Mercado de Gas en Estados Unidos: Marco Administrativo y Fiscal como Factor de Éxito (II)
Por Marina Paradela(*)
Lupicinio International Law Firm

El desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en Estados Unidos es un caso de éxito sin precedentes a nivel mundial. En el transcurso de 15 años, Estados Unidos duplicó su producción de gas y hoy es el principal productor del mundo, habiendo pasado de importador neto a exportador clave de los mercados globales. Un país que hasta hace pocos años era un fuerte importador por gasoducto desde Canadá y México y Gas Natural Licuado (GNL) desde Trinidad Tobago, Noruega o Yemen, hoy exporta gas al menos a 20 países.

 

Un factor determinante de ese éxito fue la existencia previa de un sector de exploración y producción (upstream) consolidado, que conforma un mercado maduro, competitivo y altamente desarrollado en el que operan una multitud de empresas de todas las magnitudes. En ese contexto, los hidrocarburos no convencionales gozaron de las oportunidades que la industria del petróleo y gas ya había sabido crear a lo largo de un siglo de experiencia  (https://www.abogados.com.ar/mercado-de-gas-en-estados-unidos-marco-administrativo-y-fiscal-como-factor-de-exito-parte-i/25164). Pero el desarrollo del gas supuso también nuevos y particulares desafíos, como la rápida expansión de las infraestructuras de almacenamiento y transporte para evacuar la producción hasta los puntos exportadores, la construcción de plantas de licuefacción de gas para su conversión en Gas Natural Licuado (terminales de GNL) -actividad en la que no había experiencia local- y la adaptación de puertos para el despacho de barcos metaneros.

 

Cabe destacar que, a diferencia del sector de exploración y producción, el segmento de transporte y GNL (midstream) no goza de beneficios fiscales específicos para la actividad, sino que está sujeto al régimen impositivo general. La diferencia en el tratamiento fiscal entre ambos segmentos sin duda fue un factor que propició la estructura segmentada del mercado, caracterizado por una baja integración entre productores, transportistas y compañías de licuefacción, que suelen operar las plantas bajo contratos de servicios de licuefacción a terceros (Tolling Agreement), sin tener la propiedad del gas que procesan. Pero no fue un obstáculo para su rápido desarrollo. En 2019 las exportaciones de GNL promediaron 5 Bcf/d, 2 Bcf/d más que en 2018, como resultado de la entrada en funcionamiento de nuevas plantas de licuefacción. Además de las siete terminales de GNL existentes[1],al menos otros ocho proyectos de plantas nuevas o de expansión de las ya existentes cuentan con aprobación y están en fase de construcción[2], programados para ser puestos en servicio durante 2020 y 2021, con lo que la capacidad total de licuefacción llegaría a 10,2 Bcf/d. La Administración de Información de la Energía (Energy Information Administration o EIA) hace una proyección de exportaciones de GNL hasta un promedio de 6,5 Bcf/d en 2020 y 7,7 Bcf/d en 2021, a medida que las instalaciones aumenten gradualmente su producción.

 

Cada uno de estos proyectos requiere la implementación de una cadena de infraestructuras diferenciadas y técnicamente complejas, incluyendo gasoductos, almacenamientos, plantas de licuefacción y puertos de exportación. Lógicamente, su ejecución implica una larga serie de procedimientos administrativos, muchas veces interrelacionados, con la participación de múltiples organismos locales y federales.

 

Transporte

 

Los gasoductos de Estados Unidos son una red altamente integrada, que transporta gas a lo largo de 5.000.000 de kilómetros desde las áreas de producción hasta los centros de consumo y puntos de exportación. En 2018, esta red de transporte transportó unos 28 Tcf (billones de pies cúbicos) de gas natural a unos 75 millones de clientes.

 

La regulación a los gasoductos es diferente según que se encuentren totalmente dentro de un Estado (intraestatal) o atraviesen más de un Estado (interestatal). Los gasoductos interestatales, es decir aquellos que se extienden por más de un Estado, son competencia exclusiva del Gobierno Federal y están regulados por la Ley de Gas Natural de 1938 (Natural Gas Act) y sus modificaciones. La regulación de gasoductos intraestatales, en cambio, es competencia del Estado en el que se encuentran, en todos los aspectos de autorizaciones de su emplazamiento, construcción, expansión, mantenimiento, estándares de seguridad, medioambiente y tarifas aplicables.

