender el gas no consumido, los comerciantes que participaron en la subasta pudieron revenderlo sujeto a un margen comercial máximo de 200 INR por mil metros cúbicos. En la subasta que lanzó RIL-BP el 29 de diciembre de 2022, el gas estaba destinado a la venta a consumidores finales que no tenían permitido revender el gas no consumido. RIL ha realizado hasta ahora 19 descubrimientos de gas en el bloque KG-D6. De estos, D-1 y D-3 —los más grandes del lote— entraron en producción en abril de 2009, y MA, el único campo petrolero del bloque, entró en producción en septiembre de 2008. Mientras que el campo MA dejó de producir en Septiembre de 2018, la producción de D-1 y D-3 cesó en febrero de 2020. Desde entonces, RIL-BP está invirtiendo USD 5000 millones para poner en producción tres proyectos de gas en aguas profundas en el bloque KG-D6: R-Cluster, Satellites Cluster y MJ, que en conjunto se espera que satisfagan alrededor del 15 por ciento de la demanda de gas de la India para 2023.

La empresa energética italiana Eni y la Corporación Nacional del Petróleo de Libia (NOC) firmaron un acuerdo de producción de gas por valor de 8.000 millones de dólares con el objetivo de impulsar el suministro de energía a Europa a pesar de la inseguridad y el caos político en el país del norte de África. El acuerdo, firmado durante una visita a Trípoli del Primer Ministro (PM) de Italia, Giorgia Meloni, tiene como objetivo aumentar la producción de gas para el mercado interno libio, así como las exportaciones, mediante el desarrollo de dos campos de gas en alta mar. La Salida comenzará en 2026 y alcanzará una meseta de 750 millones de pies cúbicos por día.

El tope del precio del gas de la Unión Europea (UE), que se lanzará el próximo mes, podría afectar la estabilidad financiera y potencialmente frenar la liquidez en los mercados de gas cotizados en bolsa de Europa, dijeron los reguladores del mercado financiero y energético del bloque. Los países de la UE acordaron en diciembre un tope en el precio del gas que, a partir del 15 de febrero, entrará en vigor si los precios del centro de referencia del gas del Title Transfer Facility (TTF) aumentan, una política debatida durante mucho tiempo diseñada para evitar los precios récord que Europa enfrentó el año pasado. después de que Rusia recortó las entregas de gas. La Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA) dijo que si los precios del gas se acercan al nivel que activaría el tope, es probable que los participantes del mercado cambien su comportamiento para evitar activarlo o prepararse para ello.

Portugal y España solicitarán formalmente a la Comisión Europea que extienda el tope ibérico temporal sobre los precios del gas natural y el carbón utilizados por las centrales eléctricas, dijo el ministro portugués de Medio Ambiente, Duarte Cordeiro. La ministra de Energía de España, Teresa Ribera, dijo que España buscaría extender el mecanismo hasta al menos finales de 2024. Portugal solo aplica el mecanismo a los precios del gas, ya que ya no tiene centrales eléctricas de carbón.

La Comisión Europea tiene como objetivo que los países de la UE comiencen a comprar gas de forma conjunta "mucho antes del verano", dijo el vicepresidente de la Comisión Europea, Maros Sefcovic, en un intento por ayudar a los países a recargar el almacenamiento y evitar una escasez de suministro el próximo invierno. Luego de una primera reunión de representantes de los países de la UE para coordinar las compras planificadas, Sefcovic dijo que instó a los estados miembros a comprometerse rápidamente con los actores del mercado en sus países para estimar los volúmenes de gas que comprarán conjuntamente. Sefcovic pidió a la industria que confirme si está interesada en unirse al plan de la UE para comprar gas de forma conjunta, que la Comisión espera que ayude a Europa a rellenar las cavernas de almacenamiento agotadas y negociar precios más bajos utilizando el poder adquisitivo colectivo de los países. La Comisión tiene como objetivo publicar la cantidad de gas que los países europeos planean comprar conjuntamente a principios de la primavera, para atraer ofertas de los proveedores. Los países de la UE deben asegurarse de que sus empresas locales participen en la agregación de la demanda de gas con volúmenes equivalentes al 15 por ciento del gas necesario para llenar las instalaciones de almacenamiento de ese país al 90 por ciento de su capacidad. En toda la UE, el requisito del 15 por ciento asciende a alrededor de 13.500 millones de metros cúbicos (bcm) de gas, una pequeña parte de las importaciones totales de gas del bloque, que se situaron en 338 bcm en 2021, según datos de Eurostat.

Alemania puede esperar razonablemente llenar sus instalaciones de almacenamiento de gas a precios favorables para el próximo invierno, dijo el ministro de Economía, Robert Habeck, pero advirtió que la crisis energética en la economía más grande de Europa aún no ha terminado. Habeck dijo que el país tiene la infraestructura para importar 14 mil millones de metros cúbicos (bcm) por año después de construir tres terminales flotantes de gas licuado desde el año pasado. Pero todavía se necesitaban 30 bcm para compensar los 55 bcm que se bombeaban desde Rusia cada año a través del oleoducto Nord Stream 1, dijo.

