SHELL PLC El nuevo acuerdo marcaría el final de cinco años de conversaciones y allanaría el camino para que la mayor instalación de exportación de gas natural licuado (GNL) de América Latina vuelva a la plena producción. El primero de los cuatro trenes de licuefacción lleva parado desde 2020 debido a la reducción del suministro de gas procedente de los yacimientos marinos de Trinidad.
Trinidad y Tobago procedió a reestructurar Atlantic LNG tras determinar que no obtenía suficientes ingresos de la instalación.
El acuerdo de reestructuración también mantendrá un esquema de precios que se renovó en 2020 para generar más ingresos para el gobierno, según declaró el Primer Ministro Keith Rowley a finales del mes pasado.
El ministro de Energía, Stuart Young, declaró la semana pasada al Parlamento que el país se estaba beneficiando de la nueva fórmula, que había generado 2.500 millones de dólares adicionales desde su aplicación.
Atlantic LNG explota cuatro trenes, que pueden producir hasta 15 millones de toneladas anuales (MTPA) del gas que se superenfría hasta convertirlo en líquido para su transporte en camiones cisterna. Pero el año pasado sólo produjo 8,2 MTPA debido a que el tren 1 estuvo parado.
Bajo la estructura actual, Shell y BP poseen respectivamente el 54% y el 40% de los trenes 2, 3 y 4, mientras que NGC tiene el 11,1% del tren 4, pero ninguna participación en los trenes 2 y 3.
El acuerdo simplifica la estructura del proyecto en la propiedad de los cuatro trenes, lo que reduce efectivamente la participación de Shell al 45%, y aumenta la de BP al 45%, mientras que NGC obtiene una participación del 10%, dijeron las fuentes.
La Chinese Investment Co, que había poseído alrededor del 10% del tren 1, dejará de tener acciones en Atlantic LNG, dijeron las fuentes.
Atlantic LNG es un contribuyente significativo a las carteras de GNL de Shell y BP. El año pasado, la cuota de Shell en la producción de la instalación fue de 4,4 millones de toneladas, o el 15% de su producción global. La de BP fue de 3,4 millones de toneladas, o el 18% de su producción mundial, según los informes anuales de las empresas y las cifras del ministerio de energía de Trinidad y Tobago.
Shell y BP afirmaron el martes que el acuerdo despejaba el camino para inversiones adicionales en exploración y producción, incluido el yacimiento de gas Manatee de Shell, de 2,7 billones de pies cúbicos (TCF), y un par de descubrimientos de BP de 1 TCF frente a la costa este de Trinidad.
"Para BP, la nueva estructura sienta unas bases sólidas para futuras inversiones en la industria energética de Trinidad y Tobago, incluidas las aguas profundas", declaró David Campbell, presidente de las operaciones de BP en Trinidad.
Un portavoz de Shell declaró que la reestructuración comercial de Atlantic LNG no sólo implicaba cambios en el capital social, sino también en los precios del gas y en los derechos de capacidad.
"Aunque no podemos hablar de los términos comerciales de la nueva estructura, creemos que la estructura general es justa y equitativa para todas las partes, incluida Shell", dijo el portavoz.
La nueva estructura accionarial refleja la cantidad de gas que cada parte aportará a Atlantic, dijeron las fuentes.
BP ha sido el mayor productor de gas de la isla, con una media el año pasado de 1.200 millones de pies cúbicos diarios, según datos del Ministerio de Energía.
Se espera que Shell aumente la producción en los próximos años con 700 millones de pies cúbicos diarios (mcfd) adicionales procedentes de su descubrimiento en alta mar de Manatee, previstos para 2028, y un potencial de 250 mcfd en 2026 procedentes de Venezuela en virtud de un acuerdo propuesto para explotar el yacimiento de gas en alta mar de Dragon.
NGC está en conversaciones con Woodside Energy Group para traer gas de su descubrimiento en aguas profundas de 3,5 billones de pies cúbicos, dijeron las personas.
Si se puede traer gas de Dragon, del yacimiento Calypso de Woodside y de Manatee, entonces se podría volver a poner en marcha el tren 1, dijeron las personas.
En junio, las fuentes dijeron a Reuters que se reiniciaría en el primer trimestre de 2027 tras la reestructuración. Sin embargo, eso dependería del gas procedente de Dragon, Manatee y Calypso, con Dragon previsto ahora para 2026, Manatee para 2028 y sin fecha determinada para Calypso, dijeron las fuentes.
Como parte de la reestructuración, las partes ya acordaron en 2020 calcular los precios del GNL de Trinidad y Tobago a partir de una mezcla de futuros del crudo Brent, referencia mundial del petróleo, y tres referencias de gas natural: el Dutch Title Transfer Facility (TTF) en Europa, el Japan Korea Marker (JKM) en Asia y el Henry Hub < NG-W-HH-SNL> en EE.UU.
Antes de 2020, sólo se basaba en el precio Henry Hub, dijo Rowley.
