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Altamira será la primera planta de exportación de gas natural licuado (GNL) del país, con un primer proyecto valuado en 1,000 mdd, capaz de convertir alrededor de 180 millones de pies cúbicos por día de gas natural en alrededor de 1.4 millones de toneladas por año (MTPA) de GNL
La empresa energética estadounidense New Fortress Energy dijo el miércoles que espera producir gas natural licuado (GNL) en su planta de exportación de Altamira, en México, a finales de año, consigna información de la agencia Reuters.
Altamira será la primera planta de exportación de GNL de México.
La compañía, que hizo el anuncio en su comunicado de resultados del tercer trimestre, dijo que el GNL se produciría en su primer tren de licuefacción Fast LNG (FLNG), capaz de convertir alrededor de 180 millones de pies cúbicos por día de gas natural en alrededor de 1.4 millones de toneladas por año (MTPA) de gas natural licuado.
New Fortress informó que el gas para el primer tren provendría del gasoducto Sur de Texas-Tuxpan.
La empresa, que ha dicho que el primer tren de GNL rápido costaría alrededor de 1,000 millones de dólares (mdd), no proporcionó un calendario para los trenes 2-5 de GNL propuestos.
La empresa de energía mencionó que los trenes 2 y 3, que podrían costar alrededor de 900 mdd cada uno, podrían instalarse en tierra en Altamira en la segunda mitad de 2024.
New Fortress ha dicho también que uno de los otros tres trenes Fast GNL restantes se destinaría al yacimiento de gas de Lakach, en México, y dos a las costas de Luisiana.
Sin embargo, la petrolera estatal mexicana Pemex y New Fortress habrían puesto fin al acuerdo de Lakach, según informó Reuters el martes citando a dos fuentes con conocimiento del tema.
Además de la planta de exportación de Altamira de New Fortress, la empresa energética estadounidense Sempra Energy y sus socios están construyendo en México la planta de exportación de GNL Costa Azul, de 3.3 millones de toneladas por año.
Se espera que Costa Azul, proyecto valuado en unos 2,000 millones de dólares, produzca gas natural licuado a mediados de 2025.
¿El final?
El día previo, Reuters publicó que fuentes relacionadas con el proceso dijeron que Petróleos Mexicanos (Pemex) y la estadunidense New Fortress Energy (NFE) dieron por terminado un acuerdo que habían firmado hace casi un año para producir gas natural en el campo Lakach, en aguas profundas del Golfo de México.
Estaba previsto que en el primer trimestre de 2024 se iniciaría la producción del hidrocarburo en Lakach, a 90 kilómetros del puerto de Veracruz, con una reserva de alrededor de 900 mil millones de pies cúbicos de gas, según dijo Pemex el año pasado al firmar el contrato.
La decisión de terminar anticipadamente con el contrato de servicios la habría tomado Pemex recién en octubre pasado luego de que NFE intentara imponer condiciones que la estatal consideró inaceptables, según una de las fuentes.
Las dos fuentes consultadas dijeron que Pemex planea seguir adelante con el proyecto y que está en conversaciones con otras compañías que podrían sumarse.
El proyecto con NFE implicaba la reactivación de un plan de desarrollo para Lakach suspendido en 2016 tras la inversión de unos mil 400 millones de dólares por parte de Pemex durante administraciones previas a las del presidente Andrés Manuel López Obrador.
El convenio comprometía a NFE a complementar esa inversión mediante una aportación de mil 500 millones de dólares adicionales.
Pemex por su parte, planeaba vender 190 millones de pies cúbicos diarios (pcd) de gas a NFE y los restantes 110 millones de pcd a ser producidos se suministrarían al mercado doméstico.
La información publicada el martes aseveró que una de las fuentes dijo que NFE quería el gas a un precio sumamente bajo, pero no proveyó detalles. La otra fuente señaló que Lakach se había vuelto demasiado costosa para NFE y observó que sería un desafío para Pemex seguir adelante con el proyecto.
Después de que fue anunciado el acuerdo de hace casi un año, analistas dudaron que pudiera ser viable, argumentando que NFE podría no tener suficiente capital financiero para emprenderlo y por la falta de pericia de Pemex para producir en aguas profundas.
En una revisión inicial, funcionarios del organismo regulador de Energía encontraron que los costos de perforación en el plan elaborado por Pemex eran demasiado altos y la producción estaba sobreestimada.
Finalmente, el proyecto obtuvo luz verde de parte del regulador después de que Pemex modificara el plan.
