Monitor de noticias de energía

En la India, el gas licuado de petróleo (GLP) se considera principalmente como combustible para cocinar en los hogares. Pero el GLP admite una amplia gama de procesos y servicios industriales que requieren un alto grado de precisión y flexibilidad en las temperaturas del proceso, así como una llama potente. Entre las actividades industriales que utilizan GLP se encuentran el calentamiento de espacios, procesos y agua, el procesamiento de metales, el secado, la producción de alimentos, la producción petroquímica y la alimentación de hornos y hornos industriales. Es valorado por la industria por sus temperaturas altamente controlables, su contenido homogéneo, su baja emisión de contaminantes (insignificantes emisiones de NOx [óxido nitroso], SOx [óxidos de azufre] y PM [partículas]) y su fácil disponibilidad. El GLP tiene un poder calorífico más alto y, por tanto, se quema "más caliente" que el gas natural. El GLP es particularmente útil en la fabricación de productos de vidrio/cerámica que implican una serie de reacciones químicas. El uso de un combustible limpio como el GLP mejora la calidad del producto y reduce los problemas técnicos relacionados con la actividad manufacturera. El GLP se utiliza para calentar betún, reparar y pavimentar carreteras, iluminar señales de tráfico e iluminar con proyectores. Los fabricantes de productos en aerosol también utilizan GLP puro de campo como propulsor para productos domésticos.

Los clorofluorocarbonos (CFC) son los refrigerantes más utilizados, pero se sabe que los CFC destruyen la capa de ozono que limita el paso de la radiación ultravioleta del sol. El GLP, con potencial nulo de agotamiento de la capa de ozono (PAO), se está convirtiendo en un sustituto creíble de los CFC en la refrigeración industrial y doméstica. Aunque varias clasificaciones de GLP tienen aplicaciones de refrigeración, el isobutano se encuentra con mayor frecuencia en refrigeradores y congeladores domésticos, mientras que el propano es común en aplicaciones de bombas de calor comerciales, aire acondicionado, refrigeración y congeladores. La capacidad de enfriamiento del GLP es un 10 por ciento mayor que la de las alternativas y sus excelentes propiedades termodinámicas conducen a ganancias de eficiencia energética del 10 al 20 por ciento. El GLP opera a presiones ligeramente más bajas que otros refrigerantes principales, manteniendo al mismo tiempo un efecto de refrigeración volumétrico similar. El GLP no forma ácidos y elimina así el problema de los capilares bloqueados.

A pesar de estos beneficios, el consumo de GLP por parte de los sectores industrial y de servicios representa menos del 10 por ciento del consumo total de GLP en la India. El fuerte apoyo político al uso de GLP como combustible para cocinar en los hogares impulsado por objetivos políticos y ambientales ha marginado el consumo de GLP en otros segmentos. Promover el uso industrial del GLP, un combustible alternativo relativamente limpio con características de embalaje y transporte modulares, puede contribuir a los objetivos económicos y ambientales de la India.

En India, el consumo a granel de GLP representó alrededor del 1,4 por ciento y el consumo no nacional de GLP representó alrededor del 9,1 por ciento del consumo total de GLP en 2022-23. El consumo de GLP a granel y no doméstico está creciendo, aunque el crecimiento del consumo ha comenzado a disminuir en los sectores doméstico y de transporte. Entre 2010-11 y 2022-23, el consumo no interno de GLP creció en un promedio anual de más del 8,4 por ciento, mientras que el consumo a granel creció alrededor del 1,8 por ciento. El consumo total de GLP creció aproximadamente un 6,1 por ciento en el mismo período. La proporción del consumo a granel de GLP cayó de aproximadamente el 2,3 por ciento en 2010-11 a aproximadamente el 1,4 por ciento en 2022-23, mientras que la proporción del consumo no interno aumentó marginalmente de aproximadamente el 7 por ciento en 2010-11 a aproximadamente el 9 por ciento en 2022-23. . En 2022-23, India importó 18,3 millones de toneladas (TM) de GLP, lo que representó alrededor del 64 por ciento del consumo, lo que representa un aumento sustancial en la dependencia de las importaciones que se situó en el 49 por ciento en 2016-17. A pesar del crecimiento del consumo desde 2009-2010, las refinerías indias no han aumentado su capacidad de producción de GLP. El GLP producido por las refinerías indias representó solo el 4,2 por ciento de la capacidad total de procesamiento de crudo en 2022-23. Las refinerías indias están diseñadas de manera más óptima para producir gasolina y diésel y tienen menores rendimientos de GLP, lo que a su vez limita la producción nacional de GLP.

Uno de los factores clave que inhibe la adopción generalizada del GLP por parte de las industrias es la competencia del gas natural. En los tres sectores consumidores de GLP (hogares, transporte e industrias), la disponibilidad de gas natural canalizado a precios regulados hace que el GLP sea una opción más cara. El apoyo político para aumentar el consumo de gas natural a alrededor del 15 por ciento de la canasta de energía primaria de la India ha aumentado la inversión en infraestructura de transporte para gas natural, como gasoductos. Además, los precios acomodaticios incentivan la producción nacional de gas natural a partir de campos marinos complejos y difíciles.

Históricamente, el gas natural se ha comercializado con descuento respecto del petróleo y los productos derivados del petróleo. Sin embargo, la volatilidad actual de los precios del gas natural importado abre la posibilidad de sustituir el gas natural por productos derivados del petróleo, incluido el GLP, para contener los costos. Las refinerías pueden aumentar el consumo interno de propano como combustible de proceso para reducir la necesidad de gas natural costoso. Las industrias también pueden sustituir el gas natural por GLP, pero esto depende de restricciones regulatorias. Muchas plantas industriales en China utilizaron GLP como su principal fuente de combustible para la generación de energía local y/o combustible de proceso en el pasado. A medida que se expandió el suministro de gas natural, muchas de estas instalaciones se conectaron a redes de distribución de gas, pero aún conservaban tanques de almacenamiento de GLP y la capacidad de volver a conectarlos si era necesario. Como en el caso de la India, la mayoría de las plantas industriales estatales de China están conectadas al suministro interno de gas, que está sujeto a controles de precios, mientras que la mayoría de los usuarios de gas del sector privado compraban GNL (gas natural licuado) regasificado importado. Los usuarios de gas del sector privado quedaron así expuestos a la volatilidad de los precios del gas natural a base de GNL, que no está sujeto a regulación de precios. Cuando aumentó el precio del gas natural comercializado a nivel mundial, el GLP se volvió competitivo en comparación con el GNL importado y esto llevó a un “cambio inverso” del gas al GLP y contribuyó a la demanda china de importación de GLP. Según la normativa vigente en China, no se permite el cambio de combustible. Una vez que un usuario industrial se conecta a la red de gas natural, se debe eliminar el GLP del sistema.

