Chevron y sus socios presentaron un plan actualizado de desarrollo del yacimiento Leviathan, que se encuentra frente a las costas de Israel, al Comisionado de Petróleo del Ministerio de Energía e Infraestructuras para una nueva expansión de la capacidad del campo.
Según NewMed Energy, uno de los socios del proyecto, la actualización se centra principalmente en la Fase 1B del desarrollo del bloque. Esta fase incluye la perforación de nuevos pozos de producción, la modernización de las instalaciones en alta mar y la posible adición de un cuarto gasoducto.
Ubicado aproximadamente a 130 kilómetros de la costa de Haifa, el yacimiento Leviathan cuenta con cuatro pozos submarinos conectados a una plataforma en alta mar a través de un colector submarino y dos gasoductos de 120 kilómetros. El proyecto produce gas natural desde finales de 2019.
Yossi Abu, CEO de NewMed Energy, afirmó: “El yacimiento Leviathan es el centro energético más estable y fuerte del Mediterráneo. La ampliación de la capacidad de producción permitirá satisfacer la creciente demanda interna y fortalecerá el papel de Israel como proveedor de energía, además de impulsar la cooperación regional.”
NewMed Energy posee un 45,34% de participación en el proyecto, mientras que Chevron Mediterranean y Ratio Energies tienen el 39,66% y el 15%, respectivamente. En octubre de 2024, Chevron decidió posponer el aumento de la capacidad de exportación de gas propuesto debido a la guerra entre Israel y Gaza.
Objetivo: aumentar la producción de gas
El plan de desarrollo actualizado contempla dos etapas dentro de la Fase 1B. La primera incluye la perforación de tres pozos de producción adicionales, la incorporación de sistemas submarinos relacionados y la expansión de las instalaciones de procesamiento en la plataforma.
Se espera que esta fase aumente la capacidad total de producción de gas del sistema a unos 21 mil millones de metros cúbicos (bcm) por año, con un costo estimado de 2.400 millones de dólares. En agosto de 2024, los socios aprobaron una inversión de 429 millones de dólares para que el proyecto avanzara a la fase de diseño de ingeniería de front-end (FEED). Según nueva información de NewMed, el presupuesto aprobado actualmente asciende a 505 millones de dólares.
La segunda etapa, que incluye principalmente la perforación de más pozos de producción, la instalación de sistemas submarinos adicionales y la posible construcción de un cuarto gasoducto entre el campo y la plataforma, aumentaría la capacidad máxima de producción diaria en otros 2 bcm por año, alcanzando un total de 23 bcm anuales.
Los socios planean obtener las aprobaciones regulatorias necesarias y firmar acuerdos para la venta del gas natural de la Fase 1B en el mercado interno y para su exportación en un volumen total de más de 100 bcm. Además, esperan adoptar la decisión final de inversión (FID) para la primera etapa de la Fase 1B en los próximos meses.
El año pasado, el proyecto recibió la aprobación del Comisionado de Petróleo para aumentar el volumen de exportación desde el yacimiento en 118 bcm adicionales, o hasta 145 bcm si se cumplen ciertas condiciones.