 

Gasoductos Interestatales: La autoridad de aplicación es la Comisión Federal de Regulación de la Energía (Federal Energy Regulatory Commission o FERC), cuyas atribuciones están establecidas en la Ley de Política Energética de 2005 (Energy Policy Act o EPA). Se trata de una agencia reguladora colegiada que funciona dentro del Departamento de Energía (Department of Energy o DOE), pero independiente de éste, de manera que el DOE no interviene en la toma de decisiones de la FERC y solo puede participar en el procedimiento como un tercero. Las decisiones de la FERC no son revisables en sede administrativa sino ante los tribunales federales. Un elemento más de independencia de la FERC está dado por el hecho de que se autofinancia, a través de cargos anuales a las industrias de gas natural, petróleo y electricidad que regula.

 

La FERC aprueba el emplazamiento, expansión y construcción de los gasoductos interestatales a través de procedimientos en los que determina su necesidad, es decir verifica que no es un gasoducto redundante o innecesario y, si corresponde, emite un “Certificado de Conveniencia Pública y Necesidad” (certificate of public convenience and necessity) según la Sección 7(c) de la NGA. Asimismo, la FERC establece las tarifas de transporte, que luego se recogen en el Certificado.

 

Los principios y criterios que aplica la FERC para decidir acerca de la necesidad de un nuevo gasoducto o una expansión están establecidos en una Declaración Certificada de Política (Certificate Policy Statement) y son públicos. Según esta Declaración, para tomar su decisión la FERC debe hacer un balance entre los beneficios públicos y las posibles consecuencias adversas, teniendo en cuenta una serie de factores que incluyen la alternativa que el nuevo proyecto ofrece para un transporte más competitivo, la redundancia con las instalaciones actuales, la posible subvención por los clientes existentes, la responsabilidad del solicitante por la capacidad no suscrita y las perturbaciones innecesarias al medio ambiente. También pondera el ejercicio del derecho de expropiación ya que, en esos procesos, la FERC tiene facultades para expropiar la propiedad privada que sea necesaria, a condición de que el propietario del gasoducto compense al propietario de la tierra por su justo valor de mercado.

 

De los criterios mencionados, la FERC en primer lugar tiene en cuenta que el transporte en estos gasoductos debe brindarse bajo un régimen de acceso abierto a terceros (open access), sobre una base de no discriminación, de manera que, para garantizarlo, lo primero que se exige a un proyecto es que sea sostenible financieramente sin depender de la subvención, vía tarifa, de los clientes existentes. Una vez comprobado ese punto, el siguiente paso es determinar si el solicitante ha hecho esfuerzos para eliminar o minimizar los efectos adversos que el proyecto podría tener en los clientes existentes, los otros gasoductos en el mercado y sus clientes cautivos, los propietarios de tierras y las comunidades afectadas por la ruta de las nuevas instalaciones. Si se identifican efectos adversos residuales sobre estos grupos de interés después de que se hayan realizado esfuerzos para minimizarlos, la FERC evalúa el proyecto haciendo un balance entre los beneficios públicos que proporciona y los efectos adversos residuales. Esto es esencialmente una prueba económica. Sólo cuando ha verificado que los beneficios superan los efectos adversos sobre los intereses económicos mencionados, la FERC pasa a considerar otros intereses.

 

Para respaldar su propuesta de tarifas de transporte y presentar evidencia de que la capacidad del gasoducto es requerida, el solicitante debe hacer un llamado a concurso abierto (open season) en los términos y plazos que establece la regulación, para que los terceros interesados presenten sus ofertas firmes para los servicios de transporte, indicando precio y volumen para reserva de capacidad. Los resultados de ese concurso deben hacerse públicos y acompañar la solicitud.

