Duplicará la capacidad de la anunciada por Royal Dutch Shell
Estará ubicada mar adentro en el noroeste de Australia. Tendrá capacidad suficiente para abastecer la demanda total de un país como Japón, el máximo consumidor mundial de gas natural licuado; es decir, entre 6 y 7 millones de toneladas anuales del recurso.
Dos gigantes internacionales como la petrolera estadounidense ExxonMobil y la minera australiana BHP Billiton unirán sus fuerzas para construir la mayor planta flotante de gas natural licuado (LNG, según sus siglas en inglés) del planeta. La iniciativa –que no sólo pone de manifiesto el creciente interés global por el suministro gasífero off shore, sino que también refleja la evolución tecnológica alcanzada en el segmento–estará ubicada mar adentro en el noroeste de Australia, más específicamente en el campo Scarborough –que ambas empresas controlan de manera asociada–, a unos 220 kilómetros de la costa occidental del país oceánico.
Si bien por el momento se desconoce la inversión que demandarán las obras, el emprendimiento comenzaría a operar en 2020 ó 2021, según anticipó Exxon a través de un comunicado. Una vez en funcionamiento, la plataforma de licuefacción y almacenamiento producirá entre 6 y 7 millones de toneladas (Tn) por año de LNG, un volumen similar a los requerimientos anuales de Japón, el importador número uno del fluido.
Para tomar una mayor dimensión de la envergadura del proyecto, debe considerarse que la capacidad de producción a la que aspiran Exxon y BHP duplicaría la de Prelude, la planta flotante recientemente anunciada por Royal Dutch Shell.
También localizada en el noroeste australiano y prevista para entrar en marcha dentro de cuatro años, en 2017 –cuando se convertirá en la primera unidad de su tipo a escala mundial–, la central de Shell producirá 3,6 millones de Tn anuales.
Con un tamaño equivalente al de cuatro estadios de fútbol, la instalación constará de 260.000 Tn de acero y permitirá la extracción de gas natural en yacimientos submarinos hasta ahora inaccesibles o económicamente inviables. Diseñada para soportar ciclones de categoría cinco, pondrá en valor reservas gasíferas de sitios remotos y proveerá de LNG a los demandantes buques metaneros.
Novedad regional
Mientras los anuncios de Exxon, BHP y Shell en Australia sorprenden a los mercados energéticos de los cinco continentes, en esta parte del mundo también hay promisorias novedades vinculadas con el LNG. ¿De qué otro modo calificar la entrada en operaciones de la primera usina eléctrica flotante abastecida por LNG en Latinoamérica?
La iniciativa tuvo lugar en el Mar Caribe, en República Dominicana, país que en los últimos años modernizó su sistema eléctrico con la incorporación de importantes innovaciones técnicas en materia de generación térmica. Denominada “Estrella de Mar II”, proporciona una enorme versatilidad para producir energía con distintos carburantes sin perder eficiencia (ofrece un factor de disponibilidad cercano a un 97% en el largo plazo).
Con una potencia de 110 megawatts (Mw), la central flotante de ciclo combinado está equipada con seis motores flexibles, que pueden alimentarse de un amplio espectro de combustibles. Dichos motores fueron fabricados por la empresa finlandesa Wärtsilä sobre la base de la tecnología Flexicycle, que aprovecha la recuperación de la energía térmica del primer ciclo de generación.
Localizada sobre el mar, en un predio lindero a un buque regasificador de LNG, además de ese recurso puede emplear fuel oil, gasoil, biocombustibles y aceites ultra pesados, entre otros productos.
Consumo en alza
El LNG ha adquirido una importancia central tanto en la matriz como en la balanza comercial energética de la Argentina. De hecho, durante el año pasado el país se convirtió en el mayor importador de todo el continente americano.
La demanda nacional trepó un 16,5%, hasta sumar unos 184 billones de pies cúbicos (BPC), mientras que la de Estados Unidos –el anterior líder del rubro– descendió ni más ni menos que un 94%, hasta ubicarse en 181 BPC, sobre la base de los últimos datos de Gas Energy & Drillingfo.
“El aumento de la importación argentina respondió principalmente a la puesta en marcha de la segunda terminal de regasificación en Escobar (Buenos Aires), mientras que la reducción en las compras de los norteamericanos se debió al incremento en su producción de shale gas”, explicó Álvaro Ríos Roca, director de la consultora especializada y ex secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
Según sus palabras, también es posible que una parte del LNG comprado por Estados Unidos fuera inmediatamente vendido en cumplimiento de contratos a largo plazo. “Después de todo, importar y reexportar resulta un muy buen negocio”, apuntó.
A su criterio, la producción de shale norteamericano en Marcellus y Utica continuará acelerándose e incrementando la producción interna, por lo que la tendencia es que las importaciones de ese país sigan bajando hasta llegar a un punto de inflexión de autoabastecimiento y exportación neta.
“¿Quién hubiera pensado, hace una década, que la Argentina, un prominente exportador de gas natural a sus vecinos, demandaría en el mercado internacional más LNG que Estados Unidos, que se perfilaba como el mayor demandante de ese recurso en el planeta? Cambia, todo cambia, de la mano de la tecnología”, se preguntó retóricamente el especialista.
Revista Petroquímica