Se espera que Snam, el operador de red de gas más grande de Europa, aumente las inversiones para impulsar sus negocios de transporte, almacenamiento y GNL en los próximos cuatro años, en un movimiento para reforzar la seguridad energética de Italia. El grupo controlado por el estado desempeñó un papel clave en llenar las reservas de gas italianas el año pasado cuando el país se preparaba para el invierno con la disminución de los suministros rusos. Los analistas esperan que la compañía aumente las inversiones a alrededor de 11.000 millones de euros en el período 2022-2026, desde los 8.100 millones del plan anterior, centrándose en el negocio principal y reduciendo el énfasis en el hidrógeno verde. Según el plan, se espera que Snam complete las inversiones en dos terminales para GNL y amplíe el almacenamiento de gas del país. Antes de 2022, cuando Rusia proporcionaba casi el 40 por ciento del consumo de gas de Italia, las importaciones de combustible solían ingresar al norte de Italia y viajar al sur.

Se espera que el CEO del gigante energético francés TotalEnergies, Patrick Pouyanne, visite Mozambique, donde un proyecto de gas multimillonario ha estado en suspenso desde un ataque yihadista de 2021. Mozambique ha puesto grandes esperanzas en los vastos depósitos de gas natural, el más grande encontrado al sur del Sahara, que se descubrieron en la provincia norteña de mayoría musulmana en 2010. Si se explotan todos los depósitos, Mozambique podría convertirse en uno de los 10 mayores exportadores de gas del mundo. , según estimaciones. TotalEnergies detuvo su proyecto de GNL de US$20.000 millones en 2021, luego de un ataque mortal en la ciudad costera de Palma. En noviembre, el primer envío de exportación de GNL del área salió de Mozambique hacia Europa. Pero el GNL se produjo en Coral Sul, una instalación flotante administrada por la empresa italiana Eni.

Nigeria fue víctima de "una campaña de soborno y engaño" por un proyecto de procesamiento de gas colapsado, dijeron sus abogados al Tribunal Superior de Londres, mientras se iniciaba la apelación del país contra un proyecto de ley de daños de US $ 11 mil millones. En 2017, un tribunal de arbitraje de Londres otorgó US$6600 millones en daños a Process & Industrial Developments (P&ID), una empresa poco conocida con sede en las Islas Vírgenes Británicas, por lucro cesante relacionado con el proyecto fallido.

La Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADNOC, por sus siglas en inglés) está considerando una valoración de al menos 50.000 millones de dólares estadounidenses para su negocio de gas, cuya salida a bolsa está prevista para este trimestre. El gigante petrolero estatal anunció en noviembre que combinaría su brazo de procesamiento de gas y su subsidiaria de GNL en una sola entidad que cotiza en bolsa. La compañía está agudizando su enfoque en el mercado del gas a medida que Europa busca reemplazar todas las importaciones de energía rusas a mediados de 2024 después de los cortes graduales de suministro desde que se impusieron sanciones occidentales al país por su invasión de Ucrania.

El proyecto de exportación de GNL Canadá de Shell PLC en Columbia Británica planea comenzar a construir su segunda fase propuesta con turbinas de gas natural y cambiar a electricidad a medida que haya más energía renovable disponible, una decisión que significa que el proyecto de expansión inicialmente generará altas emisiones de gases de efecto invernadero. LNG Canada, en el que Mitsubishi Corp de Japón posee una participación del 15 por ciento y se prevé que sea la primera terminal de exportación de GNL de Canadá. Se espera que la primera fase comience los envíos alrededor de 2025. Con la demanda global de gas natural de fuentes distintas a Rusia acelerándose después de su invasión de Ucrania el año pasado, LNG Canada está sopesando si construir para 2030 una segunda fase para duplicar su capacidad anual a 28 MONTE. LNG Canada planea construir inicialmente la Fase 2 con turbinas a gas natural y cambiar a motores eléctricos a medida que haya más energía disponible, en espera de una decisión final de inversión, dijo el CEO Jason Klein. LNG Canada ha descrito anteriormente este enfoque como solo una de las opciones que estaba considerando.

Trinidad y Tobago planea una subasta este trimestre de hasta 20 bloques de exploración de gas natural en alta mar bajo nuevos términos fiscales diseñados para aumentar el grupo de posibles postores. La nación caribeña ha estado trabajando para detener una disminución en su producción de gas natural y estimular la exploración en sus aguas poco profundas, donde se produce casi todo su gas natural. Los nuevos términos fiscales y un plan para proporcionar datos sísmicos apuntan a atraer a nuevos postores. El ministro de Energía e Industrias Energéticas, Stuart Young, confirmó la ronda de ofertas en una ceremonia para cerrar una subasta en tierra en la que recibió 16 ofertas en 11 bloques.

Se espera que el principal exportador de gas de los Estados Unidos (EE. UU.), Freeport LNG, extienda aún más la interrupción de siete meses de su planta de exportación de GNL en Texas hasta febrero, mientras espera las aprobaciones regulatorias. La reanudación de la instalación, que representa el 20 por ciento de las exportaciones de GNL de EE. UU., es importante para aliviar la escasez de suministros globales de GNL, especialmente porque Europa está reconstruyendo su almacenamiento de gas después de que Rusia recortó las exportaciones de gas luego de la invasión de Ucrania por parte de Moscú. Freeport LNG dijo que el cronograma de reinicio aún se mantiene y que la compañía aún apuntaba a la segunda mitad de este mes para el reinicio inicial seguro de su instalación de licuefacción, en espera de las aprobaciones regulatorias.

