El proyecto de gas Gorgon es un proyecto de gas natural de varias décadas en Australia Occidental , que implica el desarrollo de los yacimientos de gas de Greater Gorgon, la infraestructura de recolección de gas submarina y una planta de gas natural licuado (GNL) en la isla Barrow . [2] [3] El proyecto también incluye un componente de gas doméstico. La construcción se completó en 2017.
El término 'Gran Gorgona' hace referencia a una agrupación de varios yacimientos de gas, entre ellos Gorgon, Chandon, Gerión, Ortro, Ménade, Euritión, Urania, Crisaor, Dioniso, Jansz/Io y West Tryal Rocks, situados en la subcuenca Barrow de la cuenca de Carnarvon . El yacimiento de Gorgona se encuentra a unos 130 kilómetros (81 millas) de la costa noroeste de Australia Occidental, donde la profundidad del agua es de aproximadamente 200 metros (660 pies). Otros yacimientos del grupo se encuentran al norte, como Jansz-Io, que cubre un área de 2000 kilómetros cuadrados (770 millas cuadradas), en una profundidad de agua de 1300 metros (4300 pies).
La isla Barrow se encuentra frente a la costa de Pilbara , a 85 kilómetros (53 millas) al noreste de Onslow y a 140 kilómetros (90 millas) al oeste de Karratha . Es la isla más grande de un grupo de islas que incluye las islas Montebello y Lowendal, tiene 25 kilómetros (16 millas) de largo y 10 kilómetros (6,2 millas) de ancho, y cubre 235 kilómetros cuadrados (91 millas cuadradas). [2]
Más de 200 pozos de exploración habían sido perforados en la subcuenca de Barrow a finales de 2001, [4] incluyendo West Tryal Rocks en 1972, y Spar en 1976 - ambos descubiertos por West Australian Petroleum (WAPET) que había sido una empresa pionera en el desarrollo de la industria petrolera de Australia Occidental . WAPET era [ ¿cuándo? ] el operador en nombre de varias empresas conjuntas que comprendían a Chevron , Texaco , Shell y Ampolex (la división de exploración de Ampol ). Chevron y Texaco se fusionaron en 2001, Mobil se hizo cargo de Ampolex, y más tarde se fusionó con Exxon para formar ExxonMobil . [ ¿cuándo? ] En 2000, Chevron se convirtió en el operador de todos los activos petroleros de WAPET.
WAPET descubrió Gorgon en 1981 con la perforación del pozo Gorgon 1. [5] Los descubrimientos posteriores incluyeron Chrysaor (1994) y Dionysus (1996). La acumulación de gas Jansz-Io, descubierta en enero de 2000, contiene aproximadamente 566 mil millones de metros cúbicos de reservas recuperables. [5]
El proyecto recibió las aprobaciones ambientales preliminares del gobierno de Australia Occidental en septiembre de 2007 y del Ministro Federal de Medio Ambiente el mes siguiente [6] [7] después de recibir la aprobación en principio del gobierno de Australia Occidental para hacer un uso restringido de la isla Barrow en septiembre de 2003. [8] Los desarrolladores del proyecto presentaron entonces planes revisados para cubrir una expansión en el tamaño del proyecto. La aprobación ambiental final se recibió del gobierno estatal el 11 de agosto de 2009. [9] El 26 de agosto de 2009, el Ministro Federal de Medio Ambiente anunció que el proyecto ampliado en la isla Barrow había recibido la aprobación ambiental condicional. [10]
Durante la campaña electoral federal australiana de 2007, el Partido Laborista australiano anunció que un futuro gobierno laborista reservaría el 25% del futuro impuesto sobre la renta de los recursos petroleros del proyecto Gorgon para establecer un Fondo de Infraestructura de Australia Occidental. [11] Aunque no se dio un plazo oficial, dos ciclos electorales más tarde en 2013 la promesa aún no se había cumplido. Las contribuciones al PRRT a menudo se retrasan dependiendo de las deducciones fiscales a las que las empresas son elegibles, y el entonces gobierno laborista de Julia Gillard propuso que se revisaría una vez que los ingresos comenzaran a fluir del proyecto. [12] Sin embargo, la profesora titular de la Universidad de Monash y experta en derecho tributario y política de recursos naturales Diane Kraal estimó en 2017 que, bajo el sistema fiscal actual, el proyecto de gas de Gorgon aún no había contribuido al sistema PRRT, y no lo haría hasta alrededor de 2030. [13]
