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31/10/2014 | Análisis: El negocio de los líquidos de gas natural en el contexto del shale

De Nuestra Redacción

Un subproducto no reconocido de la producción de petróleo y de gas natural tiene cada vez mayor atención por parte de los hedge funds y los inversores en su búsqueda de nuevas formas para apostar en el boom del shale estadounidense. Los líquidos de gas natural, que incluyen el etano, propano, butano, isobutano y gasolina natural, se separan a partir del petróleo crudo y el gas natural.

 

Se les conocer como los combustibles en las parrillas de gas propano y los encendedores de butano y como materia prima para la fabricación de los plásticos y los productos químicos.  Hasta hace poco tiempo, que atrajeron poca atención de los inversores.

Pero eso ha empezado a cambia en medio de un aumento rápido en la oferta y la demanda. La producción estadounidense de líquidos de gas natural superó 3 millones de barriles diarios este año. El volumen de la producción ha crecido en un 60% en la última década para convertirse a la par con la cantidad de petróleo producido en Texas o Irak. Los fabricantes petroquímicos en todo el mundo se están expendiendo para tomar ventaja de la nueva oferta.

Los inversores pueden actuar como intermediarios entre los productores y los consumidores de los líquidos de gas natural, especialmente en momentos que los bancos están alejándose del comercio de materias primas. También son más fácilmente capaces de hacer apuestas sobre los precios a medida que aumentan los volúmenes de negociación. Muchos inversionistas están utilizando líquidos de gas natural como una manera de apostar por el boom de energía de América del Norte, mientras que esquiva los obstáculos y restricciones a la exportación por tubería.

Ayuda a que la diferencia del petróleo y el gas natural, los líquidos de gas natural pueden ser fácilmente exportados al extranjero, donde los precios son más altos. Las conexiones con el mercado mundial hacen que sea menos probable que los líquidos de gas natural se reúnan en el mismo destino que el gas natural, que vio los precios chocar cuando la producción inundó a la demanda estadounidense. El NGL es de un promedio de 9.94 dólares por millón de unidades térmicas británicas, más del doble del precio del gas natural.

"Cualquier persona que piense en el espacio de energía, está ahí", dijo Greg Bower, broker de Blue Ocean Brokerage. "Hay nuevas personas ahí todo el tiempo". Aún así, la caída en los precios del petróleo y del gas natural en los últimos meses ha cobrado su precio, con el precio de los futuros de gas propano recientemente tocando un mínimo de 14 meses en el New York Mercantile Exchange. Aún así, ese mercado ha triplicado su tamaño desde el inicio de mayo a un récord de 2.8 billones de dólares.

Al menos dos nuevos fondos de cobertura se centran en la comercialización del NGL. KC Alpha Fund se puso en marcha en enero con 850.000 dólares y un plan enfocado en el comercio de NGL, junto con otros productos energéticos. Norman MacDonald, portfolio manager para Invesco Ltd., es propietario de acciones de los productores de gas y petróleo que generar una gran cantidad de NGL, incluyendo Range Resources Corp. "No creo que el mercado realmente aprecia verdaderamente justo lo que (NGL) puede hacer" para los productores de petróleo y gas, agregó MacDonald, que gestiona 1.4 billones de dólares para el Invesco Energy Fund.

El comercio de NGL es aún más escaso y menos transparente que en los vastos mercados para el petróleo crudo y gas natural. Sin embargo, los volúmenes crecientes están haciendo más fácil para entrar y salir de las posiciones en el mercado, la construcción de apelaciones de NGL a los inversores grandes. Los volúmenes de negociación futuros en estos mercados subieron 18% en los primeros seis meses de 2014 en comparación con el mismo período del año pasado, según Intercontinental Exchange Inc.

"Estás viendo a los fondos globales de cobertura macro intervenir", dijo Sid Perkins, socio director en Houston para el brokerage Ion Energy Group, que es propiedad de OTC Global Holdings. "Ellos han estado observando durante los últimos años, y estaban esperando hasta que el mercado llegó a un punto en que era suficiente líquido para que puedan entrar y comerciar". Otro problema para los comerciantes es que los mercados de NGL no son normalmente tan volátiles, por lo que hay menos oportunidades de beneficiarse de los movimientos de precios. El propano, el mercado más grande de NGL, vio los precios llegar al pico en febrero de tan alta demanda por parte de los agricultores, el calentamiento de las casas y los compradores extranjeros de todos los suministros extendiéndose durante un invierno gélido. Pero las existencias se reconstruyeron rápidamente este verano, lo que reduce las expectativas de una contracción similar este año.