El consumo interno de GLP en la India disminuyó de 25.502.000 toneladas en 2021-11 a 25.382.000 toneladas en 2022-23. El consumo de GLP por parte del segmento de transporte también disminuyó de 122.000 toneladas en 2021-11 a 107 toneladas en 2022-23. Sin embargo, el consumo no nacional y a granel de GLP aumentó de 2.630.000 toneladas en 2021-22 a 3.015.000 toneladas en 2022-23. Para las industrias que no están conectadas a la red de gas, se puede promover el GLP como fuente de generación de energía y calor de proceso. La naturaleza descentralizada del GLP como combustible puede facilitar la industrialización de las zonas rurales. Para las industrias que están conectadas a la red de gas natural, la disposición política para cambiar entre GLP y gas natural por parte de las industrias en la India no solo mantendrá el impulso en el crecimiento del consumo sino que también aliviará la presión de costos sobre las industrias al reducir la exposición a la volatilidad en los precios del gas natural. .

Indian Oil Corporation (IOC) se ha llevado la mitad del gas natural que Reliance Industries Ltd (RIL) y su socio BP del Reino Unido ofrecieron en la última subasta del combustible utilizado para generar energía, producir fertilizantes y convertirlo en gas natural comprimido. (GNC) y se utiliza para cocinar. La COI obtuvo 2,5 millones de metros cúbicos estándar por día (mmscmd) de los 5 mmscmd de gas subastados el mes pasado. La empresa de refinación y comercialización de petróleo, que ya en la anterior subasta de gas del bloque marino oriental KG-D6 de RIL-BP fue el mejor postor, pujó por los volúmenes en nombre de siete plantas de fertilizantes. Las compañías de gas urbano, incluidas GAIL Gas Ltd, Mahanagar Gas Ltd, Torrent Gas, Indian Oil Adani Gas Ltd y Haryana City Gas, obtuvieron un total de 0,5 mmscmd de gas para convertirlo en GNC para venderlo a automóviles y canalizarlo a las cocinas domésticas para cocinar. GAIL (India) Ltd y la refinería Hindustan Petroleum Corporation Ltd (HPCL) obtuvieron 0,6 mmscmd cada una, mientras que Gujarat State Petroleum Corp (GSPC) se quedó con 0,5 mmscmd y Shell otros 0,2 mmscmd. RIL-BP, que hace dos años revirtió la tendencia a la baja en la producción nacional de gas al poner en producción su segunda ola de descubrimientos en el bloque KG-D6 situado en las profundidades del Golfo de Bengala, ahora está aumentando los suministros. El gas natural, un combustible eficiente y de combustión más limpia, se considera un combustible de transición para que las naciones pasen de los hidrocarburos contaminantes a combustibles de cero emisiones. En la última licitación, RIL-BP ofreció 5 mmscmd de gas por un período de 3 años a partir del 1 de junio. Se pidió a los postores que cotizaran una variable 'v' por encima del precio JKM, el punto de referencia del mercado spot para el gas natural licuado (GNL). Entregado a Japón y Corea del Sur. La subasta electrónica comenzó el 19 de mayo y finalizó el 23 de mayo, la duración más larga de una subasta desde que se permitió a los operadores vender combustible mediante licitación abierta. Al final de la subasta electrónica, el gas se vendió a 16 compradores a un precio de JKM + (más) 0,75 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu) durante 3 años. El precio actual en JKM es de 9,2 dólares EE.UU. por mmBtu, el precio del gas KG-D6 ronda los 10 dólares EE.UU. Esta tasa se compara con el precio tope de 6,5 dólares estadounidenses por mmBtu que la Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), el gigante estatal, produce gas para combustible a partir de campos antiguos o heredados. RIL-BP había vendido en abril 6 mmscmd de gas. La COI se había llevado casi la mitad de los 6 mmscmd de gas vendidos en una subasta electrónica el 12 de abril, mientras que GAIL compró 0,7 mmscmd, Adani-Total Gas Ltd 0,4 mmscmd, Shell 0,5 mmscmd, GSPC 0,25 mmscmd e IGS otros 0,5 mmscmd. Hasta ahora, Reliance ha realizado 19 descubrimientos de gas en el bloque KG-D6. De estos, D-1 y D-3, los más grandes del lote, comenzaron a producir en abril de 2009, y MA, el único yacimiento petrolífero del bloque, entró en producción en septiembre de 2008. Mientras que el campo MA dejó de producir en En septiembre de 2018, la producción de D-1 y D-3 cesó en febrero de 2020. Desde entonces, RIL-BP está invirtiendo 5 mil millones de dólares 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.

GAIL (India) Ltd obtuvo la licencia para construir el gasoducto de gas natural Gurdaspur-Jammu de 2 mmscmd. La Junta Reguladora de Petróleo y Gas Natural de la India adjudicó el proyecto a GAIL frente a IOC, el único otro postor calificado. El gasoducto, de 175 kilómetros de longitud, transportará gas desde Punjab hasta Jammu y Cachemira, administrados por India. PNGRB también se está preparando para su duodécima ronda de licitación para construir los gasoductos de gas natural y la red de distribución de gas urbano de la India, publicando una lista de ocho áreas geográficas para las cuales está iniciando una consulta pública. Estas áreas son Arunachal Pradesh, Meghalaya, Manipur, Mizoram, Nagaland, Sikkim, Jammu y Cachemira y Ladakh. El Gobierno de la India ha dicho que está dando prioridad a un cambio hacia una economía basada en el gas natural.

HPCL ha obtenido un contrato a largo plazo de ONGC Petro Adds (OPaL) para el suministro de gas natural a su mega complejo petroquímico en Dahej. OPaL, una empresa conjunta de ONGC, GAIL (India) Ltd y GSPC, requiere el gas para operar su propia planta de energía cautiva (CPP) para satisfacer sus necesidades de energía y vapor.

El precio interno del gas natural se mantuvo estable en 6,5 dólares EE.UU. por mmBtu en junio. El precio interno del gas natural se determina cada mes como el 10 por ciento del precio promedio de la canasta de crudo de la India del mes anterior. El precio del gas, según la fórmula, cayó a 7,58 dólares por mmbtu en junio desde 8,27 dólares en mayo. Pero dado que el precio del gas debe permanecer dentro de una banda determinada por el Gabinete de entre 4 y 6,5 dólares por mmBtu, el precio efectivo para junio no cambiará. Esta banda de precios se aplica únicamente al gas producido en los campos operados por ONGC y Oil India Limited (OIL).

