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Disposiciones legales
Eni y socios confirman Coral North (3.5–3.6 mtpa, 2028). Más LNG atlántico comprime spreads vs. Henry Hub/TTF y abre opción de bunkering en Altamira/Coatzacoalcos.
El consorcio liderado por Eni confirmó hoy la decisión final de inversión (FID) del FLNG Coral North —segunda unidad flotante del hub Coral en la Cuenca Rovuma— por ~US$7,000 millones, con CNPC, ENH, KOGAS y XRG como socios. El movimiento añade 3.5–3.6 mtpa desde 2028 y reconfigura el tablero atlántico: más opciones de ruta Mozambique→Golfo y mayor liquidez para arbitrar spreads vs. Henry Hub/TTF, mientras Altamira y Coatzacoalcos asoman como candidatos de bunkering LNG si activan infraestructura crítica.
Con Coral North, Mozambique duplica el esquema flotante iniciado con Coral South, acelerando oferta offshore menos expuesta a cuellos onshore. Para México, la profundidad adicional en el Atlántico/Med permite negociar contratos a plazo y coberturas con bandas de precio más estrechas, reduciendo la prima de riesgo en ciclo combinado y en industrias gas-intensivas del noreste y occidente.
El FID se oficializó con inversión de ~US$7 mil millones, capacidad de 3.5–3.6 mtpa y primera producción objetivo en 2028. El joint venture queda en Eni (50%), CNPC (20%), KOGAS (10%), ENH (10%) y XRG (filial de ADNOC, 10%). El foco comercial primario es el Atlántico/Europa-Med con flexibilidad para arbitraje hacia otros hubs. Coral North replica y amplía la receta de Coral South, con plan de ejecución acelerado.
Un flujo adicional 2028–2029 atenúa la escasez estacional y estrecha spreads frente a Henry Hub/TTF. En CFE y PPAs corporativos, esto se traduce en: i) curvas forward con menor volatilidad, ii) flex de volumen más barata, iii) back-up frente a choques de ductos o freeze-offs en Norteamérica.
Sensibilidad por región:
Noreste (Monterrey–Ramos Arizpe–Reynosa): captura primero la mejora vía negociación de índices híbridos (HH + basis LNG Atlántico).
Occidente: más dependiente de logística interna y disponibilidad de capacidad en terminales/regas; beneficios llegan con rezago si no se resuelven cuellos de transporte.
Caso base (arranque modular): truck-to-ship o shore-to-ship con ISO criogénicos o tanque intermedio, skids de transferencia medidos y boil-off gestionado; CAPEX inicial acotado y escalable.
Requisitos clave: zona de exclusión y maniobra, ISGOTT/OCIMF, planes de emergencia criogénica, medición fiscal trazable, y licenciamiento ambiental-portuario.
Altamira: acceso a gasoductos/nodos industriales y slots para crecer a tanque fijo; Coatzacoalcos: sinergia con petroquímica y cabotaje, con protocolos reforzados por meteorología y tráfico mixto. Con el pull de flota dual fuel en 2028–2029, ambos puertos pueden anclar contratos plurianuales si aseguran 24/7, turnaround ágil y backhaul confiable. (La dinámica global de flota dual fuel y señales regulatorias recientes sostienen esta oportunidad.)
Rutas marítimas factibles: Cabo de Buena Esperanza → Atlántico Sur → Golfo de México (evitando Suez), con tiempos competitivos si el arbitraje Atlántico paga; en picos TTF, cargamentos pueden priorizar EU Med/Atlántico.
Spreads (intuición de mercado): mayor oferta atlántica comprime prima frente a Henry Hub y modera el desfase TTF↔Golfo en inviernos normales; en inviernos severos o disrupciones, el arbitraje vuelve a Europa.
Fabricación/astilleros y hook-up (2026–2028) y pruebas previas a first LNG.
Aseguramiento de flete/seguros (rutas Cabo vs. Suez) y charter rates para 2028–2029.
Calendario de lifting y offtake para arbitrar Atlántico vs. otras cuencas.
Sincronía con México: ventanas de PPAs industriales 2027–2029 y necesidades de ciclo combinado; disponibilidad de capacidad portuaria para pilotes de bunkering.
— Sigue nuestro “Atlas LNG Atlántico” para alertas de FID, ramp-ups, spreads y oportunidades contractuales para México.
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