ANAHÍ ABELEDO

Los productores de gas de EE.UU. no se dejan desalentar por la pausa en las exportaciones dispuesta por la administración Biden ni por los bajos precios de hoy y siguen apostando a nuevas plantas de procesamiento y gasoductos con miras al aumento de ventas externas, abundan las M&A del sector que prometen ser récord este año.  Las críticas a la pausa del gobierno destacan que el lugar que EE.UU. dejar vacío lo ocuparán otros países, entre ellos Argentina. Brasil espera a Vaca Muerta; Exxon duplica su cartera y Trinidad busca permisos.

Los ejecutivos de energía aseguran que están mirando más allá y apostando a una próxima ola de nuevas plantas de gas natural licuado (GNL) para elevar la demanda -y los precios- del combustible.

Los precios del gas natural han caído un tercio este año, socavados por un invierno más cálido, cortes en las instalaciones de GNL y una producción mayor a la esperada. El crecimiento de la energía solar y eólica y una pausa en las revisiones de los nuevos permisos de exportación de GNL en Estados Unidos también han nublado las perspectivas para la futura demanda de gas.

BRASIL ESPERA A VACA MUERTA
Brasil está explorando formas de importar gas natural de la enorme formación argentina Vaca Muerta, incluida la posible reversión de un gasoducto que ahora se utiliza para transportar gas boliviano, mientras busca aliviar su déficit de gas, dijo el Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira dijo a Reuters.

Brasil se ha convertido en el mayor productor de petróleo crudo de América Latina, pero su producción de gas es insuficiente para satisfacer la creciente demanda interna, lo que lleva a un aumento de las importaciones de gas natural licuado (GNL).

Brasil está alentando a Bolivia y Argentina a invertir el flujo del gasoducto para que el gas de Vaca Muerta pueda llegar al norte de la región, una opción de bajo costo que podría utilizar mejor la infraestructura existente.

"Ese gas sería muy importante para ellos (Bolivia), para su seguridad energética", dijo Silveira en una entrevista con Reuters al margen de la conferencia CERAWeek, ya que ayudaría al país andino a compensar la caída de sus reservas. 

Brasil también está analizando alternativas de transporte de gas que involucren a Uruguay y Paraguay, al tiempo que fomenta una mayor producción nacional de gas costa adentro, afirmó Silveira.

LOS PRODUCTORES DE GNL INSISTEN
"Los mercados internos de Estados Unidos tienen un exceso de oferta", dijo Chad Zamarin, vicepresidente senior del operador de gasoductos Williams Cos (WMB.N)., a Reuters en el contexto de la CERAWeek el viernes pasado en Houston, Texas. 

En el mismo sentido se expresaron ejecutivos de otras empresas. 

El exceso de oferta en el oeste de Texas, sede del principal yacimiento petrolífero de Estados Unidos, hizo que los precios esta semana alcanzaran un negativo de 26 centavos por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu), lo que obligó a los productores de gas a pagar a alguien para que se quedara con el combustible. Los precios del gas en Estados Unidos se cotizaban a US$ 1,66 d por mmBtu el viernes, un 74% menos que el precio promedio en 2022.

"Nuestra infraestructura de gasoductos está al máximo. Nos va a resultar muy difícil conectar los mercados", dijo Toby Rice, director ejecutivo del mayor productor de gas de Estados Unidos, EQT Corp (EQT.N).

Como en otros sectores de la energía, los ejecutivos reclaman reformas urgentes en cuanto a permisos, en este caso para construir nuevas líneas. Esperan que también una mayor demanda doméstica de gas provenga de empresas eléctricas en la medida en que se expanden para abastecer nuevos centros de datos que respalden la inteligencia artificial, la criptominería y la economía cada vez más digital.

"La IA es lo que impulsará el consumo de energía adicional", dijo Pierce Norton, director ejecutivo del operador de gasoductos Oneok (OKE.N)., cuya empresa suministra servicios eléctricos.

Pero John Podesta, enviado climático de la administración Biden, dijo que las necesidades de energía podrían cubrirse con energía solar, eólica y renovable en lugar de gas.

"Más electrificación en la búsqueda de la descarbonización significa más presión para producir generación limpia", afirmó.