La producción de gas en el campo holandés de Groningen finalizará el 1 de octubre, dijo el gobierno, ya que cumplió su promesa de cesar rápidamente la extracción, ya mínima, para limitar los riesgos sísmicos en la región. El campo, operado por una empresa conjunta de Shell y Exxon Mobil, todavía posee enormes reservas de gas natural, pero la producción se ha reducido casi por completo en los últimos años debido a que los temblores relacionados con la perforación causaron daños generalizados y angustia mental a las personas que viven cerca. Las instalaciones de producción se cerrarán permanentemente en 2024, dijo el gobierno, pero habrá una opción para extraer cantidades limitadas de gas en circunstancias extremas durante el próximo año. La extracción en lo que alguna vez fue uno de los campos de gas natural más grandes de Europa se limitó al mínimo necesario para mantenerlo operativo (alrededor de 3 mil millones de metros cúbicos por año) en octubre del año pasado, con el objetivo de cerrar el campo un año después o en 2024. a más tardar. La extracción incluso aumentó a casi 54 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas en 2013, a pesar de que Groningen había sido golpeada por el temblor más fuerte jamás registrado en la región un año antes. Descubierto en 1959, la producción alcanzó un máximo de 88 bcm en 1976 y todavía se acercaba a los 30 bcm hace sólo seis años. Se estima que el gas del campo de Groningen ha aportado 363.000 millones de euros (395.000 millones de dólares) al tesoro holandés desde que comenzó la producción en los años 1960, sentando las bases del estado de bienestar del país.

Venture Global LNG, desarrollador estadounidense de gas natural licuado (GNL), había firmado un acuerdo de 20 años para proporcionar a la alemana Securing Energy for Europe GmbH (SEFE) 2,25 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Con este acuerdo, Venture Global se convertiría en el mayor proveedor de GNL de Alemania, con un total combinado de 4,25 MTPA de GNL.

Israel debería examinar urgentemente cuánto gas natural debería exportar el país para asegurarse de que se queda con suficiente, dijo el Ministerio de Finanzas de Israel. Se espera que el país duplique aproximadamente su producción de gas en los próximos años y está a semanas de una tan esperada ronda de licencias para nuevos bloques de exploración de petróleo y gas frente a las costas de Israel.

Los desarrolladores de GNL de Estados Unidos están en camino de aprobar tres proyectos de exportación capaces de procesar 5,1 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) de gas en la primera mitad del año, un volumen récord para nuevos proyectos de GNL en cualquier año. Estados Unidos se convirtió en el mayor productor de GNL del mundo por capacidad instalada en 2022, impulsado por el auge de la construcción de plantas de GNL y una década de crecientes descubrimientos de gas de esquisto. Las exportaciones estadounidenses de GNL están preparadas para alcanzar 12,1 bcfd este año y 12,7 bcfd el próximo. Los promotores estadounidenses de GNL ya han aprobado este año la construcción de dos proyectos: la segunda fase de 1,2 bcfd de Plaquemines de Venture Global LNG en Luisiana y Port Arthur de 1,8 bcfd de Sempra Energy en Texas. NextDecade Corporation dijo que espera dar luz verde a la primera fase de 2,1 bcfd de su proyecto Rio Grande LNG en Brownsville, Texas, a finales de mes. La primera producción podría tener lugar en 2027, afirmó.

TotalEnergies comprará una participación del 17,5 por ciento en el desarrollador estadounidense de GNL NextDecade por 219 millones de dólares (mn), dijo el grupo francés, como parte de un acuerdo más amplio para permitir que continúe el proyecto de exportación de GNL Rio Grande de la compañía de Texas. NextDecade dijo que había celebrado acuerdos marco con Global Infrastructure Partners (GIP) y TotalEnergies para facilitar la decisión final de inversión para el proyecto Rio Grande LNG, que se espera que sea confirmada a finales de junio. Las exportaciones récord de GNL de Estados Unidos ayudaron a suavizar el golpe a Europa debido a la marcada reducción de los suministros de gas natural por gasoducto ruso en 2022, y seguirán siendo una fuente de energía clave para el continente, lo que provocará una carrera para poner en funcionamiento más terminales de exportación estadounidenses. El compromiso de 5,4 millones de toneladas (TM) representa la producción completa de una de las primeras tres unidades de licuefacción y es, con diferencia, el contrato de suministro más grande que NextDecade ha conseguido hasta ahora. La firma francesa tiene la opción de adquirir GNL adicional de la segunda fase del proyecto Rio Grande. TotalEnergies es el tercer actor de GNL más grande del mundo, con una participación de mercado de aproximadamente el 12 por ciento y una cartera global de aproximadamente 50 TM de GNL por año. Ha dicho que pretende hacer crecer su negocio de GNL en un 3 por ciento anual y espera que el gas natural represente la mitad de todas sus ventas de energía para 2030. Su rival británica Shell también ha anunciado planes para hacer crecer su negocio de gas natural y defender su posición como el principal actor mundial de GNL. NextDecade planea producir hasta 27 TM de GNL al año, con un componente de secuestro de carbono en el proyecto para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Trinidad y Tobago está solicitando al gobierno de Estados Unidos que modifique los términos de una licencia que autoriza el desarrollo conjunto de un prometedor campo de gas marino con Venezuela, dijo el Ministerio de Energía de la nación caribeña. En enero, Estados Unidos emitió una autorización de dos años para que Trinidad y un grupo de empresas, entre ellas la petrolera estatal venezolana PDVSA y la angloholandesa Shell, reactivaran un proyecto inactivo que podría ayudar a Trinidad a impulsar el procesamiento de gas y las exportaciones a sus vecinos. Este mes Trinidad planea revelar los ganadores de una ronda de licitación por bloques terrestres y de aguas someras en el país, luego de evaluar las ofertas. Las negociaciones con BP y Shell sobre los términos para la exploración y desarrollo de bloques de petróleo y gas en aguas profundas adjudicados en una subasta separada también podrían finalizar pronto.

