BP confirma planes para el cierre permanente del Tren 1 de Atlantic LNG en Trinidad
Los accionistas de la reestructurada Atlantic LNG, bp, Shell y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago (NGC), acordaron separar el Tren 1 del resto de las instalaciones de Atlantic como preparación para su cierre permanente, según el último informe anual del gigante energético bp.
“La planta Atlantic Train 1 no ha estado operativa desde 2020. Los accionistas de Atlantic, bp, Shell y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago (NGC), acordaron desacoplar el Tren del resto de las instalaciones de Atlantic con miras a su desmantelamiento. El Tren se ha asegurado y se están planificando los alcances de las obras de desacoplamiento y desmantelamiento”, declaró bp.
En 2023, bp, Shell y NGC acordaron y firmaron los acuerdos para la reestructuración de la propiedad y el marco comercial de la planta Atlantic LNG. La nueva estructura de propiedad y comercialización se ha acordado para los Trenes 2 y 3 y entró en vigor el 1 de octubre de 2024. Los contratos del Tren 4 (T4) vencen el 1 de mayo de 2027, fecha en la que el T4 se incorporará al acuerdo reestructurado. La participación accionarial de BP promedia el 43% entre las dos compañías propietarias de los trenes de GNL que componen la planta de GNL, según se indicó.
En su informe anual de 2024, publicado el 6 de marzo, BP declaró que la reestructuración de la estructura de propiedad y comercialización de Atlantic LNG permite un mayor enfoque en la eficiencia y la fiabilidad operativas, y proporciona la certeza necesaria para aprobar la próxima ola de proyectos de gas upstream.
La capacidad bruta total de los trenes de GNL 2, 3 y 4 es de aproximadamente 12 millones de toneladas anuales, según declaró BP.
Cuatro Trenes
“El Tren 1 inició oficialmente sus operaciones comerciales el 13 de marzo de 1999, convirtiéndose en la primera planta de GNL en operar en la Cuenca Atlántica y la segunda en el hemisferio occidental. El primer envío de GNL partió de Trinidad y Tobago el 1 de mayo de 1999 con destino a Boston, Massachusetts”, según el sitio web de Atlantic LNG.
La propiedad del Tren 1 se dividió de la siguiente manera: Shell (46%), BP (34%), NGC (10%) y China Investment Corporation (CIC) (10%).
Según el sitio web de Atlantic LNG, «los Trenes 2 y 3 se caracterizan por un diseño, una superficie y una capacidad idénticos. Los Trenes 2 y 3 suministran aproximadamente 12.000 barriles de LGN a Phoenix Park Gas Processors Limited (PPGPL) en virtud de un acuerdo a largo plazo«.
La propiedad del Tren 2 se dividió entre Shell (57,5%) y BP (42,5%).
En su construcción en 2005 y durante sus primeros años de operación, en su momento, el Tren 4 fue el tren de GNL más grande del mundo, con una capacidad de 5,2 millones de toneladas de GNL al año. El Tren 4 inició operaciones comerciales el 1 de mayo de 2007 y también suministra LGN a Phoenix Park Gas Processors Limited (PPGPL) en virtud de un acuerdo a largo plazo, según el sitio web de Atlantic LNG.
La propiedad del Tren 4 se dividió de la siguiente manera: Shell: 51,11 %, BP: 37,78 % y NGC: 11,11 %.
En 2018, el Gobierno de Trinidad y Tobago inició conversaciones con bpTT y Shell T&T para explorar la posibilidad de reestructurar Atlantic LNG.
CIC, que posee una participación accionaria en el Tren 1 de Atlantic LNG, no participó activamente en las negociaciones de reestructuración, pero sí entabló conversaciones con los accionistas y el Gobierno.
Reestructuración
En marzo de 2019, los accionistas de Atlantic LNG firmaron una carta de intención para negociar con el Gobierno la reestructuración de la empresa.
En febrero de 2020, los accionistas presentaron una propuesta al Gobierno para iniciar las negociaciones de un Preámbulo del Acuerdo, que daría lugar a acuerdos definitivos.
El Tren 1 estuvo operativo hasta el cuarto trimestre de 2020.
NGC se encontraba en una posición en la que existían compromisos firmes de las partes interesadas en la fase upstream para recibir el gas, pero también existía una gran incertidumbre con respecto a la demanda downstream para 2021 debido a las negociaciones en curso con varios grandes consumidores petroquímicos. El cierre de las negociaciones se vio agravado por el temor a una segunda y tercera ola de impacto de la COVID-19 en la demanda industrial. A lo largo de 2020, debido al impacto de la COVID-19 y la consiguiente caída de los precios de las materias primas, varias plantas downstream decidieron cerrar sus operaciones, al menos temporalmente, en lugar de aceptar gas natural. Esto resultó en pérdidas para NGC”, declaró NGC en octubre de 2021.
