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LPG World editorial: Think tanks

  • : LPG
  • 01/10/24

LPG storage capacity continues to expand as the latest LPG World survey grows to more than 1,300 facilities across the world

China's petrochemical expansion continues to be at the forefront of global investments in new LPG storage capacity, although a shifting focus away from propane dehydrogenation (PDH) to cracking and more interest in exploiting ethane is altering the make-up of such projects.

The number of Chinese storage facilities in the latest Global LPG Storage Survey 2024 rises to 130 from 126 in 2023, while capacity reaches about 6.7mn t, up from close to 5.9mn t. The two most significant contributions come from new terminals in east and northeast China. Befar New Material's import facility in Binzhou, Shandong province, and Hengli Petrochemical's Dalian terminal in Liaoning province. Both are capable of storing 160,000t of LPG — 80,000t of propane and butane apiece — and will be used to support their petrochemical units, as well as providing them with more opportunity to sell domestically.

The refreshed storage survey exclusive to LPG World is the first to include ethane-specific terminals — as well as breaking down the large North American natural gas liquid (NGL) storage caverns into approximate capacities for LPG and ethane based on regional upstream yields. China is again playing the most prominent part in trying to seize growing volumes of cheap US ethane for its petrochemical sector through the development of new infrastructure across the supply chain, including ships. As a result, the survey includes Satellite Chemical's Lianyungang terminal in Jiangsu, which can store 320,000t of ethane, as well as Huatai Shengfu's facility in Ningbo, Zhejiang, which can accommodate 80,000t — both can also accept newly built very large ethane carriers (VLECs).

And China is also dominant in the survey's first ever devoted section to the most significant storage projects, being home to five of the 10 developments included. A trio of new LPG terminals in Guangdong province in south China will each add 120,000t of capacity, while a new 50,000t unit will open in Qingdao, Shandong, all of which are due to open next year (see table).

The Global LPG Storage Survey aims to provide the most comprehensive collection of larger LPG storage facilities currently available. With this in mind, those collecting and verifying the data have again expanded its scope, this time to more than 1,300 units with a combined capacity of 73.5mn t, up from under 1,300 and 68.9mn t last year, and from 1,120 plants in the previous survey in 2022.

The latest survey also captures three new Indian facilities, one of which opened in 2024 and the other two are expected to open over the next few years. The first, now established, storage capacity is found at LPG trading firm Petredec's new 1.4mn t/yr Krishnapatnam import terminal on India's east coast, which opened in April. The terminal has two storage tanks that can store about 17,600t and 18,200t of propane and butane, respectively. The terminal has received nearly 60,000t of LPG since opening — 23,000t from Saudi Arabia on board the Al Maryah on 1 April and then 34,600t from Kuwait on board the Delma on 12 August, Kpler data show.

Vote of confidence

VLGC owner BW LPG and Indian LPG distributor Confidence Petroleum's joint import terminal project in Jawaharlal Nehru on the west coast of India is added to the project list. The terminal will be able to store 62,000t of LPG and discharge VLGCs when it opens, and while the project is still in its early stages, a prospective start-up of 2026 has been given. And Indian gas company Gail is developing the country's first PDH plant in Usar, around 40km from the Jawaharlal Nehru terminal. This project includes 60,000t of storage capacity to service the new plant, which is due to start up in 2025. Brazil's LPG imports are also on an upward trajectory, prompting it to invest in new terminal capacity. Should its Suape project see the light of day, another 71,000t of storage will be added.


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17/05/24

Rio Grande do Sul remaneja fornecimento de gás

Rio Grande do Sul remaneja fornecimento de gás

Sao Paulo, 17 May (Argus) — O fornecimento de gás natural no Rio Grande do Sul teve que ser redistribuído em razão das enchentes históricas no estado, com o diesel potencialmente voltando como combustível a usinas de energia para deixar mais gás disponível para a produção de GLP (gás de cozinha). O gasoduto Gasbol, que abastece o Sul do Brasil, não tem capacidade para atender à demanda da refinaria Alberto Pasqualini (Refap), da usina termelétrica de Canoas — controlada pela Petrobras — e das distribuidoras de gás natural da região, disse Jean Paul Prates, o então presidente-executivo da Petrobras, no início desta semana. A distribuidora de gás de Santa Catarina ajustou sua própria rede local para atender aos picos de demanda no Rio Grande do Sul por meio da malha de transporte de gás. A usina térmica de Canoas está operando com geração mínima de 150 GW, sendo 61pc provenientes de sua turbina a gás. A usina foi colocada em operação para restabelecer o fornecimento adequado de energia depois que as linhas de transmissão no Sul foram afetadas pelas enchentes. A Petrobras planeja usar um motor a diesel para aumentar a geração de energia. O atual custo variável unitário (CVU) para o diesel na usina de Canoas é de R1.115,29/MWh. A companhia petrolífera também está operando a Refap a 59pc de sua capacidade instalada máxima. Fortes chuvas no Rio Grande do Sul desde 29 de abril trouxeram inundações sem precedentes ao estado, causando uma crise humanitária e danos à infraestrutura. O clima extremo deixou 154 mortos, 98 desaparecidos e mais de 540 mil deslocados, segundo a defesa civil do estado. Por Rebecca Gompertz Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Atualização: Petrobras elevará produção de diesel S10


