El presupuesto de Trinidad y Tobago para 2025 se basó en un precio del petróleo de 85 dólares por barril (92,50 dólares en 2024) y del gas de 5 dólares por mmbtu (6 dólares en 2024). La producción de petróleo crudo más condensado promedió poco más de 50.000 barriles por día para 2024, mientras que la producción de gas fue de 2,5 bcf/d para el mismo período.

Esto continúa una tendencia a la baja: en 2022 fue de 58.500 y 2,7 ​​bcf/d, y en 2023 fue de 55.000 y 2,6 bcf/d. Se ha logrado un progreso significativo en el avance de nuevos proyectos de gas (Cypre, Mento, Coconut y Manatee), pero con el declive natural de los campos, la nueva producción puede mantener la producción estable en el mejor de los casos hasta que Manatee entre en funcionamiento en 2027/2028. No ha habido una decisión final sobre Calypso de Woodside, la mejor esperanza para un nuevo gas doméstico de gran tamaño. Esperamos que se tome una decisión pronto, ya que probablemente se necesitarán al menos siete años para poner en funcionamiento la producción de gas.

Dragon vio su primer estudio técnico comenzar a fines de 2024, pero sigue siendo un gran impredecible después de las elecciones estadounidenses. Muchos analistas le dan una probabilidad de 50/50 en el mejor de los casos de seguir adelante en este momento. Dragon, Manakin-Cocuina de bpTT y el potencial de acceder a Loran dependen de la postura de la administración Trump sobre Venezuela, en particular del Secretario de Estado electo de EE. UU., Mark Rubio, un duro crítico del régimen de Maduro.

Algunos activos importantes han cambiado de manos este año. El Bloque Central de Shell se venderá a Touchstone. Mientras tanto, el intento de Touchstone de comprar Trinity fue frustrado por Lease Operators Ltd, que tuvo éxito en su adquisición. bpTT vendió varios campos existentes y áreas no desarrolladas a Perenco, que ahora se convertirá en un actor importante del gas. Se han firmado varios bloques en 2024, poniendo fin a un largo período de poco o ningún éxito en las rondas de licitación.

En los próximos años se realizarán estudios sísmicos y, con suerte, perforaciones en varios bloques terrestres y marinos. Conseguir que se firmen bloques de forma continua es clave para mantener el flujo de suministro de gas. Un mapa editado, creado originalmente por NGC, muestra el panorama energético de TT. - Heritage ha mantenido estable la producción de petróleo, pero su producción sigue siendo menor que la que produjo Petrotrin en 2018. Con su vasta superficie en tierra y frente a la costa oeste, Heritage todavía tiene la mejor oportunidad de aumentar significativamente la producción de crudo (y, por lo tanto, ganar más dólares estadounidenses) de cualquier empresa en el corto plazo. Esperamos que esto se materialice a partir de sus campañas de perforación en 2025.

No ha cambiado mucho en el lado downstream. Las plantas siguen funcionando a capacidad reducida debido a la falta de gas. Methanex cambió Atlas por Titan, reduciendo su producción total. La reestructuración de Atlantic comenzó a dar frutos para NGC, que envió sus primeros cargamentos de los Trenes Dos y Tres en diciembre.

Tobago sufrió un importante derrame de petróleo de un buque en las circunstancias más inusuales. Toda la saga realmente puso de relieve lo mal preparados que estamos para un derrame verdaderamente grande de las operaciones de hidrocarburos. Mientras tanto, nuestros vecinos de Caricom, Guyana y Surinam, han estado muy ocupados en sus sectores energéticos.

