Proyecto de gas Gorgon

El proyecto de gas Gorgon es un proyecto de gas natural de varias décadas en Australia Occidental , que comprende el desarrollo de los campos de gas Greater Gorgon, infraestructura submarina para la recolección de gas 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. Es el desarrollo de recursos más costoso de la historia de Australia. ^{[ 4 ]}

El término «Gran Gorgon» se refiere a una agrupación de varios campos de gas, entre los que se incluyen Gorgon, Chandon, Geryon, Orthrus, Maenad, Eurytion, Urania, Chrysaor, Dionysus, Jansz/Io y West Tryal Rocks, situados en la subcuenca de Barrow de la cuenca de Carnarvon . El campo Gorgon se centra 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 campos del grupo se encuentran al norte, como Jansz-Io, que abarca una superficie de 2000 kilómetros cuadrados (770 millas cuadradas ) , con 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 nornoreste de Onslow y a 140 kilómetros (90 millas) al oeste de Karratha . Es la mayor 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, cubriendo 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, ^{[ 5 ]} 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 el operador en nombre de varias empresas conjuntas que comprendían Chevron , Texaco , Shell y Ampolex (la división de exploración de Ampol ). Chevron y Texaco se fusionaron en 2001; Mobil tomó Ampolex y luego se fusionó con Exxon para formar ExxonMobil . La toma de Ampolex se completó el 2 de mayo de 2000. ^{[ 6 ]} 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. ^{[ 7 ]} Entre los descubrimientos posteriores se incluyen Chrysaor (1994) y Dionysus (1996). El yacimiento de gas Jansz-Io, descubierto en enero de 2000, contiene unas reservas recuperables estimadas en 566  mil millones de metros cúbicos. ^{[ 7 ]}

El proyecto recibió aprobaciones ambientales preliminares del gobierno de Australia Occidental en septiembre de 2007 y del Ministro Federal de Medio Ambiente al mes siguiente ^{[ 8 ] [ 9 ]} 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. ^{[ 10 ]} Los desarrolladores del proyecto luego presentaron 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. ^{[ 11 ]} 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. ^{[ 12 ]}

Durante la campaña electoral federal australiana de 2007 , el Partido Laborista Australiano anunció que un futuro gobierno laborista destinaría el 25 % del futuro Impuesto sobre la Renta de los Recursos Petrolíferos (PRRT) del proyecto Gorgon para establecer un Fondo de Infraestructura de Australia Occidental. ^{[ 13 ]} Aunque no se dio un plazo oficial, dos ciclos electorales después, 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 tienen derecho, y el entonces gobierno laborista de Julia Gillard propuso que se revisaría una vez que comenzaran a fluir los ingresos del proyecto. ^{[ 14 ]} Sin embargo, Diane Kraal, profesora titular de la Universidad de Monash y experta en derecho tributario y política de recursos naturales, estimó en 2017 que, bajo el sistema fiscal actual, el proyecto de gas Gorgon aún no había contribuido al sistema PRRT y no lo haría hasta alrededor de 2030. ^{[ 15 ]}

Los yacimientos de gas Gorgon y Jansz-Io se encuentran a 200 kilómetros (120 millas) de la costa continental de Australia . En 2006 , Chevron, la empresa responsable del proyecto, trabajaba con una base de recursos estimada de 40 billones de pies cúbicos. Estimaciones posteriores han situado el volumen de gas natural en 35,3 billones ^de pies cúbicos (1000 × 10⁹ ^{m³ )} , ​​con una vida útil que podría alcanzar los 60 años . ^{[ 16} ]    

Según Chevron, el yacimiento Janz-Io se encuentra entre 9100 y 10 350  pies bajo el lecho marino, mientras que el yacimiento de gas Gorgon está entre 11 350 y 13 600  pies bajo el lecho marino. Si bien esto se debe a que el yacimiento de gas Gorgon está más cerca de la costa que el yacimiento Janz-Io, donde la tierra se curva hacia arriba formando la isla Barrow , ambos yacimientos se encuentran aproximadamente a 14 615  pies bajo el nivel del mar. ^{[ 17 ]}

El proyecto fue desarrollado por Gorgon Joint Venture, que a partir de 2009, estaba compuesta por filiales australianas de tres compañías energéticas globales: ^{[ 18 ]}