El gigante energético ruso Gazprom enviará 25,1 millones de metros cúbicos (mcm) de gas a Europa a través de Ucrania, dijo, reduciendo aún más sus suministros a la Unión Europea. Al mismo tiempo, los datos de Ucrania indican una posible recuperación parcial de los suministros. Las exportaciones rusas de gas a Europa a través de gasoductos se desplomaron a un mínimo postsoviético en 2022 cuando las entregas a su mayor cliente se desplomaron debido al conflicto en Ucrania y al presunto sabotaje que dañó un importante gasoducto. Gazprom ya había reducido los flujos a 32,6 mm3 a través del punto de medición de Sudzha, casi un 8 por ciento menos que en los días anteriores. La compañía había enviado gas a través de Ucrania entre 35,4 y 35,5 millones de metros cúbicos entre el 6 y el 16 de enero, y exportó más de 40 millones de metros cúbicos por día durante la mayor parte de la segunda mitad del año pasado y los primeros tres días de 2023. Tránsito estatal de gas de Ucrania La compañía dijo que las nominaciones de gas ruso, o las solicitudes de los clientes, se vieron en 35,2 mcm a través del punto de medición de Sudzha, lo que indica una posible recuperación parcial en los suministros.

Los precios del GNL al contado asiático disminuyeron por séptima semana consecutiva, cayendo a un mínimo de casi un año y medio, en medio de amplios inventarios en el norte de Asia y Europa. El precio promedio de GNL para la entrega en marzo en el noreste de Asia LNG-AS fue de $ 18.50 por mmBtu, estimaron fuentes de la industria, sus niveles más bajos desde agosto de 2021. En medio de la disminución de los precios al contado, algunas compañías de energía en los mercados emergentes asiáticos como PTT de Tailandia y GAIL Ltd y Petronet de India comenzaron a buscar carga para entregar entre febrero y abril.

La junta militar de Myanmar está vendiendo el gas natural de Rakhine a China y ha vendido más de US$1.430 millones en 2022. Las enormes ganancias del petróleo y el gas continúan fluyendo y apuntalando a la junta militar de Myanmar desde su sangrienta represión contra la resistencia nacional al golpe de febrero de 2021. , dijeron grupos de oposición y de derechos. La Junta exportó y vendió miles de millones de gas natural de Rakhine a China en 2022. El gasoducto de gas natural Myanmar-China está bajo la responsabilidad de South-East Asia Gas Pipeline Company Limited (SEAGP), mientras que el oleoducto de crudo está siendo administrado por Compañía de Oleoductos de Petróleo Crudo del Sudeste Asiático (SEAOP). Se dijo que el gasoducto, que se construyó a un costo de alrededor de US $ 1 mil millones, podría distribuir y transportar 12 bcm de gas al año. El gas natural producido en la costa de Rakhine se envía al estado chino de Yunnan a través del gasoducto que atraviesa Magway, Mandalay y el estado de Shan. Myanmar se encuentra entre los países que más gas exportan a China y es el tercer mayor exportador de gas natural después de Turkmenistán y Rusia.

Indonesia planea ofrecer 10 áreas de trabajo de petróleo y gas este año, incluido un bloque en el Mar de China Meridional, en medio de los esfuerzos para impulsar la producción de energía y hacer nuevos descubrimientos, dijo el Ministerio de Energía. En 2022, Indonesia subastó 13 campos de petróleo y gas y designó contratistas para seis de ellos. El país tiene como objetivo alcanzar una extracción de petróleo crudo de 1 millón de barriles por día (bpd) y una extracción de gas de 12,000 millones de pies cúbicos por día (mmscfd) para 2030. El año pasado, no cumplió su objetivo de extracción de petróleo y gas en medio de retrasos en los proyectos. y paradas inesperadas. Entre los campos de petróleo y gas que Indonesia planea ofrecer este año están las áreas de trabajo en Natuna D Alpha, que son campos gigantes de gas situados en el Mar de China Meridional, dijo el ministerio. El año pasado, Indonesia aprobó un plan de desarrollo para el campo de gas Natuna de US$3.000 millones en el Mar de China Meridional.

El Departamento de Energía de Filipinas dijo que aprobó un proyecto de terminal de importación de GNL de US$67 millones, la séptima instalación de este tipo del país, mientras se prepara para el lanzamiento de su industria de gas natural licuado este año. El DOE dijo que emitió un aviso para proceder a Samat LNG Corp, que planea construir una terminal de GNL a pequeña escala en el municipio de Mariveles en la provincia de Bataan, a unos 60 kilómetros (35,2 millas) al norte de la capital, Manila. El país del Sudeste Asiático deberá depender de las importaciones de GNL para alimentar las plantas de energía a gas con una capacidad combinada de más de 3.000 megavatios (MW), ya que se espera que la producción de su campo de gas Malampaya en el Mar de China Meridional continúe disminuyendo y aumente. se agotará para 2027. Además de importar GNL para los sectores de generación y transporte de energía, Filipinas también está intensificando los esfuerzos para descubrir nuevos recursos de gas autóctonos, ya que busca eliminar las centrales eléctricas de carbón. Según su propuesta, Samat LNG pretende comenzar la operación comercial en la primera mitad de 2024, con una capacidad de 200.000-400.000 toneladas de GNL al año. Planea suministrar gas para alimentar a los productores de energía a pequeña escala, las empresas manufactureras y las flotas de transporte.