Cheniere Energy suministrará 1,8 TM de GNL por año a ENN Natural Gas de China durante más de 20 años. Estados Unidos se ha convertido en el mayor exportador de GNL del mundo después de que las sanciones occidentales a Rusia, el principal proveedor, dejaran a Europa luchando por encontrar fuentes alternativas para el producto. En 2021, ENN había firmado un acuerdo de 13 años para comprar GNL de Cheniere a partir de julio de 2022. Cheniere dijo que las entregas comenzarán a mediados de 2026 y aumentarán a 0,9 millones de toneladas por año (MTPA) en 2027. Entrega de los 0,9 millones restantes MTPA está sujeta a la decisión de inversión final positiva de Cheniere con respecto al Proyecto de Ampliación de Licuefacción de Sabine Pass en Luisiana.

QatarEnergy firmará un acuerdo de 27 años para suministrar a China National Petroleum Corporation (CNPC) 4 TM de GNL por año. CNPC también adquirirá una participación del 5 por ciento en un tren de GNL de la expansión de gas del campo norte de QatarEnergy.

Petrobangla de Bangladesh firmó un acuerdo a largo plazo para comprar GNL a OQ Trading de Omán. Según el SPA firmado, OQT, anteriormente conocida como Oman Trading International, suministrará entre 0,25 y 1,5 TM por año de GNL a Bangladesh durante 10 años, a partir de 2026, según un comunicado del Ministerio de Energía y Energía de Bangladesh. OQT entregará cuatro cargamentos de GNL en 2026, 16 cargamentos por año de 2027 a 2028 y 24 cargamentos por año de 2029 a 2035. Este es el segundo acuerdo de suministro de GNL, ya que las dos empresas ya firmaron un acuerdo de 10 años en 2018. En virtud de ese SPA que comenzó en 2019, OQT suministra alrededor de 1 TM por año a Bangladesh. OQT trabaja con el productor estatal omaní Oman LNG, el operador de tres trenes de GNL en Qalhat con una capacidad nominal de 10,4 TM por año. Además de estos acuerdos, Petrobangla tiene un acuerdo de 15 años con Qatargas, la unidad de QatarEnergy, por 2,5 TM de GNL y este acuerdo comenzó en 2018. La empresa firmó recientemente otro acuerdo con la división comercial de GNL de QatarEnergy por aproximadamente 1,8 TM de GNL por año, a partir de 2026. Bangladesh actualmente importa GNL a través de su primera instalación de importación de GNL, Moheshkhali Floating LNG o MLNG, operada por Petrobangla, y a través de la terminal de importación de GNL con sede en la FSRU de Summit ubicada frente a la costa de la isla Moheshkhali en la Bahía de Bengala, con una capacidad de regasificación diaria de 500 millones de pies cúbicos. . QatarEnergy ha firmado un acuerdo de suministro de GNL a 15 años con PetroBangla de Bangladesh por 1,8 MTPA a partir de 2026. El último contrato con un cliente asiático por parte del principal exportador de GNL del mundo se produce cuando los países occidentales, incluida Alemania, presionan para ganar una parte del gas de Qatar. a medida que la competencia aumentó después de la guerra de Ucrania. También es el segundo negocio de QatarEnergy en Asia desde que comenzó a vender el gas que se espera entre en funcionamiento a partir del proyecto de ampliación de North Field. La ampliación elevará la capacidad de licuefacción de Qatar a 126 MTPA para 2027, desde los 77 millones actuales.

En un esfuerzo por acelerar el trabajo en el proyecto del gasoducto de Turkmenistán, Afganistán, Pakistán e India (TAPI) y finalizar el estudio de viabilidad lo antes posible, Pakistán y Turkmenistán firmaron un Plan de Implementación Conjunta (JIP). En la reunión con la delegación de Turkmenistán, el Primer Ministro de Pakistán, Shehbaz Sharif, dijo que al ser un componente crítico de la visión de su gobierno, el proyecto del gasoducto TAPI garantizaría la seguridad energética, el crecimiento económico y la prosperidad en Pakistán, así como en toda la región. El Primer Ministro renovó el compromiso de implementar rápidamente el proyecto y esperaba que el gasoducto TAPI se completara lo antes posible optimizando todos los recursos disponibles por todas las partes relevantes. El gobierno de Pakistán invitó a Turkmenistán a explorar la conectividad de gas desde la frontera de Chaman hasta Gwadar y a construir terminales de GNL en Gwadar, lo que ampliaría el suministro a Europa y a los mercados mundiales de GNL. El proyecto del gasoducto TAPI tiene como objetivo llevar gas natural desde el yacimiento de gas de Galkynysh en Turkmenistán a Pakistán a través de Afganistán. El gasoducto transportará hasta 33 bcm (una media de 3,2 bcfd) de gas natural al año durante un período de 30 años. La fuente de suministro es el campo de gas de Galkynysh en la región oriental de Turkmenistán, mientras que la extracción de Pakistán será de 1,3 bcfd con un diámetro de tubería de 56 pulgadas. Pakistán continúa otorgando gran importancia al proyecto del gasoducto TAPI para enfrentar los desafíos energéticos emergentes para el país y como manifestación de una cooperación comercial y energética significativa entre Pakistán y Asia Central.

Chevron ha comenzado a producir gas a partir del proyecto de desarrollo Gorgon Stage 2 frente a la costa de Australia Occidental. El desarrollo amplía la red submarina de recolección de gas existente del Proyecto Gorgon, que exporta GNL a clientes de toda Asia y produce gas nacional para el mercado de Australia Occidental. El desarrollo de la Etapa 2 de Gorgon implicó la instalación de 11 pozos adicionales en los campos Gorgon y Jansz-Io y los correspondientes ductos de producción en alta mar y estructuras submarinas para mantener el suministro de gas de alimentación para las instalaciones de procesamiento de gas del proyecto en la isla Barrow. Chevron es propietario y operador del 47 por ciento del proyecto Gorgon LNG. También es copropiedad de Exxon Mobil Corp, Shell y las empresas de servicios públicos japonesas Osaka Gas, Tokyo Gas y JERA.

4 de julio: Las empresas de comercialización de petróleo (OMC) han aumentado el precio de los cilindros comerciales de gas LP (gas licuado de petróleo) de 19 kilogramos (kg) en INR7. El nuevo cilindro comercial de gas GLP de 19 kg ahora costará 1780 INR en Delhi. Anteriormente, en Delhi, un cilindro comercial de GLP costaba INR1773, y ahora, con una tarifa revisada, el cilindro comercial de GLP costará INR1780. Los precios de las bombonas comerciales de gas GLP también aumentaron en otros estados federados. Los precios de los cilindros de GLP aumentaron a 1902 INR en Calcuta, 1740 INR en Mumbai y 1952 INR en Chennai. El mes pasado, el precio de los cilindros comerciales de GLP se redujo significativamente en 83,50 INR. Después del precio revisado, el cilindro de GLP costaba 1773 INR en Delhi. El precio de una bombona de gas GLP doméstico de 14,2 kg se mantiene. En marzo de 2023, el precio de los cilindros de gas GLP nacionales aumentó en 50 INR, lo que llevó el precio de los cilindros de gas de 14,2 kg a 1103 INR en Delhi, 1129 INR en Calcuta, 1102,50 INR en Mumbai y 1118,50 INR en Chennai.

