El costo estimado del gasoducto Coastal GasLink se eleva a $ 14.5 mil millones

Las estimaciones de costos para la construcción han aumentado Gasoducto costero GasLink El proyecto se encuentra en el norte de la Columbia Británica, lo que genera incertidumbre sobre cuándo se completará la vía.

TC Energy Corp con sede en Calgary TRP-T El miércoles, dijo que elevó el costo esperado de Coastal GasLink a $ 14.5 mil millones. Esto es casi un 30 por ciento más que la estimación anterior del año pasado de $ 11,2 mil millones y un 134 por ciento más que el precio original en 2018 de $ 6,2 mil millones.

TC Energy, copropietaria del proyecto BC, dijo que espera completar el gasoducto de gas natural para fines de este año, pero advirtió que si las actividades de construcción se prolongan hasta el próximo año, el precio podría subir otros $1.200 millones.

TC Energy dijo que Coastal GasLink enfrenta presiones de costos por la escasez de mano de obra calificada, además de abordar el trabajo de «bajo rendimiento» de algunos subcontratistas y enfrentar desafíos relacionados con la mitigación de la erosión del suelo y los sedimentos.

El gasoducto de 670 kilómetros está diseñado para transportar gas natural desde el noreste de la Columbia Británica hasta la terminal de exportación de GNL de Canadá, valorada en 18.000 millones de dólares, que está en construcción en Kitimat, Columbia Británica.

Los productores canadienses de gas natural se enfrentan al atractivo de las terminales de exportación de EE. UU.

Las acciones de TC Energy cayeron $ 3,22 para cerrar en $ 54,11 por acción el miércoles en la Bolsa de Valores de Toronto.

Robert Hope, analista de Scotia Capital Inc. En una nota de investigación: «El mercado sigue preocupado por los sobrecostos incrementales del proyecto». Dada la incertidumbre sobre el costo final y el tiempo de finalización de la construcción, agregó que «el proyecto aún no está fuera de control».

El objetivo de Coastal GasLink es probar el gasoducto el próximo año y tenerlo listo para suministrar GNL a Canadá en 2025, cuando está previsto que comiencen las exportaciones de GNL a Asia desde Kitimat.

«Estamos decepcionados con el aumento de costos del proyecto Coastal GasLink», dijo el gerente general de TC Energy, François Poirier, en un comunicado de prensa. «Seguimos enfocados con láser en completar de manera segura esta pieza crítica de infraestructura energética al menor costo posible, lo que permitirá el primer camino directo de Canadá para las exportaciones de GNL».

TC Energy dijo que había un gran interés en sus planes previamente revelados para vender $ 5 mil millones en varios activos, y que el programa de desinversión podría ampliarse.

Cuando los propietarios de LNG Canada aprobaron la construcción de la terminal de Kitimat en el otoño de 2018, el primer ministro Justin Trudeau calculó la inversión total en 40.000 millones de dólares, incluida la estimación original de Coastal GasLink de 6.200 millones de dólares, pero las proyecciones para los costos de sus tuberías aumentaron en 8.300 millones de dólares desde entonces. .

Los costos totales ahora llegarán a por lo menos $ 48,3 mil millones para la primera fase de LNG Canada, lo que representa la terminal Kitimat de $ 18 mil millones y varias infraestructuras que incluyen la estimación revisada de $ 14,5 mil millones para el oleoducto, así como los presupuestos anuales para la perforación en el norte. Área de Montney en el noreste de B.C.

TC Energy ha cerrado la venta de una participación del 65 por ciento en el proyecto del oleoducto en 2020 a Alberta Investment Management Corp. y KKR & Co.

Los oficiales federales de pesca están investigando el proyecto del oleoducto Coastal GasLink

TC Energy, que actualmente posee el 35 por ciento de Coastal GasLink, anunció un acuerdo el año pasado por una participación del 10 por ciento en una venta de acciones planificada a hasta 20 consejos electos a lo largo de la ruta del gasoducto. TC Energy ahora espera registrar una disminución en su participación en el proyecto del oleoducto cuando publique los resultados del cuarto trimestre el 14 de febrero.

Clark Williams dijo que si bien TC Energy ya les ha dicho a los inversionistas que sufrirá un impacto financiero en el proyecto, la gravedad de las tarifas podría depender de cuánto del aumento de los costos de la tubería puede compensar la compañía cobrando tarifas más altas a sus clientes. —Derry, analista con sede en Seattle del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA).

El Sr. Williams-Derry predice que los costos del proyecto Coastal GasLink para transportar gas natural a través de la Columbia Británica podrían ser hasta el doble de los costos de envío del combustible desde el noreste de la Columbia Británica hasta el Golfo de México.

Los productores independientes canadienses podrían ver cada vez más la costa del Golfo de EE. UU. como un mercado atractivo para enviar suministros de gas natural en lugar de confiar en los planes de los patrocinadores de BC LNG para exportar en alta mar desde la costa oeste de Canadá, según un nuevo informe de la IEEFA.

Los detalles aún no resueltos incluyen cómo se asignará exactamente el costo incremental de la tubería. “LNG Canada continúa monitoreando los desarrollos de costos y cronogramas de Coastal GasLink. Aunque no podemos revelar detalles específicos, dijo LNG Canada en un comunicado, existe un acuerdo comercial vigente que aborda la asignación de riesgos.

La estación Kitimat está ubicada en la región tradicional de la nación Haisla. Unos 190 kilómetros de la controvertida ruta del oleoducto atraviesan las tierras tradicionales de la nación de Witsuwetin. Los ingeniosos jefes hereditarios que se oponen a Coastal GasLink dicen que tienen jurisdicción sobre esa zona.

Shell PLC, con sede en Londres rydaf Es el socio más grande de LNG Canada, con una participación del 40 por ciento, seguido por Petronas de Malasia. PNAGF en un 25 por ciento. Los otros propietarios son PetroChina. PCCYF (15 por ciento), Mitsubishi de Japón. MSBHF (15 por ciento) y Kugas en Corea del Sur (5 por ciento).

Los propietarios participantes de LNG Canada están considerando si seguir adelante con los planes para una segunda fase de expansión que duplicaría la capacidad de exportación de gas natural en forma líquida.

Cinco propuestas de exportación que utilizan petroleros permanecen activas en la Columbia Británica, incluidas las posibles expansiones en LNG Canada en Kitimat y la planta doméstica Tilbury LNG de FortisBC en Delta. Los otros tres proyectos son Cedar LNG, Ksi Lisims LNG y Woodfibre LNG.