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30/09/2014 | Análisis: Fusiones en el sector de fertilizantes ante el boom del shale estadounidense

De Nuestra Redacción

Las conversaciones de fusión entre los grupos de fertilizantes Yara International y CF Industries para crear un agribusiness de 27 billones de dólares es otro signo de cómo la revolución shale está cambiando la cara de la industria de Estados Unidos. Ambas compañías son líderes productores de fertilizantes de nitrógeno, de los cuales el gas natural es un componente crucial. El acuerdo se produce con los productores estadounidenses de nutrientes de los cultivos de nitrógeno están disfrutando de un gran impulso en las ganancias gracias al gas shale de bajo costo.

 

CF con sede en Chicago informó que los márgenes brutos del 52% el año pasado en su división de fertilizantes de nitrógeno, en comparación con un margen de 9,4% para los fosfatos. Yara, el mayor productor mundial de nitrógeno por cuota de mercado, perdió frente a CF cuando fueron involucrados en una guerra de oferta por Terra, otro fabricante de fertilizantes de nitrógeno de Estados Unidos. La empresa noruega, cuya presencia en América del Norte no es grande, también perdió el boom de shale que siguió.


Los fabricantes de fertilizantes basados en Estados Unidos también se benefician de la prohibición de exportación de crudo y la falta de instalaciones de gas natural licuado que mantienen los precios del petróleo y del gas natural deprimidos en Estados Unidos en relación a los precios internacionales.


Entonces ¿por qué está buscando CF en una alianza con Yara si está cosechando los beneficios del shale? Desde el punto de vista de CF, la diversificación geográfica y de productos que el grupo noruego pone sobre la mesa es sin duda atractiva. Yara tiene operaciones de ventas en más de 150 países y es especialmente fuerte en América del Sur, un mercado agrícola en crecimiento.


Los analistas de Rabobank, el lender holandés, dicen que el mercado de fertilizantes de nitrógeno de Estados Unidos está llegando a un punto de saturación, esperando que la nueva producción venga en los próximos años. Rabobank también advierte que la industria de fertilizantes de nitrógeno de Estados Unidos podría perder su ventaja cuando (y si) el precio del gas natural comienza a aumentar. "Hay varios factores que podrían poner presión a la alza en los precios del gas natural en el corto y mediano plazo", dijo el banco.


Los decepcionantes rendimientos de las inversiones en exploración de shale, especialmente si los precios del crudo caen más, dará lugar a una disminución en la perforación del shale, que podría poner presión al alza sobre los precios de gas natural. Además, las exportaciones del gas shale están programadas para comenzar en los próximos años a medida que las instalaciones de procesamiento de GNL entran en línea, mientras que un aumento de la demanda interna como las plantas de energía a carbón se cambian al gas, haciendo subir también los precios.


A pesar de las posibles caídas en la rentabilidad futura para el sector de nitrógeno de Estados Unidos, CF, conocida como una empresa bien administrada con uno de los márgenes de beneficios más altos del sector, sigue siendo un socio atractivo. Muchos shareholders tienden a cuestionar la eficacia de las fusiones entre iguales, y en este caso, el mayor shareholder en el grupo fusionado podría ser el gobierno noruego como Oslo, junto con un fondo de inversión estatal, es propietario de 41% de Yara. Como tal, sería sorprendente si los accionistas de CF dieran la bienvenida a otros pretendientes que buscan comprar en el mercado de Estados Unidos.

Las petroleas estadounidenses victimas de sus éxitos

Los productores de petróleo y gas shale han, sin duda, salvado el futuro industria y la posición estratégica global de América. Aunque ellos no están haciendo tan bien para sus inversores. Considerando los precios de los share de las más innovadoras empresas de exploración y producción en el noreste de Estados Unidos, el nuevo Texas. Los shares de Rangers Resources han disminuido en un 18% este año, Cabot Oil and Gas es de un 17%, y Chesapeake está abajo cerca del 7%. Uno pensaría que el desarrollo de un conjunto de tecnologías milagrosas de ahorro pagaría mejor.


El problema colectivo de E&P es que son víctimas de su propio éxito en la producción de más petróleo y gas por menos dólares que casi nadie hubiera creído posible. Hace seis meses, parecía como si las compañías de E&P podrían finalmente tener la oportunidad de hacer mucho dinero, o por lo menos más de lo que tienen que pasar para conseguir gas natural de la tierra. El aumento de la demanda de gas gracias a la congelación polar que dio a la industria alguna esperanza de que los precios estadounidenses comenzaran a subir a 5 dólares por millón de BTU. Pero no. Los precios del petróleo han estado débiles, tanto en los mercados mundiales y en Estados Unidos, pero no lo suficientemente débil como para inducir a profundos recortes en los presupuestos de perforación de petróleo dirigido por las E&P.