Hace cinco años, Guyana no producía petróleo y hoy produce 650.000 barriles por día. Exxon tiene varios FPSO más en desarrollo, y se espera que Guyana supere el millón de barriles por día en 2027. La exploración de Exxon continúa en Guyana, mientras que nuevos operadores han entrado al mercado después de su reciente ronda de licitación. Para no quedarse atrás, Surinam ha alcanzado la Decisión Final de Inversión (FID) en su primer desarrollo offshore: Gran Morgu, un yacimiento de 700 millones de barriles operado por Total Energies. Se estima que el proyecto costará la friolera de 10.000 millones de dólares. Petronas también se está acercando a la FID en Surinam, y en su reciente ronda de licitación también se firmaron nuevos bloques. NGC debería estar creando oportunidades para colaborar con Staatsolie en los desarrollos de gas en Surinam.

Atlantic LNG, Point Fortin↔FOTO DE Jeff K. Mayers - Jeff K. Mayers En general, la región es extremadamente activa para el desarrollo de petróleo y gas, con recursos que se están alejando de TT hacia Guyana y Surinam.

Los costos del sector de servicios locales ya han estado aumentando y no se espera que esto se detenga. La escasez de divisas en TT ha empeorado, amenazando a muchos proveedores de servicios energéticos, que han estado aguantando durante algunos años y dependen de las divisas para mantener sus negocios en funcionamiento.

En el frente de las nuevas energías, se espera que el primer proyecto solar a escala de servicios públicos de Trinidad y Tobago esté en funcionamiento en 2025, a pesar de los muchos retrasos y desafíos que ha enfrentado hasta ahora. El hidrógeno ha avanzado un poco, aunque todavía parece que vamos demasiado lentos para hacer realidad un proyecto piloto.

En general, estamos viendo un progreso importante en varios yacimientos de gas venezolanos, pero la geopolítica puede ponerle fin en cualquier momento. Es fundamental que llevemos nuestro gas de aguas profundas al mercado, así como a Manatee, ya que estos son los proyectos que están dentro de nuestro ámbito de control. Mientras se desarrollan, los nuevos proyectos de desarrollo intentarán detener el declive de los yacimientos existentes. Sin embargo, todo indica que, económicamente, el período 2025 a 2027 será bastante difícil debido a múltiples factores. rspectivas. Debemos ser conscientes de esto y planificar en consecuencia como país.

Rondas de licitación y adquisiciones upstream

• Junio: Finalmente se firmaron los contratos para cinco bloques terrestres, que surgieron de la ronda de licitación terrestre de 2022. Estos incluyen el bloque Aripero, Nabi Construction Ltd y Heritage; el bloque Buenos Ayres, Oilbelt Services Ltd y Heritage; el bloque St Mary's, A&V Oil and Gas Ltd y Heritage; el bloque Cipero, Touchstone y NGC; y el bloque Charuma, Touchstone y NGC. Vista aérea del Proyecto de expansión Galeota de bpTT. Foto cortesía de bpTT. - • Junio: Las obligaciones laborales mínimas de Touchstone incluyen el reprocesamiento de 426 km de datos sísmicos 2D para el bloque Cipero y 784 km para Charuma.

Charuma también requiere el reprocesamiento de 61 km2 de datos sísmicos 3D. Los compromisos de perforación exploratoria incluyen cuatro pozos para Cipero y un pozo para Charuma. • Septiembre: Shell firmó un contrato de compraventa de gas con el Ministerio de Energía (MEEI) para el bloque U(c) modificado, frente a la costa este de Trinidad. Esto fue el resultado de la ronda de licitación de aguas poco profundas que se abrió en octubre de 2023 y cerró en mayo de 2024. El MEEI lo calificó como un récord desde la ronda de licitación hasta la firma de un contrato de compraventa de gas.

• Noviembre: bpTT recibió el bloque NCMA 2 como parte de la ronda de licitación de aguas poco profundas 2023/24 que cerró en mayo de 2024. El bloque está frente a la costa norte de Trinidad. La última vez que lo operó fue Niko Resources, que había planeado perforar un prospecto de gas en 2013, pero no cumplió con sus obligaciones mínimas de trabajo.