Santos Ltd enfrenta un nuevo retraso en el desarrollo del proyecto de gas Barossa en el norte de Australia luego de que un regulador le ordenara evaluar los riesgos ambientales para el patrimonio cultural indígena submarino antes de comenzar la construcción del gasoducto. La construcción del oleoducto para el proyecto de gas de US$3.600mn debía comenzar a fines de enero y la compañía apuntaba a comenzar a producir gas en la primera mitad de 2025.

14 de febrero: Más empresas indias se sienten atraídas por comprar nafta rusa como materia prima de bajo costo para sus refinerías y plantas petroquímicas después de los límites de precios impuestos por las naciones occidentales. Los precios de los productos refinados como la nafta y el fuel oil tienen un tope de 45 dólares por barril por parte del Grupo de los Siete países, la Unión Europea y Australia en un esquema destinado a frenar la financiación de Moscú de su guerra contra Ucrania. El interés de India en aumentar las importaciones de productos petroleros rusos se produce después de que el tercer mayor importador de crudo del mundo se convirtiera en el principal cliente petrolero de Moscú después de China, ya que Occidente rechazó los suministros de Moscú. El crudo ruso barato ha reducido los costos en las refinerías indias y ha aumentado los márgenes. Reliance Industries Ltd (RIL), propietaria del complejo de refinación más grande del mundo, aumentó sus importaciones de nafta rusa en febrero a unas 222.000 toneladas, según mostraron los datos de seguimiento de barcos de Refinitiv. RIL comenzó a importar nafta rusa en septiembre y, a fines de enero, había enviado unas 217.000 toneladas, según mostraron los datos. RIL, que ya es el mayor comprador de nafta y fuel oil de la India, consideraría aumentar aún más las importaciones. Las refinerías estatales Bharat Petroleum Corporation Ltd (BPCL) e Indian Oil Corporation (IOC), que tienen instalaciones petroquímicas, también buscan oportunidades para comprar nafta rusa. Haldia Petrochemicals Ltd también consideraría comprar nafta rusa si la calidad y el costo son adecuados para sus plantas. Sin embargo, es poco probable que las refinerías indias compren diesel ruso, ya que los costos de importación son altos después de agregar USD 10–USD 15 por barril en costos de flete y seguro al precio máximo de USD 100 para el combustible.

10 de febrero: La exploración de petróleo crudo y gas natural en la orilla norte de Brahmaputra en Assam comenzará pronto con el acuerdo del gobierno estatal con Oil India Ltd (OIL). El gobierno de Assam firmó escrituras de licencia de exploración de petróleo (PEL) de dos bloques de política de licencia de superficie abierta (OALP) con la PSU. Es la primera vez que la exploración de petróleo crudo y gas natural se realizará en la orilla norte de Brahmaputra en la región del bajo Assam. OIL invertirá alrededor de INR 120 mn en los proyectos y comenzará el estudio sísmico este mismo mes.

9 de febrero: Si el precio internacional del combustible baja de su precio actual de US$750 por tonelada métrica, el GLP doméstico (gas licuado de petróleo) puede venderse a "precios aún más económicos", dijo el Centro a Lok Sabha. El Ministro de Petróleo y Gas Natural de la Unión, Hardeep Singh Puri, respondió a las preguntas de los miembros que querían saber por qué no se reduce el costo de los cilindros de gas doméstico. Dijo que el gobierno es "sensible" a los requerimientos de los consumidores, particularmente de los más vulnerables.

8 de febrero: La demanda de combustible de India cayó en enero después de alcanzar un pico de nueve meses en diciembre, afectada por una menor movilidad debido al clima frío en partes del país y una desaceleración en la actividad industrial. El consumo de combustible, un indicador de la demanda de petróleo, fue un 4,6 por ciento más bajo que el mes anterior a 18,7 millones de toneladas (TM) en enero, según mostraron los datos de la Célula de Análisis y Planificación del Petróleo (PPAC) del Ministerio del Petróleo. Las ventas de diesel cayeron un 7,6 por ciento en enero desde hace un mes a 7,18 TM, mientras que las ventas de gasolina cayeron un 5,3 por ciento a 2,82 TM, mostraron los datos de PPAC.

13 de febrero: Reliance Industries Ltd (RIL) y Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) subastan por separado el gas natural extraído de las vetas de carbón a precios vinculados a los precios del crudo Brent. RIL busca un mínimo de US$12,75 por millón de unidades térmicas británicas para metano de lecho de carbón (CBM) de un bloque en el distrito Shahdol de Madhya Pradesh, mientras que ONGC quiere US$9,35 por el mismo tipo de combustible de North Karanpura en Jharkhand, según la licitación. documentos. RIL ha buscado ofertas para la venta de 0,65 millones de metros cúbicos estándar métricos por día (mmscmd) del bloque CBM SP(West)-CBM-2001/1 por un año a partir del 1 de abril de 2023, según el documento. ONGC ha ofrecido 0,015 mmscmd de gas del bloque North Karanpura (NK) en Jharkhand durante 3 años.