3 de julio: Las importaciones indias de petróleo ruso alcanzaron otro récord el mes pasado, ya que la nación del sur de Asia se acerca potencialmente al límite de su derroche de compras al principal productor de la OPEP+. Los volúmenes diarios subieron a 2,2 millones de barriles por día en junio, aumentando por décimo mes, según Viktor Katona, jefe de análisis de crudo de Kpler. Las compras rusas volvieron a superar los envíos combinados de Arabia Saudita e Irak, según muestran los datos de la firma de análisis. India surgió como un consumidor clave de petróleo ruso tras la invasión de Ucrania, pero las compras de la nación podrían estar cerca de su límite debido a problemas de infraestructura y la necesidad de mantener buenas relaciones con otros proveedores. Kpler dijo que las importaciones podrían caer el próximo mes debido a la menor oferta rusa. Indian Oil Corporation (IOC) ha sido el mayor comprador de crudo ruso en los últimos dos meses, seguida por Reliance Industries Ltd., según Kpler. En general, las importaciones indias de los Urales alcanzaron otro récord de 1,5 millones de barriles por día en junio, dijo la firma de análisis.

30 de junio: La Junta Reguladora de Petróleo y Gas Natural (PNGRB) planea subastar licencias de distribución de gas urbano para los estados del noreste y los territorios de la unión de Ladakh y Jammu y Cachemira (J&K). La PNGRB está ultimando las áreas para la duodécima ronda de licitación de gas urbano. Ha elaborado una lista provisional de áreas para las que se subastarán licencias y ha solicitado la opinión de las partes interesadas, según una notificación en el sitio web del regulador. La lista de áreas propuesta incluye Arunachal, Meghalaya, Manipur, Mizoram, Nagaland, Sikkim, J&K y Ladakh.

30 de junio: Reliance Industries Limited (RIL) y BP dijeron que habían comenzado la producción en el campo MJ, luego de las actividades de prueba y puesta en servicio. El campo MJ representa el último de tres nuevos desarrollos importantes en aguas profundas que el consorcio RIL-BP ha puesto en producción en el bloque KG D6 frente a la costa este de la India, dijeron las compañías. En conjunto, se espera que los tres campos produzcan alrededor de 30 millones de metros cúbicos estándar de gas por día (mil millones de pies cúbicos por día) cuando el campo MJ alcance su máxima producción. Se espera que esto represente alrededor de un tercio de la actual producción interna de gas de la India y satisfaga aproximadamente el 15 por ciento de la demanda de la India, dijeron las compañías.

29 de junio: Adani Total Gas Limited (ATGL), la empresa conjunta entre Adani Group y TotalEnergies de Francia, dijo que invertirá entre 180.000 y 200.000 millones de INR en los próximos 8 a 10 años. Según ATGL, la inversión se realizará para ampliar la infraestructura para la venta minorista de GNC (gas natural comprimido) a automóviles y para canalizar gas a hogares e industrias. La compañía tiene más de 460 estaciones de GNC en el país y vende GNC a automóviles y canaliza gas a cocinas domésticas para cocinar en 124 distritos de la India. ATGL tiene alrededor de 7 lakh de consumidores de su gas de cocina por tubería. La declaración se produce mientras la compañía busca expandir su red de estaciones de GNV, así como su red de gasoductos, para aprovechar con éxito el creciente apetito del país por un combustible más limpio. ATGL no sólo espera ampliar su negocio principal de distribución de gas, sino también diversificar su gama de opciones y aprovechar nuevas oportunidades: GNC, biogás comprimido (CBG) y carga de vehículos eléctricos. Mientras tanto, el gobierno se ha comprometido a aumentar la participación del gas natural en la economía al 15 por ciento de su combinación energética para 2030 desde el 6 por ciento actual, ya que es menos contaminante que los combustibles líquidos.

4 de julio: NTPC Limited fue testigo de un aumento del 99 por ciento en la producción de carbón de sus minas cautivas y un aumento del 112 por ciento en el envío de carbón en el primer trimestre de 2023-24, en comparación con el mismo período del año fiscal anterior. La compañía recibió 4,27 millones de toneladas métricas (MMT) de carbón en el primer trimestre de 2022-23, mientras que se produjeron 8,48 MMT de carbón durante el mismo período en 2023-24, un aumento del 99 por ciento. La compañía logró 8,82 millones de toneladas de envío de carbón en el primer trimestre del actual año financiero, lo que supone un aumento del 112 por ciento.

3 de julio: El Ministerio del Carbón logró un aumento en la producción de carbón a una tasa de crecimiento del 8,40 por ciento durante el primer trimestre del año financiero (FY) 2023-24. La producción acumulada de carbón aumentó de 205,65 millones de toneladas (TM) (mismo período el año pasado) a 222,93 TM este año. En el año fiscal 2023-24, la minera nacional Coal India Limited (CIL) produjo 175,35 toneladas de carbón, en comparación con las 159,63 toneladas producidas durante el período correspondiente del año anterior, registrando un aumento del 9,85 por ciento en la producción que contribuyó al crecimiento general. Las minas cautivas y otros productores de carbón también experimentaron un crecimiento del 4,74 por ciento, alcanzando 30,48 TM en el año fiscal 2023-24, en comparación con 29,10 TM en el año fiscal 2022-23. El despacho de carbón también ha mostrado una tendencia positiva, con un crecimiento del 6,97 por ciento en el primer trimestre del año fiscal 2023-24. El despacho acumulado de carbón alcanzó 239,69 TM (provisionales) en el primer trimestre, en comparación con 224,08 TM en el primer trimestre del año fiscal 2022-23. También en este caso, CIL logró una producción de 186,21 TM en el primer trimestre del año fiscal 2023-24, lo que muestra un crecimiento del 5,32 por ciento con respecto a las 176,81 TM producidas en el primer trimestre del año fiscal 2022-23. El aumento de la producción y el envío de carbón ha llevado a una cómoda situación de las reservas de carbón, informó el Ministerio del Carbón. Al 30 de junio de 2023, las existencias totales de carbón alcanzaron las 107,15 toneladas (provisionales), un aumento significativo con respecto a las 77,86 toneladas del 30 de junio de 2022. Este crecimiento del 37,62 por ciento indica los esfuerzos concertados para satisfacer la creciente demanda de carbón. Estos acontecimientos preparan al Ministerio del Carbón no sólo para satisfacer las necesidades energéticas de la India, sino también para alcanzar su objetivo de producción de carbón de mil millones de toneladas para finales de este año.