• Noviembre: Touchstone y NGC recibieron una licencia de exploración y producción para el bloque Río Claro (80 por ciento y 20 por ciento respectivamente). La licencia requiere un programa mínimo de trabajo de exploración que incluye la perforación de tres pozos de exploración y el reprocesamiento de al menos 130 km2 de datos sísmicos. En mayo, Touchstone había llegado a un acuerdo con Trinity para adquirir todas sus acciones. Sin embargo, en julio, Trinity anunció que había recibido una oferta en efectivo de la empresa local Lease Operators Ltd para adquirir sus acciones por aproximadamente US$33 millones. En noviembre, el 99 por ciento de los accionistas de Trinity votó a favor de la adquisición. Trinity produce aproximadamente 3000 bbl de petróleo más condensado por día.

Atlantic LNG, Point Fortin↔FOTO DE Jeff K. Mayers - Jeff K. Mayersr • Diciembre: Touchstone ha firmado un acuerdo con Shell para adquirir su activo del Bloque Central por US$23 millones en efectivo. Esto está sujeto a las aprobaciones del socio de riesgo compartido de Shell, Heritage (35 por ciento) y el MEEI. La producción bruta actual del bloque Central es de aproximadamente 18 millones de pies cúbicos diarios de gas natural y 200 barriles diarios de líquidos de gas natural de cuatro pozos en los campos Carapal Ridge, Baraka y Baraka East. Touchstone también dijo que buscarán perforaciones de relleno en el bloque Central para impulsar la producción y una perspectiva cretácica profunda.

Derrame de petróleo en Tobago

En febrero ocurrió un evento calamitoso: se encontró un barco volcado frente a la costa de Cove, Tobago, que derramaba una sustancia similar al petróleo que estaba llegando a la costa. A medida que se desarrollaba la historia, se volvía cada vez más extraña. No se recibió ninguna llamada de socorro del barco y no había personas a bordo, ni se encontraron cuerpos.

El barco fue finalmente identificado como la barcaza Gulfstream, supuestamente originaria de Panamá y que transportaba diésel en secreto desde Venezuela a Guyana para su planta de energía, una narrativa que fue fuertemente cuestionada por el gobierno guyanés. La barcaza tuvo que ser remolcada por un remolcador, que finalmente resultó ser el Solo Creed. Se supone que la barcaza tuvo problemas y el remolcador se llevó a la tripulación y abandonó la barcaza.

El remolcador fue finalmente rastreado hasta Angola y fue "arrestado", lo que significa que no se le permitirá salir del país a menos que se haga una fianza en interés del gobierno de Tobago. El estado de los procedimientos legales se desconoce al momento de escribir este artículo.

Hubo grandes daños a la costa, a la vida marina, a la pesca y al turismo durante varios meses. Los efectos a largo plazo están siendo monitoreados por múltiples agencias. El gobierno y THA junto con otras agencias estatales fueron duramente criticados por lo que pareció ser una respuesta lenta y desorganizada. Se necesitaron meses de trabajo dirigidos por el Ministerio de Energía para reflotar la barcaza en agosto y moverla. El petróleo del derrame viajó tan lejos como Bonaire.

En total, se limpiaron más de 50.000 barriles de petróleo y más de 16.000 metros cúbicos de desechos de las áreas costeras de Tobago. Se espera que el costo para el gobierno de la limpieza supere los US$30 millones. El gobierno ha dicho que está intentando acceder a un fondo internacional para derrames para ayudar con estos costos.

Actualizaciones generales sobre el sector upstream

• Enero: El Ministro de Energía Stuart Young brindó algunas actualizaciones en la Conferencia de Energía, incluyendo que el pozo de aguas profundas Calypso de Woodside tenía el potencial de producir 700 millones de pies cúbicos diarios.

• Enero: La plataforma autoelevable Valaris 118 estaba en mantenimiento de rutina en Chaguaramas antes de una extensión de seis pozos con BP. Esto extiende el contrato original a partir de octubre de 2022. La extensión fue valorada en US$51 millones.