10 de febrero: GAIL (India) Ltd celebró un APA (acuerdo de fijación de precios por adelantado) con la Junta Central de Impuestos Directos (CBDT) para determinar el margen de precios de transferencia pagadero en su contrato de abastecimiento de GNL (gas natural licuado) a largo plazo de los Estados Unidos (EE. ) por un período de cinco años. GAIL es la primera empresa del sector público en el sector del petróleo y el gas en la India en firmar con éxito el APA. GAIL (India) depende de los EE. UU. para asegurar un suministro estable de carga de GNL. Actualmente, la compañía tiene dos contratos para comprar un total combinado de 5,8 millones de toneladas anuales de GNL de EE. UU., que comprende alrededor de 90 cargamentos de tamaño estándar. GAIL había estado luchando para reemplazar el suministro de una antigua rama comercial de Gazprom, que no ha entregado los envíos programados desde mayo de 2022. En 2012, la antigua subsidiaria de Gazprom, Gazprom Marketing and Trading Singapore (GMTS), había entrado en un acuerdo de 20- contrato anual para suministrar a GAIL 2,85 millones de toneladas de GNL al año. Los suministros en virtud del acuerdo habían comenzado en 2018 y se esperaba alcanzar el volumen total en 2023. Hasta el 55 por ciento de la demanda local de gas de la India se satisface mediante importaciones. Por otro lado, mientras que el gas satisface sólo el 6,2 por ciento de las necesidades energéticas de la India, el Centro ha estado planeando aumentar esta cifra sustancialmente, a fin de reducir la dependencia del petróleo. Nueva Delhi aboga por una política agresiva de compra de gas y equilibra las fuentes de importación, la mayoría de las cuales se han originado en Qatar en los últimos años. Qatar y EE. UU., los dos mayores productores a nivel mundial, actualmente suministran GNL a India a través de múltiples contratos. El tercer mayor productor, Australia, abastece principalmente a China.

9 de febrero: Adani Total Gas informó un aumento del 17,2 por ciento en las ganancias trimestrales por aumentos de precios y contratos a corto plazo, y la compañía dijo que estaba evaluando una revisión independiente luego del informe crítico de un vendedor en corto de EE. UU. (Estados Unidos) sobre sus negocios. La compañía se vio afectada por una caída del mercado después de que el vendedor en corto estadounidense Hindenburg Research el 24 de enero alegara que se había involucrado en la manipulación de acciones y había utilizado paraísos fiscales. La compañía, que distribuye gas por cañería en varias ciudades indias, dijo que la ganancia consolidada aumentó a INR 1500 millones (US$18,18 millones) en el trimestre que finalizó el 31 de diciembre, desde INR 1280 millones hace un año. Adani Total Gas dijo que obtuvo gas a través de intercambios bilaterales y el Indian Gas Exchange, lo que ayudó a la compañía a manejar mejor la volatilidad de los precios. Los contratos a corto plazo ayudaron a mejorar el costo del gas, dijo.

14 de febrero: El ministro de Carbón y Asuntos Parlamentarios, Pralhad Joshi, instó a las empresas de carbón a identificar y eliminar los cuellos de botella de producción para aumentar aún más la producción de combustible seco. Dijo esto mientras realizaba una reunión para revisar la producción de combustible seco de los bloques asignados. En lo que va de este ejercicio fiscal, se han producido 92,3 millones de toneladas (TM) de carbón a partir de 54 bloques de carbón operativos. La extracción de carbón por parte de CIL también ha alcanzado el 100 % del objetivo, con un crecimiento del 5,5 % respecto al año pasado.

9 de febrero: Adani Group está ofreciendo envíos de carbón con descuento, una señal de que el asediado conglomerado puede estar tratando de vender carga rápidamente a medida que su posición de liquidez está bajo un mayor escrutinio. Los comerciantes del grupo están ofreciendo vender varios envíos de carbón de Australia e Indonesia con descuentos de alrededor del 4 por ciento en relación con los precios de referencia de Asia.

13 de febrero: El regulador de electricidad de la ciudad, DERC, aún no ha anunciado la orden de la tarifa eléctrica de Delhi para 2022-23, incluso cuando el año fiscal está llegando a su fin. Idealmente, el ejercicio debería completarse antes de que comience el próximo año fiscal, y un retraso en el anuncio de la tarifa afectará "financieramente" a los consumidores y a las empresas de distribución a largo plazo, según personas que dan seguimiento al sector eléctrico. La orden de tarifas de energía está lista, pero su anuncio se ha retrasado debido a varias razones, dijo la Comisión Reguladora de Electricidad de Delhi (DERC). El Ministerio de Energía había ordenado en una carta en 2021 a todos los reguladores de energía estatales y centrales que emitieran órdenes tarifarias antes del 1 de abril de un año fiscal. También había dicho que la orden arancelaria debería reflejar los costos.

