Tanto los comerciantes de Vitol Group, el mayor trader independiente de petróleo, a empresas respaldadas por el multimillonario Paul Tudor Jones están acumulando activos físico de energía en Estados Unidos a un ritmo sin precedentes ya que la producción del shale revive en los estancados mercados de combustibles.
Castleton
Commodities International LLC, financiado en parte por los gestores de fondos
de cobertura Tudor Jones y Glenn Dubin, adquirió los pozos de gas en Texas en
febrero. Mercuria Energy Group Ltd, está comprando el negocio de commodities
físicos de JPMorgan Chase & Co. Vitol y Trafigura AG están ayudando a
construir oleoductos y Freepoint Commodities LLC está invirtiendo en la
producción offshore. Del 1 billón que Trafigura ha invertido en Estados Unidos,
la mayoría ocurrió en los últimos cinco años, dijo la compañía.
"Las compañías de comercio internacional han
comprado activos, pero no tanto en América", JP Fjeld-Hansen, director
general de Musket Corp, suministrador de commodities y compañía de trading en
Houston. "Ahora que hemos tenido
este renacimiento de los mercados energéticos de Estados Unidos y que van a
traer su capital aquí".
Los comerciantes de
commodity más grandes del mundo, la mayoría de propiedad privada, están
comprando o construyendo más activos físicos en Estados Unidos con las tecnologías
de perforación dando rienda suelta a volúmenes de gas y petróleo shale, record,
creando oportunidades de arbitraje entre regiones. También están invirtiendo
los bancos incluidos el Barclays Plc, JPMorgan Chase & Co. y Morgan Stanley
reducen sus negocios de commodity con la disminución de los rendimientos y la
intensificación del escrutinio regulatorio.
"Las empresas se están dando cuenta si usted
puede entender los flujos físicos, hay una cadena de valor de la fuente de todo
el camino hasta el consumo aquí", dijo Gary Morsches, director gerente
de energía global en el CME Group, en Chicago, dijo en una entrevista para
Bloomberg.
Las empresas de
trading están comprando o construyendo infraestructura estadounidense aun
cuando las previsiones muestran que la producción en yacimiento de shale del
Bakken de Dakota del Norte a Eagle Ford de Texas llegará a su pico cerca de
2020. Los que invierten con la expectativa de que el boom durará décadas está
"fuera de lugar", dijo
Arthur Berman, geólogo de petróleo y consultor de energía en Houston. "Todo lo que veo en Bakken o Eagle Ford en
general, dice que tenemos años de producción, no décadas, y eso es una forma
que está fuera de la percepción del público", dijo Berman. "No puedo hablar en nombre de las personas
que hacen estas inversiones, pero si su hipótesis es que esto sigue adelante,
no me doy cuenta".
La producción total
de petróleo en Estados Unidos llegará a su máximo en 9,61 millones de barriles
por día en 2019, basado en el reference
case de la Energy Information Administration. La agencia considera que los
volúmenes de petróleo tight o shale superarán los 4.8 millones de barriles en
2021.
Vitol, con sede en
Ginebra, está trabajando con Sunoco Pipeline, con sede en Filadelfia, para
construir una tubería que transportará petróleo desde Midland a la Costa del
Golfo. También ha firmado un contrato para construir terminales de gas licuado
de petróleo en las Islas Vírgenes de Estados Unidos para abastecer las
centrales de energía. La empresa dice que negoció 276 millones de toneladas
métricas de crudo y productos derivados del petróleo el año pasado, en
comparación con los 261 millones en 2012, y duplicó las operaciones de carbón a
51 millones de toneladas. "Hay una
situación en Estados Unidos con el aumento de la producción, que se espera siga
aumentando, de manera significativa de nuevas fuentes, nuevos lugares para ir
con esas corrientes, esas corrientes necesitan ser movidas, y por lo tanto, un
negocio en crecimiento", dijo Ian Taylor, director ejecutivo de Vitol,
en una entrevista en los primeros días de abril en el marco del FT Commodities
Global Summit en Lausana, Suiza.
