May 19, 2022

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Entrene 1 o no … NGC promete cumplir con el gas contratado para aguas abajo.

La estatal National Gas Company de T&T Ltd (NGC) ha prometido que incluso si se convierte en el operador del Tren 1 de Atlantic LNG, no será a expensas del sector petroquímico aguas abajo.

The Sunday Guardian había informado exclusivamente que NGC está arriesgando una gran apuesta al acordar gastar cientos de millones de dólares para hacer un cambio de fin de vida útil (TAR) de la planta como lo han hecho los principales accionistas de Train 1, Royal Dutch Shell y BPTT. dejaron en claro que no tienen el combustible para el Tren 1 y que no estaban dispuestos a gastar grandes sumas de dinero para un TAR cuando no pueden ver que se recuperen los fondos.

Fuentes bien ubicadas en el NGC le dicen a Business Guardian que el gobierno ha instruido a la compañía para que haga todo lo posible para salvar el Tren 1, incluido el gasto principal.

Hasta la fecha, las fuentes dicen que NGC no ha podido asegurar los 400 millones de pies cúbicos estándar por día (mmscf / d) de gas natural necesarios para operar completamente la planta.

La NGC también se ha encontrado en una posición difícil en la que algunas plantas han cerrado debido a los bajos precios de las materias primas para el metanol y el amoníaco, pero también en una situación en la que durante años esas mismas plantas no obtenían suficiente gas debido a problemas de reducción.

The Business Guardian preguntó a NGC si podía garantizar que el sector downstream no se quedará corto en el gas natural si hay un camino a seguir para el Tren 1. La compañía aseguró: “NGC ha cumplido y seguirá cumpliendo con sus obligaciones downstream. “

Business Guardian preguntó además a la NGC ¿de dónde es probable que obtenga gas para su propuesta de Tren 1?

“Todas las discusiones entre NGC y los accionistas de Train 1 son y seguirán siendo estrictamente confidenciales y, por lo tanto, NGC no puede hacer ni ofrecer comentarios sobre las mismas”.

Hace dos semanas, el ministro de Energía, Franklin Khan, dijo al Parlamento que los socios habían acordado el TAR, pero no dio detalles.

Dijo: “Atlantic Train One no cerrará en enero de 2021. Train One continuará operando en 2021 y será parte de negociaciones más amplias que se han estado llevando a cabo entre los accionistas de Atlantic LNG para formar una instalación unificada que abarque los cuatro trenes. . “

Khan admitió que su confianza en la continuación del Tren 1 llega a pesar de que la NGC en esta etapa no tiene el acelerador para ello.

“Así que estamos en algunas negociaciones delicadas, permítanme aclarar ese punto, con los upstreamers para suministrar gas al Tren 1”, dijo.

Se le ha dicho a Business Guardian para que el Tren 1 incluso funcione, requeriría no menos de 250 millones de pies cúbicos estándar de gas por día (mmscf / d); de lo contrario, los compresores no se activarán. Esto en un momento en que la producción de gas ya es baja.

BPTT no tiene suficiente

suministro de gas natural Tren 1

Para comprender el dilema del Gobierno es fundamental el papel de BPTT, que durante los últimos 21 años proporcionó el 100% del gas para el Tren 1. La empresa ha dejado en claro que ahora no tiene el gas y no lo ha abastecido.

Un documento confidencial de BPTT muestra que la empresa no solo no ha asignado una molécula de gas natural para el Tren 1, sino que espera una caída catastrófica en su propia producción.

El documento muestra que la compañía espera un promedio de 1,371 mil millones de pies cúbicos estándar de gas natural por día en 2021. Compare esto con marzo de este año cuando la compañía estaba produciendo más de dos mil millones de pies cúbicos estándar por día y un promedio hasta septiembre de este año 1.8 mil millones pies cúbicos estándar por día.

