gas natural

La compañía argentina Camuzzi Gas Inversora, liderada por los empresarios Alejandro Macfarlane y Jorge Brito, ha anunciado una significativa inversión de 3.900 millones de dólares (3.360 millones de euros) para el lanzamiento del ambicioso proyecto LNG Del Plata. Este proyecto busca exportar gas natural licuado (GNL) producido en Vaca Muerta a través del puerto de La Plata, ubicado en la provincia de Buenos Aires. El LNG Del Plata promete tener un impacto económico relevante al prevé la exportación de más de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL. Según lo informado por el medio local ‘La Nación’, se anticipa que este proyecto genere más de 14.500 millones de dólares (12.494 millones de euros) en divisas provenientes de las exportaciones durante su operación prevista de 20 años. Las obras para el proyecto están previstas para comenzar en 2026, con una inversión inicial de 350 millones de dólares (301 millones de euros) El proyecto también pretende contribuir al abastecimiento del mercado interno durante el invierno, cuando se incrementa la demanda local. Esta fase inicial incluye la construcción de una infraestructura de transporte esencial, destacando un gasoducto subacuático de 10 kilómetros y una plataforma ‘offshore’ donde se amarrará el barco licuefactor. Camuzzi Gas Inversora sigue los pasos de Southern Energy, un consorcio compuesto por empresas como YPF o Pampa Energía, que firmó recientemente un acuerdo para exportar GNL a la empresa alemana SEFE Securing Energy for Europe. Dicho acuerdo, valorado en 7.000 millones de dólares (6.031 millones de euros), será efectivo durante los próximos ocho años. El resto de la inversión en el proyecto LNG Del Plata se destinará al alquiler del buque de licuefacción, con lo que se fortalecerá la infraestructura necesaria para cumplir con los objetivos de exportación y abastecimiento local planteados por Camuzzi Gas Inversora.
El consorcio argentino Southern Energy ha firmado un significativo acuerdo con la empresa alemana SEFE Securing Energy for Europe, valorado en 7.000 millones de dólares (6.019 millones de euros), para la exportación de gas natural licuado (GNL). Este acuerdo, que se extenderá por los próximos ocho años, contempla la venta de hasta dos millones de toneladas anuales (mtpa) a partir de finales de 2027. Las entregas de GNL comenzarán con la operación del primer buque de licuefacción, el Hilli Episeyo, que se instalará en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. Este buque producirá 2,45 mtpa desde finales de 2027. Posteriormente, el buque MK II se sumará a la operación, añadiendo otros 3,5 mtpa a partir de finales de 2028. Ambos buques son fletados a Golar LNG por un período de 20 años. "El acuerdo con SEFE constituye el primer acuerdo de venta de GNL a gran escala para Argentina y un hito clave para el desarrollo futuro de los recursos de gas de Vaca Muerta" destacó Rodolfo Freyre, presidente de Southern Energy. Southern Energy, compuesto por un conjunto de empresas entre las que destacan PAE (30%), YPF (25%) y Pampa Energía (20%), considera este acuerdo como un impulso vital para la explotación de los recursos gasísticos, especialmente en la región de Vaca Muerta. No obstante, el contrato está condicionado a la finalización de un acuerdo definitivo de compraventa, que marcaría el inicio del primer contrato a largo plazo de suministro de GNL para Argentina. Este acuerdo no solo establece una conexión con el mercado europeo, sino que subraya la relevancia de Argentina en el ámbito global de exportación de gas natural.