• Febrero: EOG dijo que su producción diaria En TT se prevé que crezca alrededor de 50 mmscf/d en 2024. EOG también dijo que planea completar los pozos restantes en el programa de perforación actual en el Bloque U(a) Modificado. La compañía también espera perforar y, si tiene éxito, completar dos pozos exploratorios en el bloque SECC, volver a completar dos pozos en el Área Sercan, perforar un pozo exploratorio en el Área TSP y tiene planes de completar la construcción e instalación de la plataforma y las instalaciones relacionadas en el Área Mento.

• Junio: Shell comenzó a adquirir datos sísmicos 3D sobre los bloques de aguas profundas 25(a), 25(b) y 27 con el buque sísmico PXGEO2. Se espera que la prospección dure tres meses. Estos bloques se adjudicaron a Shell en 2023.

• Junio: Woodside anunció que pagaron al gobierno 135,5 millones de dólares en 2023. Esto comprendía la parte del gobierno del petróleo y el gas de sus campos de producción, así como otras tarifas asociadas más pequeñas.

• Julio: La actualización operativa del segundo trimestre de Trinity tuvo algunos puntos destacados: se completó nuevamente el pozo Jacobin; la producción promedió 2522 barriles por día; y se realizaron 18 reacondicionamientos y cuatro recompletaciones durante el período.

• Julio: Shell contrató el Valaris 249 a partir de aproximadamente mayo de 2026 para una campaña de ocho pozos, con un período estimado de un año por un valor de US$66 millones. Se espera que este proyecto sea Manatee. Esta plataforma autoelevable se encuentra actualmente en manos de EOG y está previsto que se envíe a Perenco para un pozo de evaluación en TSP durante el último trimestre de 2024.

• Agosto: Shell completó una campaña de reacondicionamiento y abandono de pozos de nueve meses en su campo Dolphin.

• Septiembre: BP anunció la finalización de su proyecto de tubería de reemplazo Ocelot, su quinto proyecto de actualización de infraestructura en seis años.

El proyecto Ocelot consiste en una nueva tubería de líquido terrestre de siete pulgadas que conecta la instalación Beachfield de BPTT con la instalación de la terminal Galeota. • Septiembre: Shell utilizará el buque PXGEO2 que adquirió datos sísmicos 3D en sus bloques de aguas profundas y Manakin-Cocuina para adquirir datos 3D en su bloque U(c) modificado recientemente firmado.

• Septiembre: En lo que va del año, la producción de petróleo crudo de Heritage ha promediado poco menos de 35.000 barriles por día, más o menos lo mismo que en 2023 para el mismo período.

• Noviembre: Heritage anunció la puesta en servicio de un generador de vapor destinado a mejorar significativamente la recuperación de petróleo en el área de la Reserva Forestal.

• Noviembre: Shell y McDermott han adjudicado a TOFCO el contrato de fabricación de la estructura tipo jacket y los pilotes de Manatee, que comenzará en diciembre de 2024.

La parte superior se está construyendo en el patio de fabricación Altamira de McDermott en México.

• Noviembre: Touchstone anunció la producción inicial de la plataforma del pozo Cascadura C. Actualmente, está realizando operaciones de prueba de producción en el pozo Cascadura-2ST1 y espera avanzar al pozo Cascadura-3ST1 después.

• Diciembre: Perenco anunció la finalización de la adquisición de los campos de gas offshore maduros Cashima, Amherstia, Flamboyant e Immortelle y las instalaciones de producción asociadas, así como los recursos no desarrollados del campo Parang (activo CAFI), de bpTT, lo que lo convierte en un importante productor de gas en TT.

• Diciembre: bp reducirá los costos a nivel local para cumplir con un mandato global de lograr al menos US$2 mil millones en ahorros de costos en efectivo globales para fines de 2026.

Las licencias por enfermedad se reducirán de 90 a 15 días y es probable que se eliminen algunos puestos de trabajo.