 

En el proceso de autorización, la FERC también actúa como agencia principal de aplicación de la Ley Nacional de Política Ambiental (National Environmental Policy Act o NEPA), con la participación de otros organismos actuando como agencias de cooperación que contribuyen al análisis de la FERC. En ese carácter participan el DOE y la Agencia de Protección Ambiental (Environmental Protection Agency) pero también otras administraciones, como el Cuerpo de Ingenieros del Ejército (Army Corps of Engineers), la Guardia Costera (Coast Guardo USCG) o el Servicio de Pesca y Vida Silvestre (Fish and Wildlife Service), según sea aplicable al proyecto. En aplicación de la NEPA, los proyectos de gasoductos deben tramitar una Declaración de Impacto Ambiental (Environmental Impact Statement o EIS) o una Evaluación Ambiental (Environmental Assessment o EA) ante la FERC. Una EIS completa supone un procedimiento prolongado, que puede durar entre dos y tres años según la dimensión y alcance del proyecto, en el cual se determinan los impactos negativos (temporarios o permanentes) que la construcción y operación del gasoducto podría tener sobre el medioambiente y la seguridad, sus beneficios y las medidas de mitigación que se deben adoptar como condición para la aprobación del proyecto. La EA en cambio implica un procedimiento más abreviado, que la FERC puede adoptar si estima de manera preliminar que la propuesta no tendrá impactos sustanciales o que los impactos han sido evaluados y mitigados en fases anteriores, como ocurre por ejemplo en los casos de expansión de oleoductos existentes, que ya han obtenido una EIS favorable.

 

La FERC rara vez niega una solicitud, aunque sus actuaciones no están exentas de discusión pública, con gran exposición mediática en algunos casos. A veces la FERC impone cambios en las rutas y en aspectos operativos, como el número o la ubicación de las estaciones de compresores, pero una vez resueltas esas diferencias el resultado final suele ser la emisión del Certificado.

 

Gasoductos Intraestatales: Hay que distinguir entre los de uso privado y los de uso público. Los primeros, diseñados y construidos exclusivamente para transportar el gas desde los pozos de un productor hasta el primer punto de interconexión con un gasoducto de uso público, no transportan gas de terceros y no tienen estatus de bien de utilidad pública, por lo que suelen gozar de reglamentaciones más laxas. El interesado negocia los términos y condiciones con el propietario de la tierra, sin intervención del Estado salvo en los aspectos de medioambiente. Los gasoductos que transportan gas de terceros, en cambio, son considerados de uso público bajo un régimen de acceso abierto a terceros (open access) y por lo tanto tienen la naturaleza de bienes de utilidad pública, beneficiándose del derecho de expropiación, de ser necesario. Según sea la legislación de cada Estado, estos gasoductos también pueden requerir un Certificado de Conveniencia Pública y Necesidad, similar al de los gasoductos interestatales, aunque tramitado ante la autoridad de aplicación local en lugar de la FERC. En todo caso, también es el Estado correspondiente quien fija la tarifa de transporte, generalmente calculada en base al volumen de producción transportada o comprometida y una tasa de retorno razonable sobre la inversión.

 

La jurisdicción sobre las diferentes redes puede ser concurrente en algunos aspectos.  Así, por ejemplo, los gasoductos intraestatales conectados a gasoductos interestatales requieren acuerdos de interconexión sujetos tanto a legislación local como federal en aspectos como las condiciones operativas y las tarifas, normalmente calculadas en base a la capacidad disponible y la tarifa establecida en el Certificado de Conveniencia Pública y Necesidad emitido por la FERC para el gasoducto interestatal. Del mismo modo, los permisos medioambientales son susceptibles de generar concurrencia de jurisdicciones, ya que además de la competencia general de la FERC en el procedimiento de autorización también los Estados y las autoridades locales tienen competencias sobre aspectos específicos, como la regulación de las aguas o de la vida silvestre, que pueden verse afectados. Existen numerosos precedentes de conflictos en este ámbito, con resultados diversos según el caso[3].

 

Almacenamiento

 

Al igual que los gasoductos, los proyectos de almacenamiento de gas destinado a comercio interestatal o exportación también requieren un Certificado de Conveniencia Pública y Necesidad a ser emitido por la FERC, bajo la Sección 7(c) de la Ley de Gas Natural. Si en cambio se trata de gas de consumo local, se tramita ante el Estado correspondiente cuando así lo requiere la legislación local.