Un camión cisterna de gas natural licuado (GNL) abandona el muelle después de su descarga en la terminal receptora de PetroChina en Dalian, provincia de Liaoning, China

EMPRESAS DE OLEODUCTOS EXPECTANTES POR M&A
Las empresas de oleoductos estadounidenses están preparadas para seguir a los mayores clientes en fusiones y adquisiciones

Los operadores de almacenamiento y oleoductos de energía de Estados Unidos han pasado dos años observando la consolidación de los productores de petróleo y gas, y ahora se están preparando para la ola de fusiones que afectará a su sector, dijeron ejecutivos, inversores y analistas.

El sector midstream tiene muchas empresas medianas especializadas y sólo un puñado de operadores muy grandes capaces de brindar servicios en una amplia huella geográfica. Las fusiones darán como resultado más proveedores capaces de brindar servicios de procesamiento, transporte, almacenamiento y exportación, según ejecutivos y negociadores.

Se anunciaron US$ 12.500 millones en acuerdos midstream hasta mediados de marzo, en comparación con US$ 21.900 millones para todo 2023, según el investigador Enverus. Si se mantiene el ritmo actual, este año será el mayor en fusiones y adquisiciones midstream desde 2019, de acuerdo a Reuters.

La escala "es definitivamente importante", Williams Companies (WMB.N), abre una nueva pestaña dijo a Reuters el director de operaciones, Michael Dunn, al margen de la conferencia CERAWeek by S&P Global. "Seguir expandiéndonos es sin duda uno de nuestros objetivos"

Debido a los obstáculos que plantea la aprobación y construcción de una nueva infraestructura energética, puede tener más sentido comprar una empresa que poner acero en la tierra usted mismo, Pierce Norton.

Oneok compró Magellan Midstream el año pasado para expandir su negocio de gas natural a productos refinados y transporte de crudo.

EL MIDSTREAM SE CONSOLIDA
Una ola de consolidación en el midstream saltaría la fase inicial de acuerdos con empresas privadas que envolvieron a las empresas de esquisto y pasaría directamente a combinaciones estratégicas, dijeron quienes trabajan en dichos acuerdos.

"No quedan muchos negocios midstream privados de escala, ya que muchos se vendieron en los últimos años, por lo que es inevitable una mayor consolidación pública midstream", dijo Pete Bowden, director global de industria, energía e infraestructura de Jefferies Financial Group ( JEF.N). 

Este año, Sunoco (SUN.N), abre una nueva pestañaacordó adquirir el proveedor de almacenamiento NuStar Energy (NS.N), por US$ 3.900 millones y EQT Corp (EQT.N),anunció que compraría su antigua escisión Equitrans Midstream (ETRN.N), por US$ 5.500 millones.

El acuerdo con EQT "reducirá nuestra estructura de costos a un nivel en el que podamos soportar el estrés negativo de precios como los US$ 2 (por millón de unidades térmicas británicas) que vemos hoy", dijo el director ejecutivo de EQT, Toby Rice. Ese precio es menos de un tercio del promedio para 2022.

Occidental Petroleum (OXY.N), está sopesando opciones para su participación controladora en Western Midstream Partners (WES.N), informó Reuters el mes pasado. 

Al igual que las combinaciones de productores de esquisto, la próxima ola de acuerdos midstream no serán trabajos de rescate de la última década. Las empresas midstream estadounidenses se encuentran en una posición de fortaleza, ya que redujeron su deuda y cambiaron a modelos de negocio basados ​​en comisiones, menos expuestos a las oscilaciones de los precios de las materias primas.

Scott Wexler, director de midstream norteamericano de Citigroup (CN), dijo que las empresas cotizan por debajo de 3,5 veces la relación deuda-EBITDA, en comparación con más de 4 veces antes de la pandemia de COVID-19.

"Hace que sea más fácil salir y cerrar acuerdos, en particular cuando el resto del universo se ha arreglado y esas combinaciones no ponen en peligro sus objetivos estratégicos", añadió.

REFORMAR LA INDUSTRIA
Una similitud con las combinaciones de esquisto es la necesidad de midstream de una mayor escala para cubrir más cuencas de esquisto, compartir los costos de la reducción de metano y generar retornos inmediatos para los accionistas.

"Algunos de los acuerdos que hemos empezado a ver son empresas públicas medianas en las que los equipos directivos se están dando cuenta de que han llevado la pelota tan lejos como pueden por sí solos", dijo Michael Casey, jefe de midstream y downstream de Wells Fargo (WFC .NORTE).

A medida que sus contratos existentes expiren en los próximos años, los productores de petróleo y gas recientemente ampliados buscarán reducir sus proveedores para reducir sus costos de negocio.

"A medida que estos (productores) han ido creciendo, uno esperaría que a esto le siguiera un enfoque renovado por parte de los midstreamers para seguir su ejemplo", dijo Bowden de Jefferies.