La falta de transparencia en el mercado es mantenido por OppenheimerFunds Inc. del comercio de los líquidos de gas natural, dijo George Zivic, gerente de cartera de porfolio para Oppenheimer Commodity Strategy Total Return Fund con 420 millones de dólares. "A menos que estés al tanto de lo que (los productores y fabricantes) están haciendo sobre una base de mes a mes, usted realmente puede conseguir exprimirlo", dijo Zivic.

Otros ven el potencial para que los precios suban, lo que podría verse en más inversiones. Enterprise Products Partners LP planea construir una terminal en el tercer trimestre de 2016 para exportar hasta 240.000 barriles diarios de etano en la Costa del Golfo. Cuando la empresa abrió un centro de exportación de gas propano en 2013, el volumen de operaciones se expandió, mientras los operadores se prepararon para un mayor acceso a los mercados de ultramar, dijo Michael Angell, editor de mercados para Oil Price Information Service, que rastrea los precios spot del NGL.

"En realidad estoy empezando a mover algunas de mis empresas más en el lado de NGL a causa de la demanda", dijo Steve Reese, director ejecutivo de Reese Energy Consulting y Reese Energy Training en Edmond, Okla., dijo que tiene la intención de comenzar una empresa de propano. "La actividad comercial definitivamente ha aumentado".

La transformación del mercado petrolera


Las señales de que el boom del shale estadounidense está transformando el flujo global de petróleo, hay que sólo mirar al otro lado del mundo, en Corea del Sur. La nación asiática, que base el 86% de sus importaciones de petróleo de Medio Oriente, se están beneficiando con una nueva producción desde Texas a Dakota del Norte desplazando los crudo que alimentaron las refinerías estadounidenses por décadas.

Corea del Sur recibió este mes un cargamento de petróleo de Alaska por primera vez en menos de ocho años y puede comprar más, dijo la empresa importadora. El país fue uno de los primeros en recibir el cargamento del petróleo estadounidense ultra light conocido como condensado después de que las reglas se flexibilizaran para la exportación.

La revolución shale estadounidense ha impulsado la producción petrolera a lo más alto en tres décadas, lo que reduce la necesidad de que Estados Unidos compre en el extranjero y que hunda los precios mundiales en el mercado bear. Corea del Sur está tratando de reducir su dependencia del crudo de Medio Oriente al igual que de los mayores miembros de la OPEP descontando suministros para proteger la participación del mercado y Goldman Sachs predice que el grupo está perdiendo influencia. "La carga de importación para Estados Unidos se ha reducido en los últimos años", dijo Virendra Chauhan, analista de Energy Aspect con sede en Londres. "Mucho más crudos se han convertido en disponible para fluir hacia el este en países como Corea".

Corea del Sur, que importa cerca de 97% de los suministros que se utilizan para satisfacer sus necesidades de energía, recibe más de un tercio de su petróleo de Arabia Saudita, el mayor exportador mundial de crudo y el miembro más grande de la Organization of Petroleum Exporting Countries.

Sus compras a otros miembros de la OPEP está disminuyendo. Las importaciones de crudo de Irán cayeron 4 millones de barriles de petróleo el mes pasado, el 27% por debajo del promedio en cinco años, según datos de Korea National Oil Corp. compilados por Bloomberg. Los suministros libios bajaron 55% el mes pasado a partir de agosto, mientras que los envíos de Irak cayeron en un 16%. "La necesidad de diversificar los suministros creció más que nunca con Medio Oriente convirtiéndose en una región llena de inestabilidades", dijo Sae Sin, investigador asociado del Korea Energy Economics Institute, un grupo con fondos gubernamentales. "Corea del Sur está sentando las bases para una relación con Estados Unidos".

Medio Oriente y el Norte de África, el hogar de los ocho miembros de la OPEP, han sido víctimas de la inestabilidad política y las posibles amenazas a los suministros de petróleo desde 2011. El líder libio Muammar Qaddafi fue derrocado y un levantamiento contra el líder sirio Bashar al-Assad  comenzó ese año. En 2014, los militantes de Islamic State pelearon con el ejército iraquí en el norte, levantando la preocupación en los campos petroleros en el sur del país.

Estados Unidos importó 7,6 millones de barriles por día en julio, 9,7% por debajo del promedio de cinco años, según el Energy Department. El país exportará más energía de lo que importa para el año 2025, dijo este mes Wood Mackenzie Ltd.

Como los envíos de los proveedores tradicionales se reducen, los crudos de las Américas y África están haciendo su camino a Corea del Sur. Con sede en Bogotá, Colombia, Ecopetrol vendió su primer cargamento de crudo Castilla Blend a Corea del Sur este mes y las refinerías del país importaron este año el primer petróleo ecuatoriano desde al menos enero de 2010.