Trafigura, con sede
en Ámsterdam, llegó a un acuerdo en noviembre con Energy Transfer Partners LP
en Dalla para la capacidad de una línea que transportará petróleo y condensados
de Corpus Christi de la formación shale de Eagle Ford en Texas. Firmó un
contrato con Magellan Midstream Partners LP, con sede en OKlahoma, Tulsa, en
marzo por un divisor de condensado en Corpus Christi.
"El ambiente relativamente bajo de la tasa de
interés, en particular para la financiación de medio y largo plazo, ha
contribuido a que las inversiones en activos fijos vinculados a las materias
primas sean más atractivas", dijo Bryan Keogh,
director financiero de Trafigura en América del Norte, con la oficina en
Houston.
"Los comerciantes fueron por última vez a
estos activos físicos en los primeros años de la década pasada", dijo
Skip York, vicepresidente de Wood Mackenzie Ltd. Los acuerdos eran entonces más
esporádicos, dijo. "Es difícil
cuantificar lo que estamos viendo ahora, ya que no tiene precedentes",
dijo York. "Nunca hemos visto a las
casas comerciales hacer todos estos movimientos en el espacio físico en un
corto periodo de tiempo".
En febrero,
Castleton, un comerciante de Wilton, con sede en Connecticut, compró más de 500
pozos de gas natural y 80.000 acres en los arrendamientos de minerales en el
Este de Texas. También está desarrollando un complejo divisor de condensados en
Corpus Christi, muestra la normativa regulatoria.
Mercuria está
comprando el negocio de materias primas de JPMorgan, dando operaciones de
energía y gas a la compañía con sede en Larnaca, Chipre en ambos lados del
Atlántico. También heredaría un libro de oil-trading que incluye los 6 millones
de barriles de almacenamiento en las oil sands canadienses y un contrato de
suministro de crudo de uno de las más grandes refinerías en la costa Este de
Estados Unidos en retorno de un combustible refinado.
Barclays dejará la
mayoría de sus operaciones en metales, energía y agricultura, pero mantendrá
los de metales preciosos y algunos instrumentos de petróleo y gas, dijo el
banco ayer. Los negocios más reducidos en el área se enfocarán en la ejecución
electrónica, dijo el banco. Barclays es uno de los cinco grandes bancos
presentes en el negocio global de materias primas. El presidente ejecutivo de
Barclays, Antony Jenkins, planea dar a conocer en los próximos días los
detalles de una revisión al negocio de banca de inversión, lo que podría
resultar en la pérdida de miles de empleos mientras se esfuerza por reducir
costos y mejorar la rentabilidad en el negocio.
Morgan Stanley en
Nueva York ha acordado la venta de una unidad que almacena y comercializa
productos derivados del petróleo a una filial de la compañía rusa OAO Rosneft.
Los bancos están reduciendo las operaciones de materias primas en medio de la
preocupación entre los reguladores federales y los responsables políticos en
que los bancos podrían influir en los precios si controlan y comercian
commodities físicos, o sufren pérdidas catastróficas que pondrían en peligro el
sistema financiero.
Las sociedades
financiera que poseen activos en materias primas físicas "representan una significativa seguridad,
solidez, legal y riesgos de reputación", dijo el Senador
estadounidense Sherrod Brown, Demócrata de Ohio, y Elzabeth Warren, una
Demócrata de Massachusetts, dijo en una declaración el último 16 de abril. La
U.S. Federal Reserve ha dicho que está en consideración los nuevos límites sobre
el comercio y almacenamiento de materias primas físicas. Los legisladores están
explorando formas de restringir la propiedad y el comercio de productos
básicos. Los nuevos requisitos globales de capital también han hecho que sea
más caro para los bancos mantener los commodities.
"Van a dejar un gran agujero en el mercado",
dijo Chip Register, director gerente de Sapient Global Markets, consultora de
Boston. "Hay un montón de
oportunidades de arbitraje y dinero por ahí".