 

Los servicios de almacenamiento también deben ser prestados como acceso abierto a terceros (open access), sobre una base de no discriminación. El desarrollador del almacenamiento debe presentar compromisos vinculantes de potenciales clientes como evidencia de que los requerimientos legales a tal efecto están satisfechos. La FERC también aprueba las tarifas del servicio propuestas, que podrán estar calculadas en base a los costos o bien a los precios de mercado. Para este último sistema de cálculo, la FERC examina que la tarifa propuesta sea en beneficio público, suficiente para el proyecto y que los consumidores estarán adecuadamente protegidos de abusos de posición de mercado.

 

Un gasoducto interestatal que ya ha obtenido un Certificado de Conveniencia Pública y Necesidad de la FERC tiene derecho a evaluar reservorios y comenzar a desarrollarlos como almacenamiento durante tres años, sin requerir un certificado separado. Las empresas que no cuentan con ese certificado pueden obtener uno temporario o una exención de ese requerimiento para el tiempo que requieran las actividades de evaluación y desarrollo, previo a la solicitud del Certificado definitivo en los términos legales. 

 

Autorizaciones de Exportación

 

El organismo del Gobierno Federal competente para otorgar autorizaciones de exportación de gas, tanto por gasoducto como en forma de GNL, es la Oficina de Energía Fósil (Office of Fossil Energy u OFES) del DOE. Si se trata de exportación de GNL desde una planta de licuefacción de nueva construcción, se requiere además la aprobación de la FERC, organismo responsable de autorizar el emplazamiento y construcción de instalaciones de GNL (ver más abajo).

 

La autorización de exportación de gas debe ser solicitada por un volumen específico al menos 90 días antes de la fecha propuesta para la operación, ante la OFES, quien determina si la solicitud es consistente con el interés público, de conformidad con la Sección 3 de la Ley de Gas Natural. El volumen exportable puede ser producción doméstica o gas previamente importado para el cual se solicita la reexportación. En cuanto al procedimiento, hay que distinguir las exportaciones a países con los cuales Estados Unidos tiene acuerdos de libre comercio (Free Trade Agreement o FTA)[4]de aquellas a países con los que no los tiene (non-FTA). Si la exportación está dirigida a países con los que existe un FTA, la solicitud se presume compatible con el "interés público" y se aprobará sin más trámite. En cambio, si se dirige a países non-FTA, la OFES debe abrir un proceso de consulta y hacer un análisis razonado antes de decidir si la autorización es “consistente con el interés público”. En particular, la OFES tiene en cuenta si la exportación de los volúmenes propuestos tendrá un impacto en el abastecimiento del mercado doméstico. En el ejercicio de estas funciones, la OFES ha llevado a cabo varios análisis macroeconómicos sobre las exportaciones de GNL, cuyos resultados indicaron que serían beneficiosas para la economía del país. Las solicitudes son genéricas, es decir que no se requiere especificar a qué países van dirigidas, sino que basta con referirse a países FTA o non-FTA. En la práctica, las empresas que encaran proyectos de licuefacción suelen solicitar dos autorizaciones paralelas, FTA y non-FTA, para determinados volúmenes, al mismo tiempo que solicitan la autorización para la construcción de las instalaciones. Las solicitudes para exportar a países non-FTA suelen recibir aprobación, aunque los tiempos del procedimiento son más largos que para los países FTA. Solo los países sancionados por Estados Unidos, como Irán o Cuba, son destinos prohibidos para recibir las exportaciones de la producción.