EXXON DUPLICA SU CARTERA
Antes de lo previsto, Exxon Mobil (XOM.N), se adelanta con su plan de duplicar el tamaño de su cartera de gas natural licuado (GNL) a 40 millones de toneladas por año (mtpa) para 2030 y se centrará en vender su propio gas en lugar de comercializar el de terceros, el gas natural licuado de la compañía, dijo Peter Clarke, vicepresidente senior de GNL global.

Exxon está renovando su estrategia comercial de GNL en medio de una creciente producción del combustible y como parte de una reorganización corporativa más amplia que comenzó en 2022 .

La petrolera es relativamente pequeña en el comercio de GNL en comparación con TotalEnergies (TTEF.PA) y Shell PLC (SHEL.L). Shell es uno de los líderes de la industria y ganó US$ 2.400 millones con la comercialización de GNL en el cuarto trimestre de 2023.

A diferencia de Shell y Total, Exxon planea comercializar principalmente su propio gas, dijo ClarkE en una entrevista. "Nuestra cartera nunca se parecerá a la de Shell, no se parecerá a la de Total, estamos apuntando a diferentes aspectos de la cadena de valor".

Si bien Exxon podría ampliar su cartera comercial comprando y comercializando GNL de terceros, dijo Clarke, considera que los márgenes en ese negocio son pequeños en comparación con las ganancias que puede obtener con su propio gas natural.

BAKER HUGHES: QUIÉN OCUPARÁ EL LUGAR DE EE.UU. EN GNL
"El crecimiento del GNL lo cubrirán otros países si Estados Unidos se retira", dijo Lorenzo Simonelli, CEO de Baker Hughes.

Si Estados Unidos deja de permitir nuevas plantas de exportación de gas natural licuado (GNL), la demanda del combustible aún se cubrirá con proyectos en Qatar, Argentina y África, dijo el director ejecutivo de Baker Hughes (BKR. Oh), dijo el jueves el mayor proveedor mundial de equipos para el sector del GNL.

En enero, la administración Biden detuvo nuevos permisos de exportación para proyectos de GNL para estudiar el impacto de una mayor expansión, una medida que ha generado críticas de las empresas de GNL y sus defensores.

"Creemos que para 2030 debe haber una capacidad base instalada de GNL de 800 millones de toneladas por año y ya sea a través de proyectos estadounidenses o internacionales", dijo  Simonelli.

Qatar, uno de los principales exportadores de GNL, ha anunciado planes para ampliar significativamente su producción , respaldado por los recursos adicionales en su Campo Norte.

"Si nos fijamos en los proyectos en África, tenemos el proyecto Rovuma. En Argentina, sabemos que tienen mucho gas. Hay muchas oportunidades a nivel internacional, así como GNL flotante", dijo Simonelli a Reuters.

El presidente y director ejecutivo de Baker Hughes, Lorenzo Simonelli, presenta un retrato durante CERAWeek de S&P Global en Houston, Texas, EE.UU

TRINIDAD BUSCA LICENCIA
El gobierno de Trinidad y Tobago inició conversaciones con Estados Unidos para una licencia que permitiría el desarrollo conjunto de un proyecto de gas natural compartido con Venezuela que también involucra a BP (BP.L), dijo el jueves el ministro de Energía, Stuart Young.

Las áreas Manakin-Cocuina son parte del enorme proyecto de gas Plataforma Deltana en el lado venezolano de la frontera marítima, que permanece inactivo. Del lado de Trinidad, BP opera el campo y está avanzando hacia una decisión financiera para desarrollarlo de acuerdo con las sanciones de Estados Unidos contra Venezuela.

El gobierno de Venezuela y BP confirmaron la semana pasada conversaciones para reactivar el desarrollo conjunto de Manakin-Cocuina, que había permanecido suspendido durante años tras la imposición de sanciones estadounidenses en 2019. Venezuela dijo que estaba considerando otorgar una licencia separada a largo plazo para el proyecto.

Stuart Young, ministro de energía de Trinidad y Tobago, posa para un retrato durante la conferencia de energía CERAWeek en Houston, Texas,

"El gobierno de Trinidad y Tobago está tratando con el gobierno de Venezuela y está incorporando a BP, como hicimos con Shell. Así que existe un precedente, un modelo para lograrlo. Y hemos visto un progreso muy, muy rápido y muy progreso productivo", dijo al margen de la conferencia CERAWeek en Houston.