Trinidad y Tobago tiene la intención de reiniciar una unidad de gas natural licuado (GNL) cerrada a partir del primer trimestre de 2027 después de acordó reestructurar la propiedad de la instalación y negociar nuevos suministros de gassegún tres fuentes con conocimiento de los planes.
Trinidad es el mayor exportador de GNL de América Latina, pero su empresa conjunta Atlantic LNG no ha podido acceder a suficiente suministro en los últimos años para mantener en funcionamiento sus cuatro unidades de licuefacción. Trinidad y Tobago tiene capacidad para procesar 4.200 millones de pies cúbicos por día (bcfd) de GNLpetroquímica y energía, pero su producción de gas es de unos 2.700 bcfd, según una revisión Reuters
El gobierno ha presionado a los productores de gas para que aumenten la producción en alta mar para reiniciar la unidad inactiva de 500 millones de pies cúbicos por día (mmcfd), conocida como tren uno, que fue suspendido a finales de 2020 por falta de suministro de gas.
El reinicio seguirá una renovación propuesta de la propiedad Atlantic LNG y sus arreglos de suministro de gas, dijeron las fuentes.
En diciembre, luego de cuatro años de negociaciones, los socios de Atlantic LNG acordaron reestructurar la propiedad de la compañía de GNL con un cambio en la estructura de la Trinidad National Gas Company (NGC), BP, Shell y China Investment Corporation tienen intereses diferentes. en las distintas unidades, a una nueva participación conjunta.
Al simplificar la estructura del proyecto, Shell y BP tendrán cada uno una participación del 45% en las cuatro unidades de la planta.mientras que NGC posee el 10% restante de cada uno, dijeron las fuentes.
Como requisito previo para una decisión final de inversión en un campo de gas en alta mar, Shell le dijo al gobierno de Trinidad que Atlantic LNG tenía que reestructurarse y advirtió que cualquier contratiempo podría retrasar la disponibilidad de gas hasta 2028, según un documento visto por Reuters.
ganar ritmo
El ministro de Energía de Trinidad, Stuart Young, dijo a Reuters a principios de este mes que la reestructuración de Atlantic LNG iba por buen camino. y que estaría terminado pronto, pero se negó a dar más detalles.
«Estamos ultimando los acuerdos definitivos»dijo Young. «Con suerte, (estará listo) a finales del tercer trimestre, antes del cuarto trimestre de este año».
La reestructuración permitirá que Atlantic LNG compre gas de productores que no son copropietarios de la planta, lo que allanará el camino para que Woodside Energy y EOG Resources vendan gas a Atlantic LNG cuando esté disponible, dijeron las fuentes.
Anteriormente, solo BP y Shell podían suministrar gas a la planta.
El gobierno negocia por separado los términos fiscales y comerciales con Shell y Woodside, operadores de dos proyectos de desarrollo de gas en alta mar, llamados Manatee y CalypsoYoung también dijo.
Se espera que el primer desarrollo en alta mar que podría proporcionar el nuevo gas sea el campo Manatee de Shell.
Trinidad, sin embargo, también espera importar gas del campo Dragón de Venezuela mientras recibe suministros de Calypso de Woodside Energy, en el marco de inversiones propuestas por 5.000 millones de dólares en exploración y producción de energía en el país hasta 2026.
El Departamento del Tesoro de EE. UU. otorgó en enero una licencia a Trinidad, Shell y NGC para desarrollar junto con la empresa estatal venezolana PDVSA, fuertemente sancionada. hasta 4,5 billones de pies cúbicos (tcf) de gas en Dragoncerca de la frontera marítima entre los dos países.
El campo Manatee de Shell tiene 2,7 bpc de gas en el lado de Trinidad, y la vecina Venezuela tiene otros 7,3 bpc en almacenamiento transfronterizo.
Shell presentó un plan de desarrollo de campo al Ministerio de Energía de Trinidad a mediados de mayo que contempla una producción de 700 mmcfd. Otros volúmenes podrían estar disponibles si Venezuela acepta procesar su parte de gas del campo en Trinidad, dijeron las personas.
Fuente: Reuters