• Diciembre: Colapso de la plataforma: al momento de escribir este artículo, se está desarrollando un terrible incidente, donde la plataforma autoelevable de Heritage, mientras perforaba en Trinmar, colapsó el 22 de diciembre. Esta plataforma es propiedad local de Well Services 110, que ha perforado para Petrotrin y ahora Heritage durante muchos años. La causa del incidente aún está por determinar.

Nuevos proyectos de gas

• Febrero: BP perfora el primero de siete pozos en Cypre, un desarrollo submarino que conectará el gas del campo Cypre con la plataforma Juniper a través de dos nuevas líneas de flujo flexibles de 14 kilómetros. Este campo tiene una base de recursos de aproximadamente 500 bcf y se espera que produzca 250-300 mmscf/d, con el primer gas en 2025. • Julio: BP junto con NGC han recibido una licencia de exploración y producción del gobierno venezolano para el desarrollo del descubrimiento de gas Cocuina.

Cocuina es parte del campo de gas transfronterizo Manakin-Cocuina. En mayo, el gobierno de los EE. UU. otorgó a TT una licencia OFAC para el desarrollo de este campo transfronterizo: el 66 por ciento del campo está en Trinidad (Manakin) y el 34 por ciento en Venezuela (Cocuina). En octubre, se informó que el buque PXGEO2 había completado la adquisición sísmica 3D sobre el campo.

bp es el operador con el 80 por ciento de la licencia y NGC tiene una participación del 20 por ciento. El campo contiene aproximadamente un TCF de gas.

El desarrollo de este proyecto ahora depende de la postura del nuevo gobierno de los EE. UU. sobre Venezuela y la continuidad de la licencia OFAC. • Julio: Shell ha anunciado que ha tomado FID en Manatee. Se proyecta que el primer gas se extraerá a fines de 2027. El campo Manatee es parte del descubrimiento transfronterizo Loran-Manatee, compartido por Trinidad y Venezuela. El campo contiene alrededor de diez TCF de gas natural, con 7,3 TCF del lado de Venezuela y los 2,7 TCF restantes del lado de Trinidad. Se proyecta que Manatee produzca 600 mmscf/d en el pico.

McDermott ha sido adjudicado el contrato EPCI (Ingeniería, Adquisiciones, Construcción e Instalación) para Manatee. Este es, por lejos, el nuevo proyecto de gas más importante en TT.

• Agosto: EOG y bpTT han acordado asociarse en el desarrollo de gas de Coconut. Coconut será una empresa conjunta 50/50 con EOG como operador. La FID ha sido asumida por los socios de la empresa conjunta y se espera que el primer gas se produzca en 2027. El campo Coconut está ubicado frente a la costa sureste de Trinidad y fue descubierto en 2005 por bp. El costo de desarrollo supera los mil millones de dólares.

• Septiembre: Woodside indicó que el trabajo está progresando. Woodside y bp son las partes interesadas en los bloques (70 por ciento y 30 por ciento respectivamente).

Calypso tiene aproximadamente 3,2 TCF de gas. Si se pone en desarrollo, sería el primer proyecto de hidrocarburos en aguas profundas del país.

A principios de 2024, el Ministerio de Energía dijo que los términos fiscales revisados ​​para Calypso estaban progresando bien. Se espera que la FID proceda o no a mediados de 2025.

• Octubre: El Ministro de Energía Stuart Young anunció durante el presupuesto que se están llevando a cabo profundas negociaciones con el gobierno venezolano para permitir que Shell también produzca en el campo Loran.

Hasta ese momento, Shell está avanzando solo con la parte de Manatee. Loran, ubicado en el lado venezolano de la frontera, comprende 7,3 tcf de gas, mientras que se estima que Manatee, ubicado en el lado de TT, contiene 2,7 tcf.