29 de junio: El presidente de Coal India Limited (CIL), Pramod Agrawal, dijo que la compañía debería seguir siendo una "entidad gubernamental" en el futuro para mantener la "estabilidad de precios" del combustible seco en el país y sugirió una metodología alternativa para el precio del carbón en el futuro. Dijo que desbloquear valor no puede ser el “único” propósito de todas las empresas. Como entidad de propiedad gubernamental, CIL tiene la responsabilidad de garantizar que los beneficios de la producción de carbón se distribuyan al público, dijo. Dijo que la identidad de la minera es sinónimo del sector energético del país, y que la estructura actual con CIL como holding principal es "fuerte y estable". Los precios del carbón de la PSU con sede en Calcuta tienen grandes descuentos en comparación con el combustible importado. Bajo el liderazgo de Agrawal durante tres años a partir del año fiscal 20, la producción y la compra de CIL aumentaron en 101 millones de toneladas (TM) y 113 TM adicionales, respectivamente, mientras que los suministros al sector eléctrico aumentaron en 121 TM durante el mismo período. El uso de carbón en el país alcanzará su punto máximo entre principios y mediados de la década de 2030, en medio de la mayor incorporación de capacidad de energía renovable entre muchas economías globales.

28 de junio: India ha recibido ofertas de 22 empresas, incluidas Jindal Steel and Power e Hindalco Industries, para la extracción comercial de carbón de 18 minas térmicas y de carbón coquizable, dijo el Ministerio del Carbón. La mayoría de las minas tienen reservas de carbón térmico utilizado en la generación de energía, mientras que una tiene la variedad utilizada en el proceso de fabricación de acero. La mitad de las minas están completamente exploradas y las demás parcialmente, dijo el ministerio. La capacidad total de las minas completamente exploradas es de 47,8 millones de toneladas por año. El gobierno quiere que los actores privados impulsen la producción de carbón en el país a medida que aumenta la demanda de energía. Coal India Limited domina la minería del carbón en el país.

4 de julio: Es probable que la infraestructura energética de Bhopal reciba un lavado de cara con una importante inversión de 2.880 millones de rupias. Esto se está haciendo en el marco del plan RDSS (esquema del sector de distribución renovado) del gobierno destinado a fortalecer la infraestructura de suministro de las discoms (empresas de distribución). El ministro de Energía del estado, Pradhyumn Singh Tomar, dijo que las obras de desarrollo realizadas bajo el plan beneficiarán a toda la población de alrededor de 24 lakh de la ciudad y fortalecerán la infraestructura energética de la ciudad durante los próximos 10 años. Las obras que se ejecutarán con estos fondos en la ciudad incluyen la instalación de transformadores de potencia adicionales de alta tensión de 220/132 kV (kilovoltios), además de la modernización de los existentes, dijo. Se construirá un total de 12 kilómetros de longitud de nueva línea de alta tensión de 220 KV y también se construirá una línea de alta tensión de 132 KV de 8 kilómetros de longitud, dijo.

1 julio: El Ministro Principal de Uttar Pradesh (UP), Yogi Adityanath, realizó una revisión del sistema de generación, transmisión y distribución de energía del estado y destacó la necesidad de reformas integrales en el departamento de Electricidad. Bajo la dirección del primer ministro, todos los pueblos, ciudades y distritos de UP han sido iluminados en los últimos seis años. "Hay suministro eléctrico ininterrumpido", afirmó. El mayor desafío para el departamento de electricidad y las discoms (compañías distribuidoras) es proporcionar facturas correctas a tiempo y cobrar el monto a los consumidores, dijo y ordenó a las corporaciones de suministro de energía que se aseguren de que ni un solo consumidor reciba una factura incorrecta. El departamento y las empresas de suministro de energía tendrán que hacer esfuerzos concertados para el cobro oportuno de los pagos, afirmó. Indicó que no se deben producir cortes de energía innecesarios en ninguna parte y que los problemas se deben resolver sin demora. Se debe corregir la rendición de cuentas en materia de alimentadores. Debería haber una mejor comunicación entre todos los problemas, dijo. Se deben emprender acciones legales estrictas contra quienes roban electricidad, pero los consumidores no deben ser acosados ​​en nombre de las investigaciones, afirmó. También pidió que se tomen medidas contra los agentes contra los que se presentan denuncias. Se deben tomar las medidas necesarias para mantener las pérdidas de línea al mínimo, dijo, y buscó la implementación de un plan de liquidación único para los morosos.

29 de junio: El gobierno estatal ha recibido 27.250 millones de rupias en incentivos financieros para 2021-22 y 2022-23 para reformas del sector energético. El departamento de gastos del Ministerio de Finanzas liberó INR664,13 mil millones a 12 estados para reformas en el sector energético con el fin de alentar y apoyar a los estados a aumentar la eficiencia y el desempeño del sector energético. El Centro tomó una iniciativa en el Presupuesto de la Unión 2021-22 para proporcionar este incentivo financiero después de la implementación de reformas específicas en el sector energético por parte de los estados. Según las recomendaciones del Ministerio de Energía, el Ministerio de Finanzas ha concedido permiso para las reformas emprendidas en 2021-22 y 2022-23 a 12 gobiernos estatales. Para obtener este servicio, los estados deben emprender una serie de reformas obligatorias y cumplir con los puntos de referencia de desempeño estipulados, incluida la transparencia en la presentación de informes de los asuntos financieros del sector eléctrico, la presentación oportuna de las cuentas financieras y energéticas y la auditoría y el cumplimiento oportunos de los requisitos legales y reglamentarios. . El Ministerio de Energía es el ministerio nodal encargado de evaluar el desempeño de los estados y determinar su elegibilidad para otorgar permisos de endeudamiento adicional.