18/01/24
18/01/24

Atualização: Petrobras elevará produção de diesel S10

Adiciona valor do investimento no 4º parágrafo e planos para renováveis no 7º e 8º parágrafo Sao Paulo, 18 January (Argus) — A Petrobras retomará as obras de expansão da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), aumentando a produção de diesel S10 em 13.000 m³/d até 2028. Na segunda metade de 2024, a estatal reiniciará a construção do Trem 2 na refinaria, visando elevar sua capacidade de processamento de petróleo de 230.000 b/d para 260.000 b/d, também em 2028. A melhoria aumentará a produção de derivados de petróleo da companhia – incluindo gasolina, GLP e nafta, mas principalmente diesel S10. As obras para a implementação da unidade haviam sido interrompidas em 2015. O investimento de R$6 bilhões a R$8 bilhões permitirá que o Brasil seja mais "autossuficiente na produção de combustíveis, reduzindo a demanda de importação", disse a empresa. "A Petrobras estima um aumento de produção de diesel da ordem de 40pc nos próximos anos", afirmou o presidente da estatal, Jean Paul Prates. Neste ano, a companhia também começará obras para proporcionar aumento de carga, melhor escoamento de produtos leves e maior capacidade de processamento de petróleo do pré-sal no Trem 1, unidade já existente da Rnest, até o primeiro trimestre de 2025. As atualizações auxiliarão a Rnest a produzir renováveis, como diesel R, hidrogênio e e-metanol, disse Prates, durante a cerimônia oficial de retomada dos investimentos. A Petrobras vê a possibilidade de adaptar a refinaria para o futuro, com produção de diesel R5, R10, R15,de acordo com o presidente da Petrobras. "Em 50 anos, essa refinaria vai estar aqui do mesmo jeito, com as mesmas máquinas, para produzir R100, diesel de origem vegetal." Além disso, a empresa espera instalar a primeira planta do país a transformar óxido de enxofre e óxido de nitrogênio em um novo produto não especificado. O projeto já está em andamento e deve iniciar operações ainda em 2024. A retomada da ampliação na Rnest é parte do plano estratégico da Petrobras para 2024-28 e do Novo Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), do governo federal. A Rnest é localizada no Complexo Industrial do Porto de Suape, em Pernambuco, e é o "principal polo para a Petrobras nas regiões Norte e Nordeste, com acesso fácil por cabotagem para mercados consumidores", informou a empresa. Por Laura Guedes Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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Riograndense começa a processar óleo de soja


08/11/23
08/11/23

Riograndense começa a processar óleo de soja

Houston, 8 November (Argus) — A Refinaria de Petróleo Riograndense processou sua primeira carga de 100pc de óleo de soja entre outubro e novembro, assumindo a vanguarda do biorrefino no país. O teste com 2.000t do óleo vegetal aconteceu durante uma parada para manutenção que preparou a unidade de craqueamento catalítico fluido (FCC) para receber a matéria-prima. No futuro, a Riograndense produzirá insumos petroquímicos e combustíveis renováveis, como GLP (gás de cozinha), combustíveis marítimos, propeno e bioaromáticos. O segundo teste está programado para junho de 2024, quando a unidade irá coprocessar carga fóssil com bio-óleo, gerando propeno, gasolina e diesel com conteúdo renovável a partir de insumo avançado de biomassa não alimentar. A refinaria tem como acionistas a Petrobras, a petroquímica Braskem e o grupo Ultra. A Petrobras já está produzindo diesel coprocessado — conhecido como diesel R5 — usando óleo de soja refinado como matéria-prima desde setembro de 2022. A estatal também tem planos de produzir diesel renovável e bioquerosene de aviação. O investimento para processar insumos renováveis será ao redor de R$45 milhões. Por Alexandre Melo Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

Petrobras investirá R$2 bilhões na Regap


31/10/23
31/10/23

Petrobras investirá R$2 bilhões na Regap

Sao Paulo, 31 October (Argus) — A Petrobras vai investir R$2 bilhões até 2027 na refinaria Gabriel Passos (Regap), em Minas Gerais. A petrolífera também está realizando estudos preliminares para elevar a capacidade de processamento da refinaria, de 26.000 m³/d para até 40.000 m³/d. O projeto pode custar até R$8 bilhões em investimentos e está sujeito à aprovação. As melhorias estão em linha com o plano estratégico da empresa e visam aumentar a eficiência energética e reduzir as emissões de carbono, segundo o diretor de Processos Industriais e Produtos da empresa, William França. A Regap produz gasolina, diesel, bunker, combustível de aviação, GLP (gás de cozinha), asfalto, coque verde de petróleo, óleo combustível e enxofre. Por Laura Guedes Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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