Amit Bhandari, del
comerciante de energía de Houston, BioUrja Trading LLC en 2006 compró una
refinería en Albany, New York, el año siguiente la convirtió en una terminal
para cargar etanol a partir de barcazas desde el Midwest. La compañía ahora
tiene siete operaciones de carga de camiones y ferrocarriles para comercializar
etanol, petróleo crudo y productos refinados. "Estos activos realmente han apreciado en valor", dijo
Bhandari.
En agosto,
Freepint, con sede en Stamford, Connecticut, dijo que una filial, junto aApollo Global Management LLC y Summit
Partners Credit Advisors LP, gastó más de 110 millones de dólares en bloques de
petróleo y gas en el Golfo de México.
La expansión de los
traders en los activos físicos de
Estados Unidos puede marcar el resurgimiento de una "gran clase de comerciantes" que se formó en la década de
1990 en la época de Enron Corp, dijo Register de Sapient Global Markets. Enron,
con sede en Houston, tenía la estrategia de comprar capacidad física y
apalancarlas en el comercio, se declaró en bancarrota en 2001 en medio de un
escándalo contable.
Mientras que el
imperio de Enron se derrumbó, su uso de los activos físicos resulto en un
modelo que los comerciantes decían que podía funcionar, dijo Saule Omarova,
profesor de leyes en la University of North Carolina en Chapel Hill, cuya
investigación se centra principalmente en la regulación de las instituciones
financieras y la legislación bancaria. "En efecto, eso es probablemente el mejor modelo para ellos",
dijo. "Es por eso que los
comerciantes de commodities están tratando de entrar"
Los problemas
que postergan el desarrollo shale en Canadá
Los canadienses
enfrentan una caja de Pandora de potenciales riesgos de salud y ambientales con
la industria del petróleo llevando adelante las técnicas de fracturación
hidráulica que se necesitan para sacar los vastos depósitos de petróleo y gas
natural en todo el país, según un nuevo informe para el gobierno federal. El
estudio de 260 páginas, un grupo de expertos llegó a la conclusión de que
simplemente no son los suficientemente conocidos los impactos del fracking para
declararlos seguros, y que los elementos clave de los sistemas de regulación
provinciales "no se basan en ciencia
sólida y permanecen sin probar", mientras que no hay prácticamente
ninguna regulación federal.
El informe fue
preparado por el Council of Canadian Academies, una organización independiente
que reúne científicos y otros expertos para proporcionar evaluaciones
relacionadas con políticas independientes, pero no llega a la recomendación
explícita. En septiembre de 2011, el ex ministro de medio ambiente Peter Kent
pidió al Consejo examinar el impacto de la explotación de gas shale en Canadá.
Pero las mismas técnicas de perforación utilizadas para extraer gas natural de
la roca shale están siendo empleados para producir petróleo crudo en Alberta,
Saskatchewan and Manitoba, y sus conclusiones refieren a la cuestión más amplia
de la seguridad de las técnicas de perforación modernas.
"Creo que la producción es que el desarrollo tiene
que ir lo suficientemente lento como para que la ciencia puede hacerlo", dijo John Cherry, director asociado al Guelph University’s G360
Centre for Applied Groundwater Research y uno de los principales referentes del
panel que elaboró el informe.
En Estados Unidos,
el boom del gas shale y el petróleo tight ha transformado la economía
estadounidense y su sentido de la seguridad energética, y muchas personas en
Canadá están dispuestas a replicar ese éxito. La industria ya está
implementando los métodos de fracking para perforar por petróleo y gas en el
oeste de Canadá. La mayoría de los 11.150 pozos que se perforarán este año en
el oeste de Canadá emplearán a fracturación hidráulica.
La tecnología es
clave para las ambiciones de British Columbia para convertirse en un importante
exportador de gas natural licuado a Asia, enviando el gas desde los ricos
campos de Montney y Horn River en el noreste de BC. El premier Christy Clark es
uno de los entusiastas que quiere desarrollar la estrategia del GNL.
En provincias como
Quebec y New Brunswick, la industria está ansiosa para determinar si los
depósitos de gas se pueden desarrollar de manera rentable, pero hay una fuerte
oposición entre los residentes locales. Quebec ha tenido una moratoria mientras
se estudia el temas, en New Brunswick se ha visto manifestaciones de enojo y
protesta para detener a la incipiente industria de perforación allí. Un
portavoz del ministro federal de Medio Ambiente, Leona Aglukkaq dijo que la
evaluación identifica las áreas de investigación que necesitan ser perseguidas
y que este esfuerzo están en marcha.
