El campo Aphrodite vuelve a avanzar en Trinidad y Tobago después de que Shell y la National Gas Company (NGC) alcanzaran un acuerdo sobre los términos comerciales para el suministro de gas natural. El entendimiento resuelve la disputa de precios que había retrasado el proyecto y despeja el camino para iniciar producción en el segundo trimestre de 2027.
El avance tiene una relevancia que va más allá de un único desarrollo offshore. Trinidad y Tobago intenta recuperar volúmenes de gas después de años de declinación productiva que han reducido las exportaciones de LNG y afectado el suministro de materia prima para su industria petroquímica. Aphrodite podría convertirse en una nueva fuente para aprovechar infraestructura energética ya instalada.
Campo Aphrodite supera un obstáculo clave para su desarrollo
La resolución comercial representa un cambio importante frente a la situación de hace apenas un mes. Shell había liberado la plataforma jack-up prevista inicialmente para perforar el pozo de Aphrodite después de no alcanzar términos comerciales con NGC. El proyecto había quedado temporalmente frenado pese a contar con una decisión final de inversión desde 2025.
Ahora, el acuerdo permite retomar el desarrollo con la expectativa de alcanzar el primer gas durante el segundo trimestre de 2027, según Gerald Ramdeen, presidente de NGC. Shell confirmó que continúa trabajando con la compañía estatal para reforzar el abastecimiento de gas del país, aunque señaló que los detalles comerciales permanecen confidenciales.
Aphrodite fue descubierto en 2022 en el East Coast Marine Area (ECMA) de Trinidad y Tobago. El concepto de desarrollo anunciado previamente contempla un tieback submarino de un solo pozo conectado a infraestructura existente, con el gas dirigido a través de la plataforma Dolphin A. La producción máxima estimada ronda los 107 millones de pies cúbicos diarios (MMscf/d).
El uso de infraestructura existente es técnicamente relevante porque permite incorporar nuevas reservas sin construir desde cero toda una cadena independiente de procesamiento y evacuación.
¿Por qué Aphrodite es importante para el gas de Trinidad y Tobago?
El país caribeño posee una infraestructura de gas y LNG considerable, pero necesita nuevas fuentes de feedgas para compensar el agotamiento de campos maduros. NGC actúa como agregador, comprando gas a productores para abastecer clientes downstream, incluida la industria petroquímica y Atlantic LNG, instalación en la que Shell mantiene una participación del 45 %.
Aphrodite no resolverá por sí solo el déficit estructural de suministro. Reuters describe su aporte esperado como moderado, pero su entrada puede contribuir a recuperar volúmenes disponibles para una cadena industrial donde cada nueva molécula de gas adquiere importancia.
Esta situación refleja un desafío que también aparece en otros mercados: disponer de capacidad de licuefacción no garantiza producción de LNG si falta gas suficiente para alimentar las instalaciones. La evolución de la infraestructura global de gas natural y LNG muestra cómo producción upstream, transporte, procesamiento y capacidad de exportación deben avanzar de forma coordinada.
Coconut añade otros 300 Bcf al suministro de NGC
Aphrodite no es el único proyecto que puede aportar nuevos volúmenes. NGC también acordó comprar la participación de EOG Resources en el gas del proyecto offshore Coconut, desarrollado conjuntamente con BP. Según Ramdeen, el acuerdo incorporaría 300 Bcf de gas al suministro de NGC.
A diferencia de parte del gas asociado a la cadena de LNG, los volúmenes correspondientes a EOG serán dirigidos al sector petroquímico de Trinidad y Tobago. Esto añade otra dimensión a la estrategia: recuperar gas no solo para exportación, sino también para sostener industrias locales intensivas en esta materia prima.
La necesidad de nuevos desarrollos offshore coincide con una etapa de creciente interés por proyectos capaces de conectarse con infraestructura existente, una estrategia que puede reducir instalaciones adicionales y acelerar la monetización de recursos. El desarrollo de campos de gas mediante infraestructura offshore existente está ganando relevancia precisamente por esa capacidad de integrar nuevos volúmenes a sistemas ya operativos.
Venezuela también forma parte de la ecuación del gas
La recuperación del suministro de Trinidad y Tobago incluye además una dimensión regional. Shell y BP trabajan en desarrollos transfronterizos que podrían permitir que gas producido en Venezuela sea transportado hacia Trinidad para procesamiento y exportación. Reuters señala que estos proyectos son considerados importantes para reponer feedgas destinado a Atlantic LNG y respaldar al sector energético durante la próxima década.
La posibilidad de conectar recursos venezolanos con infraestructura trinitense muestra el valor estratégico que adquieren los proyectos de gas entre Venezuela y Trinidad y Tobago dentro del mapa energético del Caribe.
El regreso de Aphrodite al calendario de desarrollo es, por tanto, una pieza de una estrategia mucho mayor. Su producción prevista para 2027 se sumaría a otros proyectos domésticos y potenciales suministros regionales destinados a estabilizar una cadena que conecta campos offshore, infraestructura submarina, petroquímica y LNG.
Para Shell y Trinidad y Tobago, el desafío ahora pasa del acuerdo comercial a la ejecución: recuperar el cronograma, avanzar con las actividades necesarias para desarrollar el campo y convertir el acuerdo alcanzado con NGC en moléculas de gas disponibles durante 2027.
Fuente principal: Reuters