 

Existen dos tipos de autorizaciones:

 

Autorización a largo plazo: Se trata de exportaciones bajo un contrato de compraventa de gas (Sale and Purchase Agreemento SPA) por un período de tiempo superior a dos años. La solicitud se presenta en papel (hard copy), acompañando una copia del SPA y una opinión legal firmada por abogado, confirmando que la operación de exportación está dentro de los poderes corporativos de la empresa. Además, se debe detallar la siguiente información:

 

1. Identidad del vendedor, que puede actuar por sí o como agente de terceros.

 

2.  Identificación del transporte hasta el punto de exportación.

 

3. Punto de salida en la frontera.

 

4. Mercado geográfico al que se dirige la exportación (FTA o non-FTA).

 

5. Fecha de comienzo de entregas.

 

6. Términos principales del SPA, incluyendo precio, volúmenes, compromisos de compra garantizada (take-or-pay obligations), cláusulas de compensación de la producción (make-up provisions), transporte, tasa o recargo por reserva (reservation fee) y otros costos.

 

Autorización a corto plazo: Se trata de exportaciones bajo SPA por un período de tiempo que no supere los dos años, incluyendo los contratos en mercado spot. Estas solicitudes se presentan online (E-file), indicando los volúmenes y fecha de comienzo de las entregas, aunque no se requiere adjuntar copia del SPA.

 

Después de otorgada la autorización, la empresa exportadora tiene la obligación de notificar por escrito cualquier cambio sobreviniente en la información presentada con la solicitud, tales como modificaciones a los términos y condiciones del SPA, cambios de control en la empresa como resultado de una venta o fusión y elección de otro punto de salida de la exportación.

 

Terminales de GNL

 

El otorgamiento de autorizaciones para el emplazamiento, construcción, expansión y operación de terminales de GNL es competencia exclusiva de la FERC cuando se hallan en tierra firme o en la porción de mar territorial bajo jurisdicción de los Estados costeros, de acuerdo con la Sección 3(e) de la Ley de Gas Natural. En cambio cuando se trata de terminales de LNG ubicadas más allá del mar territorial de los Estados costeros[5], el organismo competente no es la FERC sino la Administración Marítima (Maritime Administration o MARAD), oficina dentro del Departamento de Transporte (Department of Transportation o DOT), que tiene atribuciones para la concesión de licencias de construcción y operación de puertos de aguas profundas, incluidas las terminales flotantes de importación o exportación en alta mar, según la Sección 312 de la Ley de Guardia Costera y Transporte Marítimo (Coast Guard and Maritime Transportation Act) y la Ley de Puertos de Aguas Profundas (Deepwater Ports Act) en su Sección 3(9).[6]También tiene competencia sobre los gasoductos que integran un proyecto de terminal, que pasan a jurisdicción de la FERC solo al ingresar a tierra firme a partir de la línea de pleamar.

 

Al igual que los gasoductos, los proyectos de terminales de GNL también deben tramitar una EIS(o una EA en su caso) ante la FERC. Si se trata de un proyecto integrado de gasoducto y planta de licuefacción, ambos procesos medioambientales se tramitan de manera conjunta. El proceso para tramitar una EIS se inicia con un expediente preliminar (pre-filing docket), en el cual el solicitante presenta un borrador de informe con la descripción general del proyecto, detalles de diseño e ingeniería, su impacto en aspectos como uso del agua, vida silvestre, recursos culturales y socioeconómicos, suelos, geología, calidad del aire y ruido, seguridad, recreación y paisajismo, como así también posibles alternativas al diseño e ingeniería propuestos. Este borrador de informe es hecho público y distribuido a las partes interesadas, que pueden ser centenares, incluyendo el Estado en cuyo territorio o mar territorial se encuentra el proyecto, los organismos federales que actúan como agencias de cooperación en el proceso, ya mencionadas, y los terceros privados. La distribución del documento abre un periodo de 30 días para comentarios, luego del cual se celebran audiencias públicas con intervención de todas las partes. A modo de ejemplo, se han identificado impactos negativos tan diversos como la modificación de la línea visual de la costa en un área residencial, la restricción a la disponibilidad de terrenos para viviendas en la zona, el nivel de ruido por el paso de camiones durante la construcción, amenazas a la fauna local o la alteración de las actividades en el aeropuerto regional.

