La cartera de proyectos de la trinitense Natural Gas Company

National Gas Company (NGC), actor clave en la cadena de valor energético de Trinidad y Tobago, ha estado expandiendo su presencia en el marco de iniciativas para dar un nuevo impulso al sector.

El operador estatal ha promovido esta expansión mediante la firma de licencias upstream para garantizar gas natural en medio de su deprimida producción local.

En julio, el grupo y BP Exploration obtuvieron el permiso para desarrollar el campo transfronterizo Cocuina, segunda licencia de un área upstream firmada por NGC para un proyecto conjunto en Venezuela luego de la licencia del campo Dragón.

Un mes antes, NGC obtuvo licencias de exploración y producción con el Ministerio de Energía e Industrias Energéticas trinitense para obtener una participación de 20% en los bloques Charuma y Cipero.

“La adjudicación de estos bloques está en consonancia con los objetivos estratégicos de NGC de buscar de forma proactiva oportunidades para promover el desarrollo y monetización de las reservas de gas natural de Trinidad y Tobago, tanto en tierra como costa afuera”, afirmó en la oportunidad.

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Como propietario y operador de la mayor parte del sistema de gasoductos terrestres y marítimos de Trinidad y Tobago, de alrededor de 1.000km de extensión y con capacidad para movilizar 4.400 millones de pies cúbicos diarios, NGC está bien posicionada para el esperado aumento en el despacho de gas.

A fin de prepararse para el crecimiento previsto en el consumo, la empresa cuenta con una cartera de proyectos midstream y downstream que respaldaría el suministro continuado de gas a generadoras y plantas petroquímicas, además de abastecer a los segmentos de fabricación ligera, industrial y comercial.

Hoy en fase de diseño conceptual, un proyecto relacionado con el campo Dragón incluye un ducto de 22km desde la zona en Venezuela hasta la plataforma Hibiscus de Shell en el Área Marina de la Costa Norte.

En una primera fase se enviarían a Trinidad y Tobago alrededor de 185 millones de pies cúbicos diarios de gas.

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Otra de las obras propuestas consiste en la instalación de un nuevo bypass en la estación de válvulas Phoenix Park de NGC, que mejorará la confiabilidad del sistema para los clientes downstream durante situaciones de emergencia adversas. El costo estimado es de 65 millones de dólares trinitenses (US$9,6 millones).

En la refinería de Guaracara, en Pointe-à-Pierre, se contempla instalar infraestructura de gas, con especial énfasis en instalaciones de medición. El costo estimado es de 12,7 millones de dólares trinitenses.

El gas natural comprimido también está presente en la cartera de proyectos, con una iniciativa de construcción de 22 estaciones de servicio y la conversión de 17.500 vehículos a un costo estimado de 300 millones de dólares trinitenses.

En tanto, se está trabajando en el diseño de ingeniería inicial (FEED) de un proyecto de GNL a pequeña escala que apunta a crear un polo energético regional mediante la instalación de infraestructura terrestre y marina que permita el abastecimiento de pequeños cargamentos de GNL, ya sea a través de contenedores ISO o barcos de GNL de menos de 20.000m3 de capacidad.

Más allá de esto, NGC sigue manteniendo la expectativa de tender un gasoducto para transportar gas desde Granada a Point Lisas, infraestructura que costaría 3.390 millones de dólares trinitenses y dependería de que la isla más pequeña aproveche sus recursos de hidrocarburos.