• Noviembre: La plataforma Mento que se está construyendo en TOFCO ha entrado en las etapas finales de construcción. La nueva instalación se desplegará en el desarrollo de Mento, una empresa conjunta 50/50 entre BP y EOG, con EOG como operador. El activo Mento será una instalación tripulada de 12 ranuras frente a la costa sureste de Trinidad. Se espera que el primer gas se extraiga en 2025. Después de los desarrollos anteriores, EMZ (2011), Sercan (2016) y Banyan (2017), Mento será el cuarto desarrollo conjunto entre BP y EOG. Mento se descubrió en 2020 y se ha acelerado su desarrollo.

• Dragon ha logrado un progreso significativo en 2024 con los dos primeros buques que iniciaron estudios geotécnicos para adquirir datos para la perforación de pozos, la colocación de infraestructura submarina y la ruta del oleoducto a la plataforma Hibiscus. Shell contrató dos buques en octubre y noviembre (el Dona Jose II y el Go Electra) para realizar una combinación de estudios geofísicos y geotécnicos, que se prevé que finalicen en diciembre de 2024. Los datos se estudiarán en 2025 y, si todo va bien, la perforación y la construcción del oleoducto se realizarían en 2026 y 2027. Sin embargo, el futuro de Dragon depende en gran medida de la nueva administración de Trump y su postura sobre Venezuela. Shell no ha tomado ninguna decisión sobre este proyecto y probablemente no lo hará hasta que el camino a seguir esté claro.

Actividad downstream

• La situación de Niquan siguió deteriorándose en 2024. En mayo, los 80 empleados de Niquan fueron despedidos mientras la planta seguía inactiva.

En octubre, se nombró un síndico para gestionar los activos de la empresa. Una gran cantidad de desafíos legales siguen plagando a la empresa.

• Junio: La petrolera estatal de Surinam, Staatsolie, firmó dos acuerdos con National Energy: un memorando de entendimiento para el estudio conjunto de proyectos de energía sostenible y una carta de intención para el desarrollo de capacidades y el intercambio de conocimientos.

• Agosto: Proman afirmó que TT tiene el potencial de convertirse en un centro de abastecimiento de metanol, ya que dio la bienvenida a su barco propulsado por metanol, el Stena Prosperous, para que se reabastezca de combustible en Point Lisas.

Los barcos propulsados ​​por metanol están ganando terreno a nivel mundial.

• Septiembre: Methanex reinició su planta Titan después de haber firmado un contrato de gas de dos años con NGC en 2023. Al mismo tiempo, anunció que su planta Atlas se pondrá en modo de conservación debido al vencimiento de su contrato de gas de 20 años. Titan tiene una capacidad de producción anual de 875.000 toneladas de metanol, mientras que la planta Atlas, más grande, tiene una capacidad de 1.085.000 toneladas por año.

Esto conducirá a una caída en la producción de metanol de al menos un millón de toneladas por año.

• Julio: TT Iron and Steel Company Ltd ha adquirido la antigua planta siderúrgica de Arcelor Mittal en Pt Lisas. Anunció el inicio inmediato de la remodelación de la planta, cuyas operaciones comenzarán en 12 meses. La planta de Mittal cesó sus operaciones en 2016.

• Septiembre: El Ministerio de Energía, NP, Energía Nacional y Paria firmaron un memorando de entendimiento para colaborar en el posicionamiento de TT como el primer centro de abastecimiento de combustible marino con bajas emisiones de carbono del Caribe.

El memorando de entendimiento compromete a las tres agencias a realizar de inmediato un estudio de viabilidad que evaluará el potencial de suministrar combustibles marinos con bajas emisiones de carbono (como el metanol) a los barcos que operan en las rutas comerciales de todo el Caribe. Se espera que ese estudio concluya en abril de 2025, después de lo cual se desarrollará un plan de implementación, con el objetivo de que el centro esté operativo en 2026.