9 de febrero: Punjab State Power Corporation Limited (PSPCL) ha decidido introducir medidores inteligentes prepagos para todas sus conexiones existentes y nuevas en los departamentos gubernamentales. Luego de la instalación de estos medidores prepago, los departamentos deberán realizar el pago anticipado de su consumo futuro de energía. La decisión de las Administraciones Públicas sobre los sistemas de medición de prepago, hasta una demanda de contrato de 45 KVA, comenzará a implementarse a partir del 1 de marzo. Sin embargo, el PSPCL entregará a estos departamentos un aviso de 15 días, que incluirá los detalles del consumo de energía de los últimos 12 meses y el monto facturado a los respectivos consumidores. PSPCL adquirirá e instalará medidores de prepago a su propio costo y los consumidores no están obligados a pagar ningún costo de medidor por el sistema de medición de prepago. Las administraciones públicas deberán realizar el pago por adelantado de las conexiones con contadores prepago. Tendrán que hacer un sistema contable adecuado para los pagos anticipados a su fin. Estos departamentos también designarán un oficial de nodo para cada conexión y transmitirán el número de teléfono móvil y la identificación de correo electrónico para que se registren en la base de datos del PSPCL. Habrá una bonificación del 1% sobre los cargos de energía en el caso de conexiones de medidor prepago, siendo aplicable la tarifa para las conexiones de la categoría respectiva. Fuentes en PSPCL dijeron que había 53.000 conexiones con departamentos gubernamentales que se notificarían con 15 días de anticipación. Sin embargo, los sistemas de medición inteligente no se impondrán en los hospitales gubernamentales, el suministro de agua y las conexiones eléctricas relacionadas con los servicios médicos y de emergencia. Según el esquema RDS del gobierno central, se supone que la empresa estatal de energía eléctrica instalará medidores prepagos en el 5 por ciento de los consumidores de energía del gobierno antes del 31 de marzo para aprovechar los fondos, mientras que el 100 por ciento de los departamentos deberán estar cubiertos hasta el 31 de marzo de 2024.

14 de febrero: Deseoso de llevar adelante sus planes para el turismo verde, el gobierno estatal ha comenzado a diseñar una hoja de ruta para la transición de Goa a la energía verde. Entre los objetivos del borrador del plan se encuentran el desarrollo de un sistema de calificación verde y programas o esquemas de descarbonización para el turismo y sectores afines en el estado. El plan de energía 100 por ciento renovable de Goa implica un tránsito hacia caminos bajos en carbono mientras se mantienen las aspiraciones de desarrollo del estado.

14 de febrero: En línea con la misión global 'goTOzero' del Grupo Volkswagen, Skoda India inauguró un techo de energía solar de 18,5 megavatios (MW) en su planta de Chakan en Pune, Maharashtra. Además de reducir su dependencia de la energía no renovable, este movimiento tiene como objetivo ayudar a cumplir el objetivo global del Grupo de neutralidad de carbono en todos sus sitios para 2030. Con este aumento en la energía solar, la planta Chakan del Grupo afirma producir 26,6 millones de kWh de energía al año. . India tiene como objetivo cero emisiones netas para 2070 y planea cumplir con el 50 por ciento de sus requisitos de electricidad a partir de fuentes de energía renovables para 2030.

14 de febrero: El Ministro de Fuentes de Energía Nueva y Renovable de Punjab, Aman Arora, pidió a RK Singh, Ministro de Energía, Energía Nueva y Renovable de la Unión, que busque Financiamiento de brecha de viabilidad (VGF) para establecer proyectos de energía de biomasa de 100 MW en el estado. Dijo que los proyectos propuestos consumirían un millón de toneladas de paja de arroz al año, y contribuirá en gran medida a salvar el medio ambiente al encontrar una solución sostenible a la amenaza de la quema de residuos agrícolas. Solicitó a Singh que considerara la demanda de proporcionar INR50 mn por MW VGF para estos proyectos de energía de biomasa de 100 MW. También buscó asistencia financiera y apoyo técnico para establecer proyectos de energía híbrida solar de biomasa en el estado.

9 de febrero: El gobierno de Delhi aumentará la capacidad de generación de energía en la ciudad en 6.000 megavatios (MW) en los próximos tres años utilizando fuentes de energía renovable a través de varias iniciativas, dijo el viceministro principal Manish Sisodia. El gobierno de la ciudad está trabajando en pie de guerra para satisfacer la demanda de electricidad de Delhi utilizando energía renovable, dijo. Hizo hincapié en una adopción más rápida de paneles solares en los techos por parte de las oficinas gubernamentales, escuelas y otros edificios de Delhi, según la nueva política solar de la ciudad. Las fuentes renovables son principalmente la energía solar y la energía eólica, que aportan aproximadamente 2000 MW al suministro eléctrico de Delhi. El borrador de la nueva política solar del gobierno de Delhi alentará a los habitantes de Delhi a instalar paneles solares en los techos a través de un incentivo basado en la generación (GBI) de INR 2-3 por unidad de energía para el sector residencial y INR 1 para el sector comercial.

9 de febrero: El gobierno de Himachal Pradesh instó al Centro a aumentar la participación del estado en proyectos hidroeléctricos del 12 al 15 por ciento. El Ministro Principal de Himachal Pradesh, Sukhvinder Singh Sukhu, en una reunión con el Ministro de Energía, Energía Nueva y Renovable de la Unión, RK Singh, instó a aumentar la participación del estado en los proyectos de energía que se encargaron hace 25 años después de haber completado los reembolsos de sus préstamos. Singh fue informado de que aún quedaban por aprovechar alrededor de 12.000 MW de potencial hidroeléctrico en el estado. Además, el estado también tiene un amplio margen para establecer proyectos solares, dijo Sukhu.