En respuesta a las preguntas, BPTT se negó a participar en el tema del Tren 1, pero admitió que el próximo año su producción disminuirá. La compañía dijo que la pandemia de COVID-19 había afectado negativamente sus proyectos, que debían completarse en 2021 y ahora estarían terminados a mediados de 2022.

“En términos de producción, 2020 y 2021 se han visto afectados por los resultados decepcionantes de nuestros programas de perforación de relleno a principios de 2019.

“Siguiendo los resultados del programa de perforación de relleno en 2019, buscamos mitigar las disminuciones de la producción aumentando nuestro enfoque en el trabajo de pozos y la optimización del sistema para maximizar la producción de nuestros campos existentes. Estas medidas tuvieron el efecto deseado en 2019 y 2020 de desacelerar la tasa de disminución de los campos naturales. Continuaremos enfocándonos en el trabajo de pozo y la optimización del sistema en 2021, sin embargo, nuestra perspectiva para el próximo año se ha visto afectada negativamente por COVID-19 ”, dijo BPTT.

Dijo que el virus ha afectado el cronograma del proyecto Cassia Compression, cuyo inicio se ha retrasado de 2021 a 2022.

BPTT agregó: “El efecto combinado de la disminución del campo natural y el retraso en el proyecto Cassia Compression significa que nuestra perspectiva de producción para 2021 será menor que la de 2020”.

En respuesta a las preguntas del Business Guardian, BPTT dijo que anticipa que en 2022 los volúmenes de producción mejorarán con la puesta en marcha de los proyectos Cassia Compression y Matapal.

“Esperamos que ambos proyectos estén en línea en la primera mitad de 2022 y esos volúmenes se destinarán al cumplimiento de nuestras obligaciones contractuales existentes para los Trenes 2, 3, 4 y NGC”, agrega el comunicado.

Las negociaciones continúan incluso cuando el Banco Central dio a conocer cifras asombrosas el lunes que muestran importantes caídas en el sector petroquímico y los desafíos que enfrenta el sector energético.

Según el Banco Central, los indicadores disponibles sugieren que la actividad del sector energético se mantuvo aún más restringida en el tercer trimestre de 2020, disminuyendo un 20,1%.

Según el banco, los efectos de la pandemia de COVID-19 en la actividad económica provocaron importantes caídas interanuales en la producción local de gas natural (19,9 por ciento). La actividad de refinación cayó un 20,1 por ciento, evidenciada por la disminución del GNL (19,9 por ciento) y los LGN (20,8 por ciento).

El Informe de Política Monetaria (MPR) del banco decía; “La actividad downstream también se vio afectada negativamente, siguiendo la tendencia de las contrapartes upstream, ya que la producción petroquímica cayó (31,1%) durante el período de tres meses. La notable disminución fue impulsada por una caída del 49,6 por ciento en la producción de metanol, inmediatamente después de los cierres de las instalaciones de CMC, TTMC II y Titan durante el período. Además, la producción de amoniaco cayó un 16,8 por ciento (interanual) durante el período “.

El MPR señaló que tanto las actividades intermedias como las posteriores se debilitaron y la actividad de refinación cayó un 4,8 por ciento en comparación con el primer semestre de 2019. La producción de GNL disminuyó un 4,0 por ciento, mientras que la producción de LGN cayó un 7,3 por ciento.

“La actividad en el subsector petroquímico se contrajo un 7,1 por ciento en la primera mitad de 2020 debido al cierre de varias plantas petroquímicas nacionales debido a los efectos moderadores del coronavirus en los mercados de materias primas y la economía mundial en general. La producción de metanol cayó un 9,2% (interanual) en el primer semestre de 2020. A pesar de un aumento marginal del 1,1% en la producción de urea, la producción de fertilizantes cayó un 5,2%, lastrada por una caída del 6,0%. en la producción de amoníaco ”, reveló el MPR.

Train 1 or not… NGC promises to meet contracted gas to downstream

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