 

Cumplida esta fase preliminar, el solicitante debe presentar su informe definitivo, incorporando las modificaciones y alternativas que sean necesarias en respuesta a los comentarios y manifestaciones de las partes sobre el proyecto y sus posibles impactos. La FERC elabora entonces un borrador de EIS, el cual es nuevamente sometido a comentarios y sesiones de audiencia pública. Finalmente, la FERC emite y hace pública la EIS final, donde se aprueba la propuesta y establece las medidas adicionales de mitigación necesarias para minimizar o evitar las consecuencias dañosas identificadas.

 

Una vez obtenidos la EIS (o en su caso la EA) para todo el proyecto, los Certificados de Conveniencia Pública y Necesidad para nuevos gasoductos que el proyecto requiera y los permisos de exportación, los promotores solicitan a la FERC la aprobación definitiva bajo la Sección 3 de la GNA, que será otorgada “si no es inconsistente con el interés público”. A diferencia de las infraestructuras de transporte y almacenamiento, las terminales de GNL no están sujetas a un régimen de acceso abierto a terceros, ni a tarifas reguladas, sino que los servicios de licuefacción y sus tarifas pueden ser libremente pactados por las partes. En ese sentido, la aprobación de la FERC no está supeditada a los criterios preestablecidos mencionados para los gasoductos.

 

Si el proyecto es aprobado, la FERC emite una Orden Otorgando Autorización (Order Granting Authorization), que puede ser total o parcial, con las modificaciones y sujeta a las condiciones que la FERC considere necesarias y apropiadas. Durante la fase de construcción la FERC continúa monitorizando el proyecto a través de informes mensuales que presenta el desarrollador. Una vez que la planta está terminada, se requiere una aprobación final antes de la entrada en operaciones. A partir de entonces, la planta continúa sujeta a las inspecciones periódicas de la FERC, con obligación de presentar informes anuales sobre las operaciones, mantenimiento y otros eventos relevantes.

 

Si bien la FERC no tiene jurisdicción propia en asuntos de seguridad de gasoductos y terminales de LNG, trabaja de manera conjunta con otras agencias responsables de esos aspectos, como la Guardia Costera y la Administración de Seguridad de Ductos y Materiales Peligrosos (Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration o PHMSA), coordinadas bajo acuerdos interinstitucionales, con el objetivo común de reducir el riesgo de consecuencias ambientales adversas, daños a las personas y daños a equipos, instalaciones o buques.

 

La Guardia Costera, organismo del Departamento de Seguridad Nacional (Department of Homeland Security o DHS), es la autoridad reguladora sobre las instalaciones de GNL que puedan afectar la seguridad de las áreas portuarias y las vías navegables, con facultades para establecer los criterios para evaluar las propuestas de puertos de aguas profundas que luego serán utilizados por la PHMSA para otorgar una concesión. Cada terminal opera bajo planes operativos específicos para el sitio (OPLANS), que establecen las inspecciones previas a la entrada de los barcos, incluidos los certificados de buques, las licencias de la tripulación, el equipo de seguridad, el estado del buque, su registro de abordo y otros procedimientos. La USCG tiene poder discrecional para denegar la entrada a cualquier puerto o terminal del país.

 

La PHMSA es parte del Departamento de Transporte (Department of Transportation o DOT), con funciones de autoridad reguladora y de aplicación en seguridad del transporte, almacenamiento, venta interestatal y exportación de GNL bajo las leyes de seguridad de oleoductos y gasoductos. Con el propósito de mejorar la coordinación en el proceso de solicitud de autorización para las plantas de GNL que están bajo su jurisdicción, la FERC firmó con la PHMSA un Memorándum de Entendimiento donde acuerdan el intercambio de información y otras medidas para evitar duplicaciones administrativas, lograr mayor eficiencia en el proceso de revisión de solicitudes y reducir los gastos para los solicitantes y operadores de proyectos de GNL. Al cabo del proceso conjunto, la PHMSA emite una Carta de Determinación (Letter of Determination), en la que se basa la FERC para determinar si una instalación propuesta de GNL cumple con las normas de seguridad del Departamento de Transporte.