8 de febrero: El gobierno de la Unión ha sancionado cinco parques solares a un costo estimado de INR 164 mil millones para el estado con una capacidad aprobada para generar 4100 megavatios (MW) de energía, dijo el ministro de Energía y Energía Renovable de la Unión, RK Singh. Si bien Kurnool y Kadapa obtendrán un parque solar cada uno, tres parques estarían en el distrito de Anantapur, incluido un parque solar y eólico en Ramagiri. El esquema del parque solar se ha extendido hasta marzo de 2024 para su finalización, dijo.

8 de febrero: Varias medidas tomadas por el gobierno de Kejriwal para frenar la contaminación en la capital nacional parecen haber dado sus frutos y los niveles de contaminación se han reducido significativamente, dijo el ministro de Medio Ambiente de Delhi, Gopal Rai. El índice de calidad del aire de 0 a 100 se considera bueno, mientras que de 100 a 200 es moderado, de 200 a 300 es pobre, de 300 a 400 se dice que es muy pobre y de 400 a 500 o más es considerado como grave. Rai dijo que el aumento en la venta de vehículos eléctricos en la capital nacional ha contribuido a la reducción de la contaminación en la capital. Justo antes de la llegada del invierno a la capital nacional, el primer ministro Arvind Kejriwal anunció un programa de 15 puntos, que incluía el control de la contaminación desde la quema de rastrojos hasta la contaminación de los vehículos. Para realizar un seguimiento de la contaminación del aire en Delhi, Kejriwal ha lanzado recientemente un supersitio con analizadores de aire "de última generación" y un sistema móvil de monitoreo de la calidad del aire para un "estudio de distribución de fuentes" en tiempo real para identificar las fuentes. de la contaminación del aire en la capital.

14 de febrero: Guyana espera finalizar un nuevo modelo de acuerdo de producción compartida de petróleo a tiempo para una subasta que recogerá ofertas hasta mediados de abril, dijo el vicepresidente Bharrat Jagdeo. El país sudamericano se ha convertido en una de las áreas costa afuera más calientes en décadas con hasta 25 mil millones de barriles de petróleo y gas. El país ha prometido durante meses cumplir con los nuevos términos del contrato, pero se ha retrasado repetidamente. Los ministros y ejecutivos del petróleo están en Guyana para obtener más información sobre los 14 bloques de exploración de petróleo y gas que se ofrecen. El país también está considerando asignar bloques adicionales a países como Brasil, Qatar e India a través de acuerdos bilaterales, dijo.

13 de febrero: Los socios comerciales de Moscú han pagado cada vez más por el crudo ruso de lo que sugieren los precios cotizados, dijo Goldman Sachs en una nota, protegiendo a Rusia del impacto de las sanciones occidentales. El banco en una nota estimó que la brecha entre el precio efectivo promedio pagado y el precio de cotización se ha ampliado desde marzo pasado, y alcanzó alrededor de US$25 por barril en diciembre. En respuesta a las últimas sanciones occidentales, incluidos los topes de precios diseñados para limitar los ingresos de Moscú, Rusia dijo que reduciría la producción de petróleo en 500.000 barriles por día (bpd) en marzo de este año. El crudo Brent internacional se disparó a niveles cercanos a los máximos históricos tras la invasión rusa de Ucrania hace casi un año, pero luego disminuyó y la mezcla de referencia de los Urales de Rusia se negoció con grandes descuentos porque los compradores europeos la rechazaron. La Duma estatal de Rusia presentó un proyecto de ley que establece descuentos para las exportaciones de petróleo ruso, que normalmente se comercializan con un descuento respecto al Brent fechado. Goldman Sachs rebajó sus pronósticos de precios del petróleo para este año y el próximo, pero dijo que aún espera que los precios para diciembre aumenten gradualmente a US$100 por barril.

13 de febrero: China National Petroleum Corp (CNPC) está cerca de finalizar un acuerdo para comprar gas natural licuado (GNL) de QatarEnergy durante casi 30 años del enorme proyecto de expansión North Field del exportador de Medio Oriente. Si se cierra, este sería el segundo acuerdo de este tipo entre el principal exportador de GNL Qatar y el comprador de GNL número 2 del mundo, ya que Beijing busca reforzar su suministro de gas y diversificar sus fuentes en un intento por reemplazar el carbón y reducir las emisiones de carbono. Las conversaciones de CNPC siguen a un acuerdo anunciado en noviembre pasado por Sinopec de China, en el que QatarEnergy acordó suministrar 4 millones de toneladas de GNL anualmente durante 27 años, el contrato de suministro de GNL de mayor duración jamás firmado por Qatar.

9 de febrero: Alemania y Omán están en conversaciones avanzadas para firmar un acuerdo a largo plazo para el gas natural licuado (GNL) que durará al menos 10 años mientras Berlín continúa su búsqueda de alternativas al suministro de combustible ruso. Europa ha estado luchando para reemplazar el gas ruso desde el año pasado en un contexto de guerra en Ucrania, con la estatal Gazprom reduciendo progresivamente y luego suspendiendo la mayor parte de los suministros de gasoductos a Europa. La empresa de energía RWE aseguró en septiembre un acuerdo de GNL con ADNOC de los Emiratos Árabes Unidos, y Alemania ha estado buscando en otros lugares a través de las empresas de servicios públicos Uniper y Sefe, las cuales fueron nacionalizadas por Berlín el año pasado. El acuerdo con Omán sería de entre 0,5 y 1 millón de toneladas por año (mtpa), y uno especifica alrededor de 0,8 mtpa durante 10 años.

