Shells Anteil an der Atlantic LNG-Anlage in Trinidad und Tobago wird schrumpfen, während BP und Trinidads staatliche National Gas Co ihre Anteile im Rahmen eines Umstrukturierungsabkommens, das diese Woche unterzeichnet werden soll, erhöhen werden, so drei mit der Angelegenheit vertraute Personen.

Die neue Vereinbarung würde das Ende der fünfjährigen Gespräche markieren und den Weg dafür ebnen, dass die größte Flüssigerdgas (LNG)-Exportanlage Lateinamerikas wieder voll in Produktion gehen kann. Die erste von vier Verflüssigungsanlagen steht seit 2020 still, weil die Gaslieferungen aus den Offshore-Feldern von Trinidad zurückgegangen sind.

Trinidad und Tobago hat die Umstrukturierung von Atlantic LNG eingeleitet, nachdem es festgestellt hat, dass es nicht genügend Einnahmen aus der Anlage erzielt. Das Umstrukturierungsabkommen wird auch ein Preissystem beibehalten, das 2020 überarbeitet wurde, um mehr Einnahmen für die Regierung zu erzielen, sagte Premierminister Keith Rowley Ende letzten Monats.

Energieminister Stuart Young erklärte letzte Woche im Parlament, dass das Land von der neuen Formel profitiere, die seit ihrer Einführung zusätzliche 2,5 Milliarden Dollar eingebracht habe.

Atlantic LNG betreibt vier Züge, die bis zu 15 Millionen Tonnen pro Jahr (MTPA) des Gases produzieren können, das für den Transport per Tanker in eine Flüssigkeit gekühlt wird. Im vergangenen Jahr wurden jedoch nur 8,2 MTPA produziert, da Zug 1 stillgelegt war.

Nach der derzeitigen Struktur besitzen Shell und BP 54% bzw. 40% der Züge 2, 3 und 4, während NGC 11,1% des Zuges 4 besitzt, aber keine Anteile an den Zügen 2 und 3.

Die Vereinbarung vereinfacht die Eigentumsstruktur des Projekts auf alle vier Züge, wodurch der Anteil von Shell effektiv auf 45% reduziert und der Anteil von BP auf 45% erhöht wird, während NGC einen Anteil von 10% erhält, so die Quellen.

Die Chinese Investment Co., die bisher etwa 10% an Zug 1 besaß, wird keine Anteile mehr an Atlantic LNG halten, so die Quellen.

Atlantic LNG ist ein wichtiger Bestandteil der LNG-Portfolios von Shell und BP. Im vergangenen Jahr belief sich der Anteil von Shell an der Produktion der Anlage auf 4,4 Millionen Tonnen, was 15% der weltweiten Produktion von Shell entspricht. Der Anteil von BP betrug 3,4 Millionen Tonnen oder 18% der weltweiten Produktion, wie aus den Jahresberichten der Unternehmen und den Zahlen des Energieministeriums von Trinidad und Tobago hervorgeht.

Shell lehnte eine Stellungnahme ab. BP sagte, es werde eine Erklärung abgeben, sobald die Vereinbarungen unterzeichnet sind.

Die neue Aktionärsstruktur spiegelt die Menge an Gas wider, die jede Partei zu Atlantic bringen wird, so die Quellen.

BP war der größte Gasproduzent auf der Insel und förderte im vergangenen Jahr durchschnittlich 1,2 Milliarden Kubikfuß pro Tag, wie aus den Daten des Energieministeriums hervorgeht.

Es wird erwartet, dass Shell die Produktion in den kommenden Jahren mit zusätzlichen 700 Millionen Kubikfuß pro Tag (mcfd) aus seiner Offshore-Entdeckung Manatee, die bis 2028 erwartet wird, und potenziell 250 mcfd im Jahr 2026 aus Venezuela im Rahmen einer vorgeschlagenen Vereinbarung zum Betrieb des Offshore-Gasfeldes Dragon steigern wird.

NGC befindet sich in Gesprächen mit der Woodside Energy Group, um Gas aus deren 3,5 Billionen Kubikfuß großen Tiefseefund zu beziehen, so die Personen.

Wenn das Gas von Dragon, dem Calypso-Feld von Woodside und Manatee geliefert werden kann, könnte Zug 1 wieder in Betrieb genommen werden, sagten die Personen.

Im Juni sagten Quellen gegenüber Reuters, dass die Anlage nach der Umstrukturierung bis zum ersten Quartal 2027 wieder in Betrieb genommen werden könnte. Dies würde jedoch vom Gas aus Dragon, Manatee und Calypso abhängen. Dragon wird nun für 2026 erwartet, Manatee für 2028 und für Calypso wurde kein Datum festgelegt, so die Quellen.

Im Rahmen der Umstrukturierung haben sich die Parteien bereits darauf geeinigt, die LNG-Preise von Trinidad und Tobago im Jahr 2020 auf der Grundlage einer Mischung aus globalen Öl-Benchmark-Futures der Sorte Brent und drei Erdgas-Benchmarks zu berechnen - dem Dutch Title Transfer Facility (TTF) in Europa, dem Japan Korea Marker (JKM) in Asien und dem Henry Hub in den USA.

Vor 2020 basierte er nur auf dem Henry Hub Preis, sagte Rowley.