Argelia ha reafirmado su posición como principal proveedor de gas natural a España en octubre, representando un 39,5% del total importado. Este hecho se destaca en el contexto de la drástica reducción en la importación de gas ruso desde la invasión de Ucrania por parte de Rusia en febrero de 2022. En octubre, las importaciones desde Argelia alcanzaron los 13.827 GWh, superando a los Estados Unidos que proporcionaron 13.702 GWh (39,2%). Nigeria y Guinea Ecuatorial aportaron un 5,9% y 3,2% respectivamente, según el Boletín Estadístico de Enagás. Considerando el acumulado anual, Argelia se sitúa a la cabeza con un 34,1%, seguida por Estados Unidos con un 31,6% y Rusia, que registra un 10,5%. El suministro de gas ruso ha continuado en niveles bajos, alcanzando en octubre los 1.078 GWh, un 3,1% del total. Este decrecimiento en el suministro de gas ruso a España ha sido evidente desde inicios del año, después de alcanzar picos históricos en 2024. Cabe destacar que, pese a la situación geopolítica, el gas natural no ha sido incluido en los vetos de la UE hacia Rusia. El gas ruso que llega a España procede principalmente de contratos a largo plazo con Yamal LNG, liderado por la empresa privada rusa Novatek Dentro de las medidas propuestas para ampliar el cerco a Rusia, la Comisión Europea había planteado prohibir todas las importaciones de gas ruso en Europa antes del 1 de enero de 2028. Recientemente, ha pasado a impulsar esta prohibición para un año antes, estimando fecha del 1 de enero de 2027. Con relación a los almacenamientos subterráneos en España, en octubre estos se encontraban al 87% de su capacidad. Asimismo, dentro del año, hasta el 11 de noviembre, las exportaciones han aumentado un 16,7% respecto al mismo periodo del año anterior, alcanzando los 36,8 TWh, mientras…
La llegada de gas natural a España desde Rusia alcanzó en septiembre sus niveles más bajos desde el inicio de la guerra en Ucrania, tras la invasión rusa en febrero de 2022. Según datos del Boletín Estadístico de Enagás, el suministro de gas natural licuado (GNL) a España se situó en apenas 1.128 gigavatios hora (GWh), equivalente al 4,1% del total recibido, marcando su mínimo desde septiembre de 2021. El descenso del suministro ruso se viene observando en los últimos meses, incluso después de haber alcanzado picos históricos en 2024. Aunque el gas natural no ha sido objeto de los vetos adoptados por la Unión Europea contra Rusia, la Comisión Europea propuso antes del verano prohibir todas las importaciones de gas ruso al mercado europeo antes del 1 de enero de 2028. Recientemente ha decidido acelerar esta medida para el 1 de enero de 2027. En septiembre, Argelia se consolidó como el principal proveedor de gas natural de España, aportando un 37,2% del total (10.243 GWh), seguido por Estados Unidos con el 27% (7.448 GWh), Nigeria (11%) y Angola (7,8%). Argelia sigue siendo el primer suministrador de España en el acumulado anual con el 33,4%, seguido de Estados Unidos con el 30,7%. Los almacenamientos subterráneos en España, a fecha 10 de octubre, superan el 86% de llenado, superando la media europea que ronda el 82%. Las plantas de regasificación españolas también presentan una ocupación aproximada del 60%. Hasta el 9 de octubre, las exportaciones de gas han crecido un 16,3% respecto al mismo periodo del año anterior , alcanzando los 33 teravatios hora (TWh). Por su parte, el total de salidas (demanda más exportaciones) ha aumentado un 7,3% respecto al mismo periodo, ascendiendo a 277,1 TWh. En cuanto al consumo de gas en septiembre, este creció un 8,5% respecto al…
La Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural comenzará a mostrar un notable incremento a partir de este miércoles, 1 de octubre. Este ajuste tarifario refleja un aumento medio del 13,2% sin impuestos en comparación con los precios de julio. La razón principal detrás de esta variación reside en la incorporación estacional del gas en la fórmula de revisión, una práctica recurrente durante la temporada invernal. La TUR vecinal, por su parte, experimentará un encarecimiento que oscilará entre el 12% y el 20,1%. Esto fue comunicado en la resolución publicada recientemente en el Boletín Oficial del Estado (BOE) para el próximo trimestre. El aumento en el coste de la materia prima este octubre se vincula al precio del gas de base y al gas estacional introducido en los momentos más fríos del año. Detalles de la subida en costes El reciente ajuste ha elevado el coste de la materia prima un 24,9% respecto a julio, estableciendo su valor en 2,7 céntimos de euro por megavatio hora (MWh). A pesar de que el coste del gas de base se redujo a 20,5 euros/MWh debido a la disminución de la cotización del Brent (-4,8%) y la apreciación del euro frente al dólar (+3,2%), el coste del gas estacional sigue presentándose como un factor de encarecimiento. Para los clientes que se encuadran bajo la TUR1, usada para cocina y agua caliente sanitaria, la actual revisión llevará a un incremento del 12% en su factura anual con impuestos. Por su parte, aquellos dentro de la TUR2, que incluyen cocina, agua caliente y calefacción, enfrentarán un aumento del 13,1%. Las pymes en la categoría TUR3 verán un repunte del 13,8% en sus costos. Incrementos en la TUR vecinal Con la promulgación del Real Decreto-ley 18/2022, el artículo 2 creó una nueva tarifa de último…