"Creemos que los yacimientos de gas shale
pueden desarrollarse de manera segura, responsable y de acuerdo con las
estrictas políticas ambientales y regulaciones en el lugar", dijo Ted
Laking, director de comunicaciones de Aglukkaq.
El ministro de
energía de New Brunswick, Craig Leonard dijo que está "muy cómodo" pues la provincia puede
gestionar los riesgos asociados con el desarrollo del gas shale, dijo que ha
adoptado las mejores prácticas regulatorias de otras jurisdicciones de América
del Norte.
En BC, Saskatchewan
y Alberta, donde se produce la mayor actividad de perforación, los reguladores
provinciales han impuesto normas relativas a la construcción de los pozos, el
uso del agua y el tratamiento de las aguas residuales, que deben ser re
inyectados bajo tierra. Además, las asociaciones del sector han adoptado sus
propias normas para las prácticas de seguridad y exigir a las empresas a
revelar lo que los productos químicos que utilizan en fracking.
"Creo que hay un alto grado de confianza por parte
de la industria que contamos con la tecnología y tenemos el régimen normativo
-sobre todo en las jurisdicciones maduros- para manejar esto", dijo David Pryce, vicepresidente de la Canadian Association of
Petroleum Producers. Agregó que las regulaciones se pueden mejorar en algunas
áreas y Alberta está evaluando la forma de gestionar los impactos acumulativos
de perforación intensiva, en lugar de verse en una base pozo por pozo.
Los ambientalistas
tienen poco confianza en los reguladores provinciales. En BC, el grupo
ambientalista, EcoJustice, está a la espera de una decisión sobre una demanda
que lanzó contra B.C. Oil and Gas Commission, alegando que el regulador había
permitido a la industria evadir las normas del uso del agua. "Todo el régimen de regulación en BC ha sido
diseñado para facilitar el desarrollo del gas", dijo Karen Campbell de
EcoJustice.
El consejo llega a
la conclusión de que la confianza del público sólo puede lograrse cuando la
investigación adicional, independiente proporcione respuesta a las insistentes
preguntas, antes que haya una perforación intensiva.
Cuando se trata de
entender los riesgos asociados con el boom del gas shale en Pennsylvania,
Bernard Goldstein no se anduvo con rodeos. "Estamos corriendo delante sin pensar seriamente en la mejor manera de
hacer esto", dijo Goldstein, profesor de Medio Ambiente y Salud
Pública de la University of Pittsburgh y uno de los autores de un nuevo informe
sobre los impactos ambientales de la extracción del gas shale en Canadá.
La principal
preocupación de Goldstein es que el ritmo de la industria ha dejado a los
expertos en medio ambiente y de salud pública en estado de movimiento para
ponerse al día. Y los expertos han encontrado una escasez crónica de la clase
de datos que permita decir con confianza los efectos que la industria puede o
no estar teniendo. La situación en Estados Unidos ofrece tanto una preocupación
y un enigma para Canadá. A pesar de la serie de preocupaciones que rodean la
extracción de gas shale y el alcance que se ha convertido, hay muchas
preguntas.
Por el diseño, el
informe no hace recomendaciones específicas, sino más bien identifica dónde
existen las incertidumbres más importantes acerca de los impactos ambientales.
Eso significa que es probable que sea visto como una prueba de Roschach:
algunos apuntan a los riesgos desconocidos como una razón para detener el
desarrollo del gas shale, mientras que otros perciben un camino hacia
regulaciones viables para un sector en boom. "Depende de dónde vienes", dijo Andrew Miall, profesor de
geología de la Universidad de Toronto, que no participó del informe. Señaló que
la oposición a la explotación del gas shale es a menudo motivada por una
oposición más amplia a los combustibles fósiles. "Hay todo un conjunto de cuestiones que realmente no tienen nada que ver
con las características específicas de la industria".
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