El gas "asociado", producir por los equipos de perforación de petróleo shale han inundado el mercado interno de Estados Unidos este año, más que compensando la disminución de la producción de gas convencional y los yacimientos de gas shale viejos. Así que las compañías de E&P no podían parar de emitir un gas a menos que el costo marginal de la producción de Estados Unidos.


Los ingresos de las compañías de E&P de las empresas se aprietan aún más porque gran parte del nuevo gas natural y líquidos que han desarrollado estaba del lado equivocado del sistema de gasoductos existente en el país. Durante las últimas siete décadas, las tuberías de Estados Unidos han tomado principalmente del petróleo y gas desde el suroeste y transportado al noreste.


El inesperado desarrollo de los grandes campos Marcellus y Utica interrumpió la economía de este sistema de costoso desarrollo. Debido a que las nuevas tuberías necesitan permisos de planificación amplios, financiamiento de largo plazo y escasa mano de obra calificada, las empresas de E&P han tenido la capacidad suficiente disponible para su producto. Hay tanta competencia por el acceso que el gas y los líquidos sólo pueden venderse con grandes descuentos, o "diferenciales básicos", al precio de la tubería Henry Hub, cuando puede ser vendidos en absoluto.


La otra cara de este resultado perverso para los inversores en una industria altamente innovadora en E&P es que los más conservadores, se podrían decir bankerly, inversores en tuberías han estado haciendo mucho mejor de lo que se podría haber esperado hace algunos años. Los dueños de los gasoductos y las plantas de procesamiento se han beneficiado del torrente de líquidos de gas natural de los desesperados vendedores de exploración y producción en el noreste.


Además de eso, pueden exigir altas tasas por cualquier espacio disponible en las tuberías nuevas o previstas. Como Andy DeVries de CreditSights dijo, los "diferenciales básicos son fantásticos para los propietarios de gasoductos de larga distancia fuera de Marcellus, en cualquier dirección".

La dirección de las tuberías y los nuevos precios del mercado

Fue apodado el "rey de los gasoductos": un highway tubular de 1.700 millas, de 6,7 billones de dólares, al este de Estados Unidos transportando el gas natural de las Rocky mountains a las suaves colinas de Ohio. Menos de cinco años después de que el gasoducto Rockies Express abrió sus puertas al negocio, sus propietarios están añadiendo un servicio hacia el oeste. ¿La razón? "El crecimiento prolífico e imprevisto de la producción de gas" en el noreste de Estados Unidos, explica un documento regulatorio.


La nueva dirección para el Rockies Express muestra cómo las empresas de ductos están luchando para mantenerse al día con los avances en la perforación de gas shale. A diferencia del petróleo shale, que están en un boom en Dakota del Norte y Texas, el mayor crecimiento de gas shale se encuentra en los estadios del noreste. En Marcellus Shale de Pennsylvania y West Virginia, la producción de gas subió 800% a 16bn de pies cúbicos por día a partir de noviembre de 2009. El adyacente shale de Utica en Ohio ha crecido a la misma tasa en un más modesto 1.5 billones pies cúbicos por día, según Energy Information Administration.


A pesar de que los nuevos suministros llegan con calma a los mercados de futuros, las condiciones en el noreste son todo lo contrario. El gas spot en el trading hub Dominion South en Pennsylvania se ha desplomado 60% en los últimos seis meses, en comparación con una caída del 13% en los precios de referencia. Los desarrolladores de tuberías proponen ahora canalizar el exceso emergente de gas shale del noreste en otros lugares. Si tienen éxito, las empresas de perforación, los consumidores, tales como las plantas de energía y los aspirantes a exportadores de GNL sentirán los efectos.


Tradicionalmente, las tuberías han llevado el gas desde el Golfo de México, rico en energía a las regiones pobladas, las regiones del norte con poco gas. Uno de ellos es el gasoducto Texas Eastern Transmission (Tetco), que viaja desde su estado homónimo a la zona metropolitana de Nueva York.


En noviembre, Tetco dueño de Spectra Energy planea comenzar a llevar gas de Marcellus a los nuevos mercados, incluido la costa del Golfo, en volúmenes de 600 millones de pies cúbicos al día con el proyecto llamado TEAM 2014. El proyecto de este a oeste de Rockies Express, originado en el Utica shale movería 1,2 billones de pies cúbicos por día a partir del próximo año.


Estos proyectos inminentes son la punta del iceberg. El proyecto "Atlantic Sunrise" de la empresa Williams, propuesto para comenzar en 2017, tomaría 1m7 billones de pies cúbicos por día del gas de Marcellus tan al sur como Georgia y Alabama. Energy Transfer Partners, otras empresas, busca construir una tubería de 3.45 billones de pies cúbicos/día llamada "Rover" desde el shale Marcellus y Utica al Midwest estadounidense y a Ontario, en Canadá.


Teri Viswanath, analista de gas de BNP Paribas, dijo: "En estos momentos, estas importantes rutas de transporte se están redefiniendo".


Offnews.info (Argentina)

 


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