A partir de este miércoles, 1 de octubre, la tarifa de último recurso (TUR) de gas natural individual experimentará un incremento medio del 13,2% respecto al precio fijado en julio. Este aumento se debe principalmente a la incorporación del gas estacional, un fenómeno recurrente durante los meses de invierno. Según la resolución publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE), la TUR vecinal verá un aumento de precios que oscilará entre el 12% y el 20,1% en el próximo trimestre. Este ajuste se relaciona directamente con el coste del gas de base y el gas estacional, que influye en el aumento del coste de la materia prima en un 24,9%, alcanzando 2,7 céntimos de euro por megavatio hora (MWh). Considerando el gas de base, el precio se sitúa en 20,5 euros/MWh, lo que supone una disminución del 6,5% debido a la caída del Brent (-4,8%) y la apreciación del euro frente al dólar (+3,2%). Además, el gas estacional se cotiza a 33,2 euros/MWh, mostrando una bajada del 8,6% en comparación con la tarifa anterior, atribuida a la reducción en la cotización de los futuros de gas natural, según fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Para los usuarios de la TUR1, destinada a cocina y agua caliente sanitaria, la revisión implica un alza del 12% en la factura anual con impuestos. Para aquellos de la TUR2, que además incluye calefacción, el aumento será del 13,1%, mientras que las pymes acogidas a la TUR3 experimentarán un repunte del 13,8%. Por otro lado, las comunidades de propietarios y empresas de servicios energéticos, beneficiarias de la TUR vecinal, experimentarán incrementos diferenciados en sus tarifas. Estos consumidores, según la escala de la TUR, enfrentarán subidas desde un 12% hasta un 20,1%, lo que refleja una variación significativa en la gestión…
Asterion Industrial Partners ha anunciado el exitoso cierre final de su tercer fondo, ‘Asterion Industrial Infra Fund III FCR’, logrando compromisos por valor de 3.400 millones de euros y superando así su objetivo inicial de 3.200 millones. Este logro se ve ampliado por compromisos adicionales de coinversión, que elevan el capital total captado para la estrategia del Fondo III a 3.650 millones de euros. El proceso de captación de capital fue notablemente ágil, culminando en menos de 18 meses desde el registro del fondo en la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), un tiempo considerablemente inferior a la media del mercado, que suele exceder los dos años. El Fondo III ha recibido compromisos de 68 inversores provenientes de Europa, Norteamérica, Oriente Medio y Asia. Con una tasa de renovación de inversores del 86%, respecto a su predecesor, el fondo ha conseguido incorporar nuevas instituciones junto con la participación del equipo directivo, que aporta el 3,5% del capital total. El perfil industrial de la estrategia y el equipo se hace visible en las cuatro inversiones ya completadas por el Fondo III Hasta la fecha, se ha comprometido alrededor del 40% del fondo total, alcanzando los 1.200 millones de euros. Estas inversiones incluyen la adquisición de plataformas en fase inicial y activos consolidados de alto rendimiento, respetando la estrategia del fondo. Entre sus más recientes movimientos, Asterion ha adquirido una participación minoritaria en Dunkerque LNG, la mayor terminal de gas natural licuado de Francia. Esta terminal es crucial para la seguridad energética de Europa continental, conectando directamente con mercados de Francia y Bélgica, y proporcionando una capacidad de regasificación anual de 13.000 millones de metros cúbicos de gas. Otras inversiones comprenden una participación del 49% en 2i Aeroporti en Italia, una inversión en Revalue Energies, centrada en energía renovable, y la…