• Octubre: La reestructuración de Atlantic finalmente ha entrado en vigor. Bajo la estructura original, Shell y BP tenían participaciones del 54 por ciento y el 40 por ciento, respectivamente, en TrEspañolAins Dos, Tres y Cuatro. NGC tenía una participación del diez por ciento en el Tren Uno y una participación del 11,1 por ciento en el Tren Cuatro, pero no poseía participación en los Trenes Dos y Tres. Sin embargo, el nuevo acuerdo simplifica la estructura de propiedad en los cuatro trenes. Shell y BP ahora tienen cada una una participación del 45 por ciento, mientras que la participación de NGC es del diez por ciento. Una de las principales fortalezas de la reestructuración es que permite a terceros llevar gas a Atlantic, mientras que antes solo los accionistas podían hacerlo.

• Octubre: Young dijo que un comité designado por el gabinete para evaluar las manifestaciones de interés había seleccionado a tres postores: CRO Consortium (que comprende la empresa local DR Rampersad and Co Ltd, Chemie Tech LLC y Ocala Group), iNca Energy LLC con sede en EE. UU. y Dando PLC con sede en Nigeria.

• Noviembre: Durante los nueve meses que finalizaron el 30 de septiembre, TTNGL logró un notable aumento del 153,2 por ciento en las ganancias después de impuestos en comparación con el mismo período en 2023. La compañía registró una ganancia después de impuestos de $82,8 millones, un aumento significativo desde los $32,7 millones en 2023. Sin embargo, el precio de las acciones de TTNGL continuó cayendo en 2024 y en el momento de escribir este artículo se encontraba en un mínimo histórico de $4,00. El precio de la OPI fue de $21 en 2015.

• Diciembre: Nutrien reveló que gastó US$130 millones en operaciones de TT en 2024. • Diciembre: NGC envió sus primeros dos cargamentos de GNL desde los Trenes Dos y Tres de Atlantic desde la reestructuración comercial de Atlantic en diciembre de 2023. Los envíos salieron de las instalaciones de Atlantic en Point Fortin el 26 de noviembre y el 6 de diciembre, con destino a Italia y Egipto respectivamente, bajo la nueva estructura comercial de Atlantic.

Nuevos desarrollos energéticos • Solar: el proyecto Lara de BP y Shell, que estaba previsto que fuera un proyecto de 112 MW, se dividiría en dos emplazamientos: en Brechin Castle (92 MW) y Orange Grove (20 MW).

En enero, NGC Green anunció que iba a adquirir una participación del 30% en el proyecto. Ese mismo mes, BP anunció que el gobierno había reutilizado el terreno de Orange Grove y que ese segmento ya no seguiría adelante. El proyecto ahora implica un parque solar de 92 MW dividido en dos emplazamientos, con un total de 186 hectáreas y una línea aérea de conexión a la red de 2,8 km hasta la subestación existente de Brechin Castle. En mayo, se informó de que el emplazamiento de Brechin Castle se había paralizado debido a que hombres armados amenazaban a los trabajadores. En diciembre, NGC dijo que las obras estaban progresando bien y que la planta estaría operativa en 2025.

• Abril: HDF Energy de Francia adquirió el 70 por ciento del proyecto NewGen de KGL, una planta de hidrógeno limpio planificada por 200 millones de dólares, destinada a suministrar el 20 por ciento del hidrógeno necesario para una planta de amoníaco en Pt Lisas.

• Julio: Se inauguró el primer parque solar a escala comercial montado en tierra en el aeropuerto de Piarco. Esto se financió a través de una subvención de la UE de 1,5 millones de euros. El parque tiene una capacidad de generación de 0,5 MW.

• Noviembre: Se desplegaron dispositivos lidar en Galeota y Orange Valley para adquirir datos eólicos durante 12 a 18 meses, en el marco del Programa de evaluación de recursos eólicos (WRAP) para TT. El estudio preliminar de 2023 identificó estos dos sitios como los mejores para la energía eólica en TT. • Diciembre: Young anunció que el gabinete aprobó el primer proyecto piloto de hidrógeno verde, que se completará en Pt Lisas.

Dijo que CAF (Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe) estará apoyando este proyecto piloto.

Fuente: News Day