29 de junio: El gobierno ha emitido directrices para garantizar que haya suficiente electricidad disponible para impulsar el crecimiento del país. Las discoms (empresas distribuidoras) establecerán un marco para la adquisición anticipada de recursos para satisfacer la demanda de electricidad de manera rentable. Las directrices establecen un mecanismo institucional para la adecuación de los recursos que va desde el nivel nacional hasta el nivel de malestar, de modo que se garantice la disponibilidad de recursos para satisfacer la demanda en cada nivel. Las nuevas capacidades de generación, el almacenamiento de energía y otros recursos flexibles necesarios para satisfacer de manera confiable el crecimiento futuro de la demanda a un costo óptimo se evaluarán con mucha antelación.

30 de junio: El primer reactor de energía nuclear de 700 MW desarrollado localmente en la India en el KAPP (Proyecto de Energía Atómica Kakrapar) en Gujarat inició operaciones comerciales. Actualmente, la unidad está funcionando al 90 por ciento de su potencia total, dijo KAPP. La Nuclear Power Corporation of India Limited (NPCIL) está construyendo dos reactores de agua pesada a presión (PHWR) de 700 MW en Kakrapar, que también alberga dos centrales eléctricas de 220 MW. Se estaban llevando a cabo varias actividades de puesta en servicio en KAPP 4, que a finales de mayo había logrado un avance del 96,92 por ciento. El NPCIL planea construir dieciséis PHWR de 700 MW en todo el país y ha otorgado sanciones financieras y administrativas para ello.

29 de junio: ReNew dijo que está estableciendo dos proyectos híbridos de 70,2 MW (megavatios) en Karnataka. Los dos proyectos de energía solar y eólica ayudarán a reducir 150 kilotones de emisiones de CO2 (dióxido de carbono) al año. Los proyectos forman parte del parque energético de 200 MW de ReNew para suministrar energía limpia a empresas de la región de Vijaynagara en Karnataka. Según estimaciones de la industria, para implementar cada MW de proyecto de energía renovable, se requiere una inversión de 50 a 60 millones de rupias.

4 de julio: La italiana Eni pretende reducir su exposición al petróleo en favor del gas natural y los combustibles no fósiles, en parte mediante la venta de activos, afirmó el director general del grupo energético, Claudio Descalzi. Eni planea generar mil millones de euros (1,1 mil millones de dólares) de ingresos netos del saldo entre ventas y adquisiciones de activos entre 2023 y 2026, dijo la compañía en su plan de negocios. Eni anunció la venta de algunos de sus activos petroleros en el Congo, apenas unos días después de anunciar que había acordado comprar Neptune Energy.

3 de julio: Rusia reducirá sus exportaciones de petróleo en 500.000 barriles por día (bpd) en agosto, dijo el hombre clave en materia de petróleo del presidente Vladimir Putin, mientras Moscú busca aumentar los precios mundiales del petróleo en concierto con Arabia Saudita. El petróleo crudo Brent subió hasta un 1,6 por ciento a 76,60 dólares el barril después del anuncio ruso y una declaración de Arabia Saudita de que extendería su recorte voluntario de producción de 1 millón de bpd por otro mes para incluir agosto. Las exportaciones de Rusia se han mantenido fuertes a pesar de las sanciones occidentales. Ya se ha comprometido a reducir su producción en 500.000 barriles por día (bpd) a 9,5 millones de bpd desde marzo hasta fin de año. Tanto Riad como Moscú han estado tratando de mantener alto el precio del petróleo. El Brent ha caído desde los 113 dólares por barril de hace un año debido a las preocupaciones sobre una desaceleración económica y los amplios suministros de los principales productores.

3 de julio: Las refinerías asiáticas esperan que Arabia Saudita reduzca los precios de su suministro de crudo a la región en agosto, según mostró una encuesta, incluso cuando el principal exportador de petróleo se comprometió a profundizar los recortes de producción en julio como parte de un acuerdo más amplio de la OPEP+. En junio, Arabia Saudita aumentó inesperadamente los precios de los cargamentos que se cargarán en julio, mermando los márgenes de las refinerías asiáticas. Para respaldar los precios mundiales deprimidos por el aumento de las tasas de interés y los temores de recesión, el productor se ofreció a recortar la producción en 1 millón de barriles por día (bpd) en julio, además de un acuerdo más amplio de la OPEP+ para limitar el suministro hasta 2024. Se espera que la petrolera estatal Saudi Aramco recortar el precio de venta oficial (OSP) del crudo Arab Light en agosto en unos 50 centavos por barril con respecto al mes anterior, según una encuesta de Reuters entre seis fuentes de refinación. El OSP de julio para el grado emblemático alcanzó un máximo de seis meses de 3 dólares por barril por encima del promedio de las cotizaciones de Dubai y Omán. Las ganancias de una refinería típica de Singapur que procesa crudo de Dubai cayeron a un promedio de 3,44 dólares por barril en junio, desde 4,78 dólares por barril el mes pasado. Además, la demanda de cargamentos para agosto, que llegarían a las refinerías asiáticas en septiembre, podría caer ya que algunas plantas cerrarán por mantenimiento, según la encuesta. Los precios del crudo saudí suelen seguir de cerca los cambios en los diferenciales de precios mensuales de referencia de Dubai, pero los dos se han desconectado en los últimos meses.

28 de junio: La Compañía Nacional de Petróleo de Uganda (UNOC) espera iniciar la producción de petróleo del proyecto Tilenga en el primer semestre de 2025, dijo el director ejecutivo (CEO) Proscovia Nabbanja. El proyecto Tilenga, en los distritos de Buliisa y Nwoya en los yacimientos petrolíferos del Lago Alberto en Uganda, es operado por la importante energética francesa TotalEnergies en asociación con CNOOC Ltd y UNOC de China. El petróleo del proyecto Tilenga se transportará a través del Oleoducto de Crudo de África Oriental (EACOP), valorado en 3.500 millones de dólares, hasta el puerto de Tanga en Tanzania para su exportación. La EACOP tiene capacidad para enviar hasta 246.000 barriles de crudo por día a los mercados mundiales ya en 2025.

28 de junio: Tres sindicatos noruegos llegaron a un acuerdo salarial con los propietarios de plataformas flotantes de perforación petrolera en alta mar, evitando el estallido de huelgas que habrían interrumpido la exploración, dijeron los sindicatos. El acuerdo entre la Asociación de Armadores de Noruega y los sindicatos Industri Energi, Safe y DSO abarca a 7.500 trabajadores. Los sindicatos habían dicho que 1.644 trabajadores de 12 plataformas irían a huelga inicialmente si las conversaciones fracasaban, pero que no perturbarían la producción actual de petróleo y gas.

