La terminal alcanzaría 28 millones de toneladas anuales de GNL. La operación comercial de la ampliación se proyecta para comienzos de la década de 2030.
Shell anunció este martes 29 de septiembre la aprobación de la segunda fase de LNG Canada, que duplicará la capacidad de la terminal de gas natural licuado (GNL) ubicada en Kitimat, Columbia Británica, de 14 a 28 millones de toneladas anuales. El Gobierno canadiense cifra la inversión privada prevista en 33.000 millones de dólares canadienses, destinada a ampliar la salida del gas del oeste del país hacia los mercados internacionales, especialmente Asia.
La expansión se construirá sobre una instalación que comenzó a exportar el 30 de junio de 2025 y que es la primera terminal de GNL de gran escala de Canadá. Su primera fase había recibido la decisión final de inversión en octubre de 2018.
Dos nuevas unidades y mayor capacidad de embarque
Shell participa con el 40% del proyecto. Los demás socios son la malasia Petronas, con 25%; PetroChina y Mitsubishi Corporation, con 15% cada una; y Korea Gas Corporation (KOGAS), con 5%. La composición del consorcio reúne a productores y comercializadores con presencia directa en los mercados asiáticos.
Cada socio aporta su propio suministro de gas y comercializa la proporción de GNL que le corresponde. Así, el aumento de capacidad ampliará los volúmenes disponibles para las redes comerciales de las empresas participantes.
La segunda fase contempla dos nuevas unidades de licuefacción, conocidas en la industria como trenes, que procesan el gas para transportarlo por barco en estado líquido. También incorporará un tanque de almacenamiento de GNL, otro de condensados, un nuevo sitio de carga de buques y ampliaciones de los sistemas de servicios y procesamiento.
La alianza entre Fluor y JGC recibió la orden de proceder con la ingeniería, adquisición de equipos, fabricación, construcción y puesta en marcha. Fluor informó que su participación en el contrato asciende a US$7.500 millones. El monto corresponde a la parte de esa empresa en el encargo para ejecutar la ampliación.
Cinco nuevas estaciones para abastecer la planta
La ampliación también requiere aumentar el transporte de gas hasta Kitimat. TC Energy confirmó que la segunda fase de Coastal GasLink avanzará tras la decisión de LNG Canada, que cumplió las condiciones de una aprobación de inversión previamente otorgada al gasoducto.
Coastal GasLink conecta Dawson Creek con la terminal mediante una ruta de 670 kilómetros. Su expansión contempla cinco nuevas estaciones compresoras y mejoras en las instalaciones existentes, con las que se busca casi duplicar la capacidad de transporte sin construir otro gasoducto.
LNG Canada dirigirá la ejecución de esas obras, mientras Coastal GasLink conservará la propiedad, operación y permisos de la infraestructura. TC Energy prevé iniciar la construcción a comienzos de 2027 y poner las nuevas instalaciones en servicio a principios de la década de 2030.
Los empleos previstos y la participación indígena
LNG Canada estima hasta 4.000 nuevos empleos en Kitimat durante el máximo de actividad de construcción. Las obras del gasoducto podrían emplear hasta 2.100 personas en su propio período de mayor actividad. Para la etapa de operación, la empresa calcula agregar alrededor de 90 cargos permanentes y 150 puestos de contratistas en la terminal.
La decisión también permite avanzar en un acuerdo de participación indígena anunciado el 14 de julio de 2026. MNT Investments LP, que reúne a las organizaciones de desarrollo económico de las naciones Gitga’at, Gitxaała, Haisla, Kitselas y Kitsumkalum, tiene una opción para invertir hasta C$1.000 millones.
El mecanismo contempla adquirir una participación mayoritaria en una sociedad que comprará el nuevo tanque de almacenamiento de GNL. Ese activo será arrendado a LNG Canada durante la vida operacional del proyecto, mientras la compañía seguirá encargándose de su operación y mantenimiento. La terminal está emplazada en el territorio tradicional de la nación Haisla.
El apoyo público a la expansión se venía preparando desde antes de la aprobación. En septiembre de 2025, el proyecto fue remitido a la Oficina de Grandes Proyectos de Canadá. El 14 de mayo de 2026, los gobiernos federal y de Columbia Británica acordaron con LNG Canada medidas de cooperación para resolver los asuntos pendientes antes de la decisión de inversión.
Una apuesta por Asia con riesgos de costos y demanda
Shell espera recibir cerca de seis millones de toneladas anuales adicionales de GNL cuando la segunda fase entre en operación. La empresa vincula la inversión con la necesidad de diversificar el suministro energético de sus clientes asiáticos.
Su escenario de mercado proyecta que la demanda mundial de GNL aumentará desde 422 millones de toneladas en 2025 a cerca de 700 millones en 2050, aproximadamente un 65%. Esa trayectoria es una estimación de la compañía y dependerá de la evolución del consumo y de las alternativas energéticas.
El Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA) advierte que la segunda fase enfrenta un entorno distinto al de la primera, con incertidumbre sobre los costos de mano de obra, acero, equipos y financiamiento, además del riesgo de una sobreoferta mundial de GNL.
El instituto también plantea que el aumento de las necesidades de gas de LNG Canada y de otros proyectos exigirá evaluar el crecimiento de la producción en el oeste canadiense. Si la demanda de suministro avanza más rápido que la extracción, podría presionar los precios regionales y reducir los márgenes de operación.
La organización ambiental Stand.earth cuestionó la aprobación por sus posibles efectos sobre las emisiones, el tráfico de buques y los ecosistemas marinos de la costa de Columbia Británica. También sostiene que la expansión dificultará el cumplimiento de los objetivos climáticos provinciales.