Los yacimientos de gas de Gorgon y Jansz-Io se encuentran a 200 kilómetros (120 millas) de la costa continental de Australia. En 2006, Chevron, la empresa que lidera el proyecto, trabajaba con una base de recursos estimada en 40 billones de pies cúbicos. Estimaciones posteriores han situado el volumen de gas natural en 35,3 billones de pies cúbicos (1.000 × 10 9 m 3 ), que pueden tener una vida útil de 60 años. [14]
Según Chevron, el yacimiento Janz-Io se encuentra a entre 9.100 y 10.350 pies por debajo del lecho marino, mientras que el yacimiento de gas Gorgon se encuentra a entre 11.350 y 13.600 pies por debajo del lecho marino. Aunque esto se debe a que el yacimiento de gas Gorgon se encuentra más cerca de la tierra que el yacimiento Janz-Io, donde la tierra se curva hacia arriba para formar la isla Barrow , ambos yacimientos se encuentran aproximadamente a 14.615 pies por debajo del nivel del mar. [15]
El proyecto fue desarrollado por Gorgon Joint Venture, que a partir de 2009 [actualizar], estaba formada por filiales australianas de tres empresas energéticas globales: [16]
El alcance del proyecto incluye: [ cita requerida ]
Según la Declaración de Impacto Ambiental de 2009, inicialmente se utilizarían 18 pozos para transportar el gas a través de sistemas de recolección submarinos y tuberías hasta la costa noroeste de la isla Barrow y, luego, a través de un sistema de tuberías subterráneas hasta las instalaciones de tratamiento y licuefacción de gas en la costa sureste de la isla. La planta estaba destinada a constar de tres trenes de gas natural licuado (GNL), cada uno capaz de producir una capacidad nominal de 5,2 millones de toneladas por año (MTPA). [2] [ necesita actualización ]
Según la Declaración de Impacto Ambiental de 2009, el GNL y el condensado , almacenados inicialmente en tanques en tierra, se descargarían desde un embarcadero de 2.100 m (1,3 mi) en buques metaneros y petroleros, para su entrega a clientes en el extranjero. El gas natural para uso doméstico se transportará por un gasoducto submarino de 70 km hasta el continente, para su transmisión a clientes locales. [2] [ necesita actualización ]
En cuanto a la inversión total del proyecto de GNL de Gorgon, los artículos de prensa han informado de previsiones de analistas de costes estimados que van desde 11.000 millones de dólares australianos (en 2003), 16.000 millones de dólares australianos (2007), [19] y 50.000 millones de dólares australianos en marzo de 2009 [20] hasta 43.000 millones de dólares australianos en septiembre de 2009 y 53.000 millones de dólares australianos en 2015. [18] [21]
El dióxido de carbono (CO2 ) , que representa alrededor del 15% del flujo de gas crudo del campo Gorgon, se extrae y luego se inyecta en formaciones a 2 kilómetros [22] debajo de la isla, con un almacenamiento previsto de 3,4 a 4 millones de toneladas de CO2 cada año. [23] Los reguladores ambientales australianos exigieron la inclusión del proyecto de captura de carbono. [22] Sin embargo, en diciembre de 2017 se anunció que los problemas técnicos significan que el CO2 no se almacenará hasta fines de 2018 o principios de 2019, dos años después de que la planta comenzara a operar. Esto dará como resultado la liberación de 5,5 a 7,8 millones de toneladas de CO2 . [24]
La inyección de dióxido de carbono comenzó en agosto de 2019, y se prevé que la inyección alcance su tasa máxima para el primer trimestre de 2020 (esto no se ha verificado de forma independiente a septiembre de 2020). [25] En noviembre de 2023, se informó que durante el período 2022-2023, solo se había secuestrado alrededor de un tercio del CO2 generado por el sitio, principalmente debido a problemas para gestionar la presión del subsuelo para evitar dañar la capa de cubierta que atrapa el CO2 . [ 26]
La modelización económica realizada en 2008 como parte del proceso de evaluación de impacto ambiental pronosticó los siguientes impactos macroeconómicos (basados en un período de 30 años):
Se alcanzaron acuerdos de venta de GNL [ ¿cuándo? ] entre las empresas conjuntas y clientes en China , India , Japón y Corea del Sur .