4 de julio: Egipto ha iniciado un programa de 1.800 millones de dólares para perforar pozos de exploración de gas natural en el mar Mediterráneo y el delta del Nilo, dijo el Ministro de Petróleo, Tarek El Molla. El programa se realiza en cooperación con Eni, Chevron, ExxonMobil, Shell y BP. El objetivo es perforar 35 pozos exploratorios en dos años, 21 en el actual ejercicio 2023/2024 y 14 en el próximo año, dijo El Molla.

3 de julio: Las exportaciones totales de gas natural licuado (GNL) de Rusia disminuyeron un 9,4 por ciento en la primera mitad del año a alrededor de 14,4 millones de toneladas (TM), mientras que los suministros a Europa se mantuvieron estables en unas 9 TM, según mostraron los datos de Refinitiv Eikon. Europa ha estado aumentando las compras de GNL marítimo en un intento por compensar la importante disminución de los flujos de gas ruso, suministrado a través de la red de gasoductos. Según Refinitiv Eikon, las exportaciones rusas de GNL a Europa en el primer semestre del año alcanzaron alrededor de 9 millones de toneladas, mientras que los suministros a Asia fueron de alrededor de 5,2 TM, en comparación con 8,9 TM y 7 TM respectivamente en el mismo período del año anterior. Las exportaciones totales de GNL de Rusia aumentaron una quinta parte en 2022.

2 de julio: Los socios del proyecto de gas marino israelí Leviatán dijeron que invertirían 568 millones de dólares para construir un tercer gasoducto que permitirá aumentar la producción y las exportaciones de gas natural. Leviatán, un campo de aguas profundas con enormes depósitos, entró en funcionamiento a finales de 2019 y produce 12.000 millones de metros cúbicos (bcm) de gas al año para venderlo a Israel, Egipto y Jordania. La idea es aumentar la capacidad para incluir volúmenes considerables para Europa en su intento de reducir la dependencia de la energía rusa. El nuevo oleoducto conectará el pozo con una instalación de producción a unos 10 kilómetros de la costa mediterránea de Israel. Está previsto que entre en funcionamiento en la segunda mitad de 2025, cuando la producción en Leviathan aumentará a 14 bcm al año, dijeron las empresas. A más largo plazo, se espera que la producción de Leviatán alcance unos 21 bcm al año. El grupo ha anunciado planes para una terminal flotante de gas natural licuado (GNL) frente a la costa israelí con una capacidad anual de GNL de aproximadamente 4,6 millones de toneladas, o 6,5 bcm.

2 de julio: El ministro de Electricidad de Sudáfrica, Kgosientsho Ramokgopa, dijo que el país estaba más cerca de poner fin a los cortes de energía diarios a medida que el clima más cálido regrese hacia finales de año, pero se negó a dar una fecha específica. Sudáfrica está en camino de sufrir este año el mayor número de días de apagón en la historia, con cortes de energía diarios que se extienden a casi 10 horas al día, afectando a empresas y hogares en una economía que ya está afectada por altas tasas de interés e inflación. Se espera que los cortes de energía, llamados localmente desconexión de carga, reduzcan 2 puntos porcentuales del PIB este año, dijo el banco central. Los apagones han disminuido en las últimas semanas, pero existe el temor de que a medida que el invierno del hemisferio sur se afiance más en julio y agosto, la mayor demanda de calefacción podría hacer funcionar muchas plantas de energía. En septiembre, la temperatura empieza a subir una vez más. Debido a las intervenciones en el mantenimiento y la disponibilidad del sistema y a los esfuerzos de empresas y hogares, el peor escenario de demanda máxima invernal de 34.000 megavatios (MW) no se ha materializado, afirmó. La capacidad disponible se está estabilizando en alrededor de 29.000 MW, lo que da suficiente espacio para reducir los cortes de energía a la Etapa 3, donde se retiran de la red 3.000 MW, lo que genera entre dos y cuatro horas de cortes de energía diarios, dijo. Sudáfrica implementa cortes de energía en etapas del uno al ocho, siendo ocho el más alto y se traduce en más de 10 horas de cortes de energía diarios. Dijo que el país estaba llegando a una etapa en la que la generación de energía estaba comenzando a satisfacer la demanda, con apagones que bajaron de la Etapa 6 a la Etapa 3 en el espacio de seis semanas. Sudáfrica pronto podría no sufrir apagones durante 24 horas, afirmó.

30 de junio: Japón planea convertirse en uno de los principales productores de energía eólica marina del mundo, uniéndose a países como China y el Reino Unido, mientras realiza la transición hacia una economía de cero emisiones y al mismo tiempo busca una mayor seguridad energética. Las empresas japonesas tienen activos eólicos marinos desde Taiwán hasta Bélgica y el Reino Unido, pero aún no han construido parques a gran escala en su país. El Ministerio de Economía, Comercio e Industria (METI) y el Ministerio de Tierra, Infraestructura, Transporte y Turismo (MLIT) de Japón terminaron de aceptar propuestas para la segunda gran ronda de licitaciones de energía eólica marina para construir 1,8 gigavatios (GW) de capacidad en cuatro áreas. Japón tenía 136 megavatios (MW) de capacidad eólica marina instalada en 2022, una fracción en comparación con casi 14 GW en el Reino Unido y 31 GW en China, según el Consejo Mundial de Energía Eólica. Su objetivo es tener 10 GW para 2030 y hasta 45 GW operativos para 2040, ya que quiere que las energías renovables proporcionen entre el 36 y el 38 por ciento de su combinación de electricidad para finales de esta década, frente al 20 por ciento actual, y se ha fijado como objetivo convertirse en carbono neutral para 2050. Un consorcio liderado por Marubeni lanzó las primeras operaciones eólicas marinas comerciales a gran escala de Japón en el puerto de Noshiro (84 MW) y el puerto de Akita (55 MW) a finales de 2022 y principios de 2023. Marubeni ganó estos proyectos con el programa de tarifas de alimentación para energías renovables. energía, antes de que el gobierno aplicara una nueva ley en 2019 para mejorar el desarrollo de parques eólicos marinos fuera de las áreas portuarias, introduciendo un esquema de subasta pública.

Esta es una publicación semanal de la Observer Research Foundation (ORF). Abarca información nacional e internacional actual sobre energía categorizada sistemáticamente para agregar valor. El año 2023 es el vigésimo 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 fines educativos únicamente y ha sido compilada, adaptada y editada a partir de fuentes confiables. ORF no acepta ninguna responsabilidad por errores en los mismos. El material de noticias pertenece a sus respectivos propietarios y se proporciona aquí únicamente para una mayor difusión. Las opiniones son las 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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