“A lo largo de 2020, ya existían planes para que el Tren 1 se sometiera a una revisión técnica de mantenimiento (TAR) en el cuarto trimestre de 2020, pero esto se suspendió debido a la incertidumbre sobre la situación del suministro de gas. Atlantic informó que el único plazo disponible para ejecutar la TAR en el Tren 1 era enero de 2021, en caso de que fuera necesario mantener el tren listo si alguna vez se presentaba la situación de que el gas estuviera disponible para su procesamiento en la planta. Si dicho mantenimiento no se realizaba para enero de 2021, la siguiente ventana disponible sería agosto de 2021, dado que ya había mantenimiento programado para los demás trenes”, declaró.
Inyección de NGC
NGC remitió 224 millones de dólares a Atlantic para gastos del Tren 1 en 2021, incluidos los costos de mantenimiento (TAR).
“Había una perspectiva real de generar valor mediante una refinanciación El Tren 1 estaba en funcionamiento y existía una alta probabilidad en ese momento de poder utilizar el gas que NGC ya había pagado, desviando volúmenes rechazados por las empresas downstream, quienes buscaban términos contractuales antieconómicos para la Compañía”, declaró el entonces presidente de NGC, Conrad Enill.
NGC declaró que, en consulta con el gobierno, se tomó la decisión de cubrir la totalidad del costo del mantenimiento del Tren 1, pero que tendría derecho al 100% del GNL producido para cubrir los costos del Tren 1, lo que le habría dado a NGC la oportunidad de recuperar todos los costos y obtener un margen de beneficio dado el aumento en los precios del GNL en 2021.
La parada del Tren 1 se completó, pero la instalación no pudo reanudar sus operaciones.
“Tras finalizar los trabajos de mantenimiento, Atlantic informó a NGC que había un problema de seguridad del proceso en la planta que debía resolverse antes de que la planta pudiera comenzar la producción. Debido a otras paradas planificadas y a las restricciones por la COVID-19, esto retrasó el plazo para poner en marcha el Tren 1”, declaró NGC.
Al mismo tiempo, los precios mundiales de las materias primas estaban en alza, lo que llevó a las empresas de refinación y transformación a buscar un acuerdo con NGC para recibir volúmenes de gas a largo plazo. NGC se mantuvo centrada en alcanzar términos económicos mutuamente aceptables con las empresas de refinación y transformación en 2021. Las nuevas circunstancias para el sector de refinación y transformación también implicaron que los volúmenes de gas que podrían haberse desviado al Tren 1 ya no estuvieran disponibles, declaró.
NGC afirmó que cerrar el Tren 1 en un momento de complejas y delicadas negociaciones de unificación del Atlántico habría colocado al gobierno y al capital de NGC en una posición desventajosa a largo plazo, dada la importancia estratégica del Tren como generador de ingresos para el país.
También habría significado la posible pérdida permanente de capacidad valiosa para el futuro, o que todos los accionistas tuvieran que pagar cientos de millones de dólares para preservar el Tren a largo plazo o desmantelar la planta permanentemente, declaró.
El 5 de diciembre de 2023, el gobierno, NGC, bpTT y Shell T&T Ltd. finalizaron la nueva estructura comercial unificada para Atlantic LNG.
“Tras cinco años de intensa negociación y planificación, se alcanzó el objetivo cuando los accionistas alcanzaron un acuerdo que regirá la reestructuración y armonización de las condiciones comerciales de los Trenes 2, 3 y 4 de Atlantic. Esta reestructuración permite a Trinidad y Tobago obtener mayores beneficios del negocio del GNL, ya que NGC aumentará su participación en la instalación”, declaró NGC en un comunicado el 5 de diciembre de 2023.
Bajo la nueva estructura comercial de Atlantic, NGC, a través de su accionista, NGC Trinidad and Tobago LNG Limited (NGC LNG), adquirió una participación del 5,7 % en los Trenes 2 y 3, con efecto a partir del 1 de octubre de 2024. Esta participación aumentará al 10 % en mayo de 2027, cuando el Tren 4 se incorpore al nuevo acuerdo comercial.
Shell y BP poseen una participación equivalente del 45% cada una.
El año pasado, NGC envió sus dos primeros cargamentos de GNL desde los trenes 2 y 3 de Atlantic LNG desde su reestructuración comercial en diciembre de 2023.
Los cargamentos partieron de las instalaciones de Atlantic LNG en Point Fortin el 26 de noviembre y el 6 de diciembre de 2024, con destino a Italia y Egipto, respectivamente.
Fuente: Daily Express