• Chevron Australia y Texaco Australia (ambas subsidiarias de Chevron ) (participación del 47,3% y operador del proyecto) utilizan la empresa conjunta Kellogg para diseñar, adquirir y construir todas las instalaciones posteriores (entre los socios de esta empresa conjunta se encontraba Clough , una subsidiaria de Murray & Roberts ).
• Shell Development Australia (una filial de Royal Dutch Shell ) (25%)
• Mobil Australia Resources (una subsidiaria de ExxonMobil ) (25%)
• Gas Osaka (1,25%)
• Gas Tokio (1%)
• Chubu Electric Power, ahora JERA (0,417%)

El alcance del proyecto incluye:

• Se han adquirido 300 hectáreas de terreno en la isla de Barrow.
• 3 trenes de GNL , cada uno con capacidad para licuar 5,2 millones de toneladas métricas de GNL al año.
• Capacidad total de 15,6 millones de toneladas métricas de GNL al año.
• Planta de gas doméstico de 300 terajulios por día
• La colocación de la primera piedra tuvo lugar el 1 de diciembre de 2009.
• El GNL para uso comercial partió por primera vez de la isla de Barrow en 2016. El primer buque metanero, el Asian Excellence , zarpó el 21 de marzo de 2016, y el suministro doméstico principal a Australia Occidental comenzó en diciembre del mismo año. ^{[ 19 ]}
• A partir de 2009, la producción estaba programada para terminar entre 2054 y 2074 ^{[ 20 ]}

Según la Declaración de Impacto Ambiental de 2009, inicialmente se utilizarían 18  pozos para suministrar gas a través de sistemas de recolección submarina y gasoductos hasta la costa noroeste de la isla de Barrow, y posteriormente, mediante un sistema de gasoductos subterráneos, hasta las instalaciones de tratamiento y licuefacción de gas en la costa sureste de la isla. La planta estaba diseñada para constar de 3 trenes de gas natural licuado (GNL), cada uno con una capacidad nominal de producción de 5,2 millones de toneladas anuales (MTPA). ^{[ 2 ]}

Según la Declaración de Impacto Ambiental de 2009, el GNL y el condensado , inicialmente almacenados en tanques en tierra, se descargarían desde un muelle de 2100 m (1,3 millas) a buques metaneros y petroleros para su entrega a clientes en el extranjero. El gas natural para uso doméstico se transportará mediante un gasoducto submarino de 70 km hasta el continente para su distribución a los clientes locales. ^{[ 2 ]}   

En cuanto a la inversión total del proyecto Gorgon LNG, los artículos de prensa han informado sobre las previsiones de los analistas de costes estimados que oscilan entre 11.000 millones de dólares australianos (en 2003), 16.000 millones de dólares australianos (2007), ^{[ 21 ]} y 50.000 millones de dólares australianos en marzo de 2009 ^{[ 22 ]} hasta 43.000 millones de dólares australianos en septiembre de 2009 y 53.000 millones de dólares australianos en 2015. ^{[ 20 ] [ 23 ]}

Los modelos económicos elaborados en 2008 como parte del proceso de evaluación del impacto ambiental pronostican los siguientes impactos macroeconómicos (basados ​​en un período de 30 años):

• El Departamento de Energía, Minas, Regulación Industrial y Seguridad indicó la generación de más de 10.000 puestos de trabajo en Australia ^{[ 29 ].}
• Más de 350 empleos directos e indirectos que se mantendrán durante toda la vida del proyecto.
• un aumento del Producto Interno Bruto (PIB) nacional de 64.300 millones de dólares australianos (en términos de valor actual neto)
• Gasto de 33 mil millones de dólares australianos en bienes y servicios adquiridos localmente.
• ingresos gubernamentales adicionales de aproximadamente 40 mil millones de dólares australianos (en dólares de 2009) ^{[ 30 ]}

El proyecto propuesto atrajo críticas de grupos conservacionistas debido al impacto potencial en la ecología de la isla Barrow. La isla es una reserva natural de Clase A, hogar de la tortuga plana (clasificada como especie vulnerable ^{[ 39 ]} ) y de numerosos otros animales que no se encuentran en el continente australiano. ^{[ 30 ] [ 40 ]} Otras preocupaciones se relacionan con la idoneidad de los procedimientos de cuarentena en la isla Barrow para proteger contra especies introducidas, ^{[ 41 ]} y los riesgos asociados con el secuestro geológico de CO₂ _. En noviembre de 2011 se informó que animales nativos en la isla Barrow habían muerto accidentalmente a diario, con un total conocido de 1550 desde que comenzó la construcción. ^{[ 42 ]}

• Proyecto de inyección de dióxido de carbono de Gorgon
• Industria petrolera en Australia Occidental

• Progreso del proyecto de Chevron Australia en Barrow Island. Archivado el 18 de septiembre de 2013 en Wayback Machine.
• Ley de la Isla Barrow de 2003