 

Conclusiones

 

El rotundo cambio de signo en el mercado del gas natural de Estados Unidos, que en pocos años pasó a ser uno de los mayores exportadores mundiales, vino acompañado de notables desarrollos regulatorios en los ámbitos de transporte por gasoducto, almacenamiento, exportación, plantas de licuefacción e infraestructuras portuarias. Esos desarrollos son dinámicos, conformando un proceso de adaptación normativa continuo y abierto. A la luz de la experiencia adquirida, los órganos reguladores y de aplicación siguen revisando los procedimientos existentes y creando nuevas normas para dar cabida a las nuevas situaciones, en permanente escrutinio de requerimientos, plazos y pasos con el objetivo de hacerlos más rápidos, más adecuados a sus propósitos y menos gravosos, manteniendo así un marco administrativo sólido, que ha demostrado ser factor clave para la fortaleza del mercado.

 

 

Citas

(*) Marina Paradela es Directora de Energía y Minería de Lupicinio International Law Firm basada en Madrid, Embajadora en España de Rattagan, Macchiavello, Arocena en Argentina y Consultora independiente para empresas y organismos multilaterales. Es abogada especializada en la industria internacional de la energía y Energy Risk Professional (ERP) certificada por Global Association of Risk Professionals (GARP). A lo largo de 25 años ha ocupado distintos puestos gerenciales en empresas líderes del mercado energético, responsable de aspectos legales y comerciales en innumerables operaciones y transacciones transnacionales.

​​​​​​​[1] Las siete terminales de exportación actualmente operativas en Estados Unidos son: Kenai en Alaska (0.2 Bcfd) de Trans-Foreland; Sabine en Luisiana (3.5 Bcfd) de Cheniere-Sabine Pass LNG – Trenes 1-5; Cove Point en Maryland (0.82 Bcfd) de Dominion–Cove Point LNG; Corpus Christi en Texas (1.44 Bcfd) de Cheniere–Corpus Christi LNG - Trenes 1 y 2; Hackberry en Luisiana (0.71 Bcfd) de Sempra–Cameron LNG, Tren 1; Elba Island en Georgia (35 MMcfd) de Southern LNG Company Unit 1; y la más reciente Freeport en Texas (1.42 Bcfd) de Freeport LNG, que entró en operaciones en diciembre de 2019.

[2] Los ocho proyectos aprobados y en fase de construcción son: Hackberry en Luisiana, trenes 2 y 3, (1.43 Bcfd); Freeport en Texas, tren 3 (0.713 Bcfd); Corpus Christi en Texas, tren 2 (0.72 Bcfd); Sabine Pass en Luisiana, tren 6 (0.7 Bcfd); Elba Island en Georgia, trenes 5 a 10(0.210 Bcfd); Cameron Parish en Luisiana, (1.41 Bcfd) de Venture Global Calcasieu Pass; Sabine Pass en Texas,(2.1 Bcfd) de ExxonMobil –Golden Pass; Calcasieu Parish en Luisiana (4.0 Bcfd) de Driftwood LNG. Por otra parte existen otros 12 proyectos que también han obtenido aprobación, pero cuya construcción aún no ha comenzado.

[3] Como ejemplo, puede verse la situación del gasoducto Northern Access que discurriría de Pensilvania a Elma, todavía pendiente de resolución. https://s3.amazonaws.com/bncore/wp-content/uploads/2018/08/FERC_20180806163049-CP15-115-002.pdf

[4] Países FTA: Australia,Baréin,Chile,Colombia,DR-CAFTA (Costa Rica, República Dominicana, El Salvador, Guatemala, Honduras y Nicaragua),Israel,Jordania,Corea del Sur,Marruecos,NAFTA (Canadá y México),Omán,Panamá, Perú y Singapur.

[5] El límite de las aguas territoriales de cada Estado costero en los Estados Unidos se extiende a tres millas náuticas desde la costa, con excepción de Texas, la costa oeste de Florida y Puerto Rico, cuyos límites se extienden hasta las 9 millas náuticas. Las aguas territoriales de jurisdicción federal se extienden hasta las 12 millas náuticas. Para más información, ver: https://www.noaa.gov/

[6] Al presente, solo existe un proyecto de estas características, Delfin LNG en el Golfo de México, ya aprobado por MARAD y con autorización de exportación por 13 MTPA a países non-FTA, pero su construcción aún no ha comenzado.

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