9 de febrero: Una caída del 46 por ciento en los precios del gas natural este año se está extendiendo por todo el parche de esquisto de EE. UU. (Estados Unidos), amenazando con ralentizar la perforación y enfriar los acuerdos en un movimiento impensable hace seis meses cuando la demanda mundial se disparó. Tales movimientos eran insondables hace seis meses cuando Rusia redujo sus flujos de gas a Europa y el gas estadounidense se convirtió en un producto de moda. La cantidad de plataformas de perforación de gas activas aumentó alrededor del 48 por ciento a 157 en los primeros seis meses de 2022, según datos de la firma de servicios petroleros Baker Hughes. Los analistas esperan que las plataformas de perforación de gas caigan a partir de este mes. Dos empresas de servicios, Liberty Energy y Helmerich & Payne, advirtieron recientemente que es posible que deban reubicar los equipos a medida que los operadores se retiran de las áreas verdes. Los futuros de gas de EE. UU. se cotizaban el miércoles a 2,42 USD por millón de unidades térmicas británicas métricas (mmBtu) en medio de un clima más cálido y una interrupción prolongada de la planta de exportación de GNL (gas natural licuado), frente a más de 9 USD por mmBtu en agosto de 2022.

9 de febrero: Al menos dos barcos que transportaban carbón australiano llegaron a China por primera vez desde que se introdujo una prohibición no oficial a las importaciones hace más de dos años, y varios más están en camino, según mostraron los datos de seguimiento de barcos. La carga está siendo monitoreada de cerca por los comerciantes de carbón, ya que están ansiosos por ver qué tan fluidos serán los procedimientos aduaneros chinos. China, en una relajación parcial de la prohibición de importación, otorgó permiso a solo cuatro empresas propiedad del gobierno central para traer carbón australiano. El carbón podría enviarse a la empresa de servicios públicos Guoneng Taishan, propiedad de China Energy Investment Corp, según mostraron los datos. Los importadores de carbón pueden descargar su carga en los puertos primero y luego solicitar el despacho de aduana. Pero un creciente inventario de carbón en los puertos chinos, especialmente en los del norte, está dejando un espacio limitado para nuevos suministros, lo que significa que los compradores enfrentan un riesgo creciente de demora si el proceso aduanero se prolonga. Las existencias de carbón en los principales puertos del norte de China alcanzaron los 34,65 millones de toneladas (TM), el nivel más alto en seis meses, según mostraron los datos de la Asociación de Transporte y Distribución de Carbón de China.

8 de febrero: Asia utilizará por primera vez la mitad de la electricidad del mundo para 2025, incluso cuando África sigue consumiendo mucho menos que su parte de la población mundial, según la Agencia Internacional de Energía (AIE). Gran parte del uso de electricidad de Asia será en China, una nación de 1.400 millones de personas cuya participación en el consumo mundial aumentará de una cuarta parte en 2015 a un tercio a mediados de esta década, dijo la AIE.

9 de febrero: El desarrollador y gestor de fondos de energías renovables Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) tiene la intención de invertir 8.000 millones de euros (8.600 millones de dólares estadounidenses) en un gran parque eólico marino en Portugal que está preparando su primera subasta de tales concesiones. CIP dijo que tenía como objetivo crear una capacidad instalada de 2 gigavatios (GW) en un proyecto llamado Nortada frente a la costa atlántica del centro de Portugal, que equivaldría al 20 por ciento del objetivo del país para 2030 para la energía eólica marina. CIP dijo que tiene más de 50 GW de proyectos eólicos marinos en su cartera, en Europa y Estados Unidos (EE. UU.). Portugal tiene como objetivo generar el 80 por ciento de su uso anual de electricidad a partir de fuentes renovables para 2026, frente al 60 por ciento en 2022, que ya era una de las proporciones más altas de Europa.

8 de febrero: El gobierno militar de Myanmar, en colaboración con la compañía estatal de energía atómica de Rusia, inauguró un centro de información sobre energía nuclear como un paso hacia el desarrollo de la energía atómica para cubrir la escasez de energía en la nación del sudeste asiático devastada por los conflictos. Rusia ha estado promoviendo la cooperación en energía nuclear con varias naciones del sudeste asiático, incluidas Vietnam, Indonesia y Filipinas.

Esta es una publicación semanal de la Observer Research Foundation (ORF). Cubre información actual nacional e internacional sobre energía categorizada sistemáticamente para agregar valor. El año 2022 es el decimonoveno año continuo de publicación del boletín. El boletín está registrado en el Registro de Periódicos de la India con el número DELENG/2004/13485.

Descargo de responsabilidad : La información de este boletín tiene únicamente fines educativos y ha sido compilada, adaptada y editada a partir de fuentes confiables. ORF no acepta ninguna responsabilidad por errores en el mismo. El material de noticias pertenece a los respectivos propietarios y se proporciona aquí solo para una difusión más amplia. Las opiniones son de los autores (ORF Energy Team).

Editor:baljit kapoor

Asesor editorial:Lidia Powell

Editor:Akhilesh Sati

Desarrollo de contenido:vinod kumar

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