SHELL PLC Il nuovo accordo segnerebbe la fine di cinque anni di trattative e spianerebbe la strada al più grande impianto di esportazione di gas naturale liquefatto (LNG) dell'America Latina per tornare alla piena produzione. Il primo dei quattro treni di liquefazione è fermo dal 2020 a causa della riduzione delle forniture di gas dai giacimenti offshore di Trinidad.
Trinidad e Tobago ha deciso di ristrutturare Atlantic LNG dopo aver stabilito che non stava ottenendo entrate sufficienti dall'impianto.
L'accordo di ristrutturazione manterrà anche uno schema di prezzi che è stato rinnovato nel 2020 per generare maggiori entrate per il Governo, ha detto il Primo Ministro Keith Rowley alla fine del mese scorso.
La settimana scorsa, il Ministro dell'Energia Stuart Young ha dichiarato al Parlamento che il Paese stava beneficiando della nuova formula, che aveva fruttato 2,5 miliardi di dollari in più dalla sua implementazione.
Atlantic LNG gestisce quattro treni, che possono produrre fino a 15 milioni di tonnellate all'anno (MTPA) di gas che viene super refrigerato in un liquido per il trasporto in cisterna. Ma l'anno scorso ha prodotto solo 8,2 MTPA a causa del blocco del treno 1.
In base alla struttura attuale, Shell e BP possiedono rispettivamente il 54% e il 40% dei treni 2, 3 e 4, mentre NGC possiede l'11,1% del treno 4, ma nessuna partecipazione nei treni 2 e 3.
L'accordo semplifica la struttura del progetto con la proprietà di tutti e quattro i treni, riducendo di fatto la partecipazione di Shell al 45% e aumentando la partecipazione di BP al 45%, mentre NGC ottiene una quota del 10%, hanno detto le fonti.
La Chinese Investment Co, che possedeva circa il 10% del treno 1, non deterrà più azioni di Atlantic LNG, hanno detto le fonti.
Atlantic LNG contribuisce in modo significativo ai portafogli LNG di Shell e BP. L'anno scorso, la quota di Shell della produzione dell'impianto è stata di 4,4 milioni di tonnellate, pari al 15% della sua produzione globale. La quota di BP è stata di 3,4 milioni di tonnellate, pari al 18% della sua produzione globale, secondo i rapporti annuali delle aziende e i dati del Ministero dell'Energia di Trinidad e Tobago.
Shell e BP hanno dichiarato martedì che l'accordo ha spianato la strada a ulteriori investimenti a monte, tra cui il giacimento di gas Manatee di Shell da 2,7 trilioni di piedi cubi (TCF) e un paio di scoperte di BP da 1 TCF al largo della costa orientale di Trinidad.
"Per BP, la nuova struttura costituisce una solida base per i futuri investimenti nell'industria energetica di T&T, comprese le acque profonde", ha dichiarato David Campbell, Presidente delle operazioni di BP a Trinidad.
Un portavoce di Shell ha detto che la ristrutturazione commerciale di Atlantic LNG non ha comportato solo cambiamenti nel capitale, ma anche nei prezzi del gas e nei diritti di capacità.
"Pur non potendo discutere i termini commerciali della nuova struttura, riteniamo che la struttura complessiva sia giusta ed equa per tutte le parti, compresa Shell", ha detto il portavoce.
La nuova struttura azionaria riflette la quantità di gas che ciascuna parte porterà ad Atlantic, hanno detto le fonti.
BP è stato il maggior produttore di gas sull'isola, con una media, lo scorso anno, di 1,2 miliardi di piedi cubi al giorno, secondo i dati del Ministero dell'Energia.
Si prevede che Shell aumenti la produzione nei prossimi anni con ulteriori 700 milioni di piedi cubi al giorno (mcfd) dalla sua scoperta offshore Manatee, prevista entro il 2028, e un potenziale 250 mcfd nel 2026 dal Venezuela, in base ad un accordo proposto per gestire il giacimento di gas offshore Dragon.
NGC sta discutendo con Woodside Energy Group per portare il gas dalla sua scoperta di 3,5 trilioni di piedi cubi in acque profonde, hanno detto le persone.
Se il gas può essere portato da Dragon, dal campo Calypso di Woodside e da Manatee, il treno 1 potrebbe essere riavviato, hanno detto le persone.
A giugno, le fonti hanno detto a Reuters che sarebbe stato riavviato entro il primo trimestre del 2027 dopo la ristrutturazione. Tuttavia, ciò dipenderebbe dal gas proveniente da Dragon, Manatee e Calypso, con Dragon ora previsto nel 2026, Manatee nel 2028 e nessuna data determinata per Calypso, hanno detto le fonti.
Come parte della ristrutturazione, le parti hanno già concordato nel 2020 di calcolare i prezzi del GNL di Trinidad e Tobago da un mix di futures sul petrolio globale Brent e tre benchmark del gas naturale - il Dutch Title Transfer Facility (TTF) in Europa, il Japan Korea Marker (JKM) in Asia e l'Henry Hub < NG-W-HH-SNL> negli Stati Uniti.
Prima del 2020, si basava solo sul prezzo Henry Hub, ha detto Rowley.