El suministro de gas natural a España ha mostrado variaciones significativas este año. En agosto, Estados Unidos se posicionó como el principal proveedor, aportando más del 38% del total. En segundo lugar se encuentra Argelia, con un 36,4%, seguida por Rusia con un 7,8%, según el Boletín Estadístico de Enagás. A pesar del predominio de Estados Unidos en agosto, Argelia mantiene su liderazgo en el acumulado hasta el 31 de agosto, representando el 33% del gas natural recibido por España en lo que va del año. Estados Unidos ocupa el segundo puesto con un 30,7%, mientras que Rusia se sitúa en el tercer lugar con un 12,3%. El país africano así consolida su posición como principal suministrador del año. En cuanto al gas ruso, este totalizó 2.152 GWh en agosto, aumentando a 30.509 GWh en el año. Es importante destacar que el gas natural no ha sido parte de los vetos de la UE a Rusia. La mayoría del gas ruso importado se vincula a contratos a largo plazo con Yamal LNG, liderado por Novatek. Bruselas ha puesto en marcha un plan para desvincularse completamente de las importaciones de gas ruso para 2027. Este plan comenzará a finales de 2025 con la prohibición de los contratos de venta al contado. En cuanto a los almacenamientos subterráneos en España, estos superaban el 85% de llenado a 10 de septiembre, mientras que las plantas de regasificación están por encima del 65% de llenado. Durante agosto, la demanda nacional de gas natural creció un 1,4% respecto al mismo mes del año anterior, alcanzando los 22.982 GWh. En el acumulado anual, el aumento es de un 5,3% en comparación con los primeros ocho meses de 2024. Sin embargo, la demanda convencional, que incluye el uso industrial, disminuyó un 8,7% en agosto frente al mismo…
En julio, Argelia reafirmó su posición como el principal suministrador de gas natural a España, representando el 32,9% del total de importaciones en dicho mes, según el boletín mensual de Enagás. De enero a julio, el gas argelino sumó 10.211 gigavatios hora (GWh), siendo 9.330 GWh transportados por el gasoducto Medgaz y 881 GWh por metanero. Estados Unidos, aunque ha liderado el suministro de gas durante cuatro meses este 2025, registró en julio exportaciones de 6.389 GWh, contribuyendo al 20,6% del total. A pesar de un leve descenso respecto al inicio del año, el acumulado desde enero suma 65.639 GWh, fortaleciendo su posición en comparación con cifras históricas del 2022, vinculadas a la guerra de Ucrania y la crisis energética. En julio, después de Argelia y EEUU, Angola se ubicó como el tercer mayor suministrador, con 4.112 GWh (13,3%), seguido por Nigeria con 4.003 GWh (12,9%). Rusia descendió al quinto lugar, aportando 2.150 GWh (6,9%). El gas ruso, que sigue llegando mayoritariamente a través de contratos a largo plazo con Yamal LNG, aún representa un 12,9% del suministro este año, pero enfrenta futuros vetos por parte de la Comisión Europea, planeados para finales de 2025. A fecha 7 de agosto, los almacenamientos subterráneos en España están al 80% de llenado, superando la media europea del 70%. Las plantas de regasificación también están en torno al 60%. Desde el inicio del año hasta el 6 de agosto, las exportaciones crecieron un 14,5% respecto al mismo periodo del año anterior, alcanzando 27,1 teravatios hora (TWh). En julio, la demanda de gas en España creció un 7,2% respecto al mismo mes del año anterior, hasta los 25.378 GWh, impulsada por la demanda del sector eléctrico, que subió un 31,6% En contraste, la demanda convencional, que incluye hogares, industria y comercios, disminuyó en un…
Repsol mantiene la esperanza de encontrar un marco adecuado en sus conversaciones con la Administración estadounidense bajo el liderazgo de Donald Trump, que le permita monetizar sus operaciones en Venezuela. Según indicó Josu Jon Imaz, el consejero delegado del grupo, en una conferencia con analistas, Repsol se adhiere rigurosamente a todas las leyes y regulaciones, tanto nacionales como internacionales, que son aplicables en sus operaciones venezolanas. Imaz destacó que la empresa española no solo mantiene su presencia en Venezuela, donde provee de gas natural al mercado interno para respaldar su sistema eléctrico, sino que también lleva a cabo un diálogo «muy constructivo y transparente» con el gobierno de Estados Unidos. Este intercambio busca garantizar un entorno estable para sus actividades y establecer un mecanismo viable para monetizar su producción en el país caribeño. De acuerdo con la documentación semestral enviada por Repsol a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), la compañía ha reducido su exposición patrimonial en Venezuela a 330 millones de euros al 30 de junio, frente a los 504 millones de euros registrados al cierre de 2024. Esta cifra incluye la financiación a sus filiales venezolanas, la inversión en Cardón IV y las cuentas por cobrar con PDVSA. La producción neta de Repsol en Venezuela alcanzó los 70.500 barriles equivalentes de petróleo al día en el primer semestre, comparado con los 65.000 barriles diarios en el mismo período del año anterior Revocación de permisos y participación en el país La revocación por parte de la Administración de Trump de los permisos y exenciones para exportar crudo desde Venezuela afectó a Repsol y otras compañías como Chevron, Maurel et Prom y Eni, marcando una fecha límite para el cese de operaciones el 27 de mayo pasado. Repsol, sin embargo, sigue operando en Venezuela a través de su…