Chevron Australia ha ejecutado Acuerdos de Compra y Venta (SPAs) con Nippon Oil Corporation, ahora JXTG (0,3 Mtpa por 15 años), Tokyo Gas (1,1 Mtpa por 25 años y 1 por ciento de participación) y Chubu Electric Power, ahora JERA (1,44 Mtpa por 25 años y 0,417 por ciento de participación en el Proyecto Gorgon) en 2009, [28] [29 ] [30] Kyushu Electric (0,3 Mtpa por 15 años) en 2011, [31] Osaka Gas (1,375 Mtpa por 25 años y 1,25 por ciento de participación en el Proyecto Gorgon) en 2012 [32] y GS Caltex de Corea del Sur (0,25 Mtpa por 20 años de Gorgon). Chevron Australia también tenía un acuerdo preliminar con Korea Gas Corporation (KOGAS) (1,5Mtpa por 15 años), sin embargo, se informó que este no se completó;
Shell ha firmado acuerdos de compraventa de GNL a largo plazo con PetroChina International Company Limited y BP Singapore Pte. Limited y también ha obtenido capacidad en terminales de recepción de GNL, incluidas las terminales de Energia Costa Azul LNG en Baja California, México y Hazira en Gujarat, India. [ cita requerida ]
Una filial australiana de ExxonMobil ha firmado acuerdos de compraventa a largo plazo con Petronet LNG Limited de India y PetroChina International Company Limited para el suministro de GNL del Proyecto Gorgon. El acuerdo con Petronet LNG es para el suministro de aproximadamente 1,5 Mtpa de GNL durante un plazo de 20 años, mientras que el acuerdo con PetroChina es para el suministro de aproximadamente 2,25 Mtpa durante un plazo de 20 años. En conjunto, estos dos acuerdos de compraventa comprometen la participación de la filial de ExxonMobil en el GNL del Proyecto Gorgon de GNL de 15 Mtpa. [ cita requerida ]
Según las disposiciones de la Ley de la Isla Barrow (2003), las empresas conjuntas deben reservar 2000 petajulios de gas para su entrega al mercado interno. La empresa conjunta Gorgon anunció planes para establecer un proyecto de gas doméstico, incluidos planes de expansión progresiva para permitir la entrega de 300 terajulios de gas por día al sistema de transmisión doméstico. [33] [34] Chevron ha indicado que las entregas de gas doméstico de Gorgon comenzarán aproximadamente en el momento de la puesta en marcha del tercer tren de GNL. [35]
El proyecto propuesto atrajo críticas de los grupos conservacionistas debido al posible impacto sobre la ecología de la isla Barrow. La isla es una reserva natural de clase A, hogar de la tortuga plana (clasificada como una especie vulnerable [36] ) y de muchos otros animales que no se encuentran en el continente australiano. [27] [37] Otras preocupaciones están relacionadas con la idoneidad de los procedimientos de cuarentena en la isla Barrow para proteger contra las especies introducidas, [38] y los riesgos asociados con el secuestro geológico de CO 2 . Se informó en noviembre de 2011 que los animales nativos de la isla Barrow habían muerto accidentalmente a diario con un total conocido de 1550 desde que comenzó la construcción. [39]
{{cite web}}: |first=tiene nombre genérico ( ayuda )Mantenimiento de CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace ){{cite journal}}: Requiere citar revista |journal=( ayuda ){{cite web}}: |first=tiene nombre genérico ( ayuda )Mantenimiento de CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace )El gobierno de Australia Occidental insistió en la CCS de Barrow como condición para aprobar Gorgon