A partir del próximo año, las refinerías surcoreanas pueden recibir una devolución de impuestos de cerca de 16 won (dos centavos de dólar) por litro (0.26 galones) de combustible refinado que se vende en el país derivado del crudo no de Medio Oriente, según el Petroleum and Petroleum-Alternative Business Act firmado en ley en septiembre por el presidente Park Geun Hye.

"Las refinerías de Corea del Sur están probando diferentes crudos para recortar sus gastos, sus beneficios están sufriendo", dijo Lee Chung Jar, analista de KTB Securities en Seúl. "La refinerías necesitarán averiguar si los subsidios que reciben quitarán los costos adicionales que necesitan para pagar por la obtención del crudo fuera de Medio Oriente".

U.S. Commerce Department abrió en junio la puerta a más exportaciones de petróleo de Estados Unidos, siempre  cuando el crudo se procesara a ligero, templando el impacto de una ley que prohibió los envíos de petróleo al extranjero durante los últimos cuatro decenios. Los condensados han sido abundantes en las formaciones shale durante el boom de la perforación, lo que lleva a un exceso de oferta en la Costa del Golfo estadounidense.

Los estados que ganan y pierden con el shale

Gracias al shale, los estados productores de energía han sido los actores económicos más fuertes de Estados Unidos durante la última década, lo que mejora considerablemente su posición en comparación con los estados consumidores de energía. Sólo 13 de los 50 estados producen más energía de la que consumieron en 2010, el año más reciente para el que existen datos disponibles integralmente, según la U.S. Energy Information Administration (EIA). Los otros 37 eran todos consumidores netos de energía, basándose en una combinación de comercio interestatal o las importaciones para cubrir el déficit.

La revolución shale y el renacimiento de la producción de petróleo y gas en Estados Unidos se ha traducido en un marcado contraste entre la suerte de los dos grupos. Ocho de los 13 estados productores de energía mejoraron su posición relativa entre los años 2003 y 2013 cuando calificaron por el producto interno bruto per cápita. Ellos representaron casi la mitad de los 18 estados que se alzaban en el ranking.

Por el contrario, los estados consumidores de energía fueron más pobres. Ninguno de los 10 estados con los mayores déficits de energía ha mejorado su posición económica relativa desde 2003. Nueve de ellos han caído en el ranking, en algunos casos considerablemente.

Los productores de energía también dominan en términos de aumento de la producción real per cápita en la última década, lo que representa seis de los 10 estados con los mayores aumentos. Pero ninguno de ellos puede rivalizar con Dakota del Norte. Gracias al shale, el Peace Garden State ha sido (por ahora) el mayor ganador, con el aumento del PBI per cápita en más del 67% desde 2003, en comparación con el aumento a nivel nacional de sólo 7%.

El rápido crecimiento de los ingresos ha catapultado a Dakota del Norte hasta la liga de la prosperidad. En 2003, el PBI per cápita del estado estaba en la posición 33 en la nación, con sólo 41.000 dólares. En 2013, el PBI per cápita había aumentado a casi 69.000, poniéndolo en segundo lugar de Alaska. En 2011, el PBI per cápita de Dakota del Norte superó a California por primera vez y en 2013 era más de 18.000 dólares (29%) más alto.

Otros resultados entre los 10 ganadores del PBI desde 2003 incluyen productores de energía de Wyoming (hasta el 24%), Oklahoma (19%), Alaska (18%), Texas (17%) y Arkansas (16%). Entre los estados productores de energía, sólo Colorado cayó en el ranking, por siete lugares del 10 al 17, con un PBI per cápita de crecimiento inferior al 5% desde 2003. Y la revolución de energía pasa por alto Kentucky y West Virginia. Sus economías basadas en el carbón no lograron sacarlos de la privación relativa, dejándolos clasificados en el puesto 43 y 47, respectivamente.

Sería un error dar a entender que la producción de energía ha sido la única causa de éxito y el fracaso entre los estados. Algunos de los mejores performers son economías de pocas industrias y escasamente pobladas, donde el aumento de los precios y la producción de energía podrían levantar fácilmente el PBI per cápita. A este respecto, las enormes ganancias del PBI en Texas son aún más notables. Por el contrario, algunos de los peores resultados, como California y Florida, se encontraban en el centro del boom de la viviendo de alto riesgo y crisis y todavía tienen que recuperarse.

Los estados consumidores de energía neta tienden a tener poblaciones mucho más grandes y las economías más diversificadas que están menos afectadas por la actuación cíclica de cualquier industria única. Y la reciente disminución de los precios energéticos tenderá a cambiar el equilibrio de vuelta de la producción para el consumo de los estados en cierta medida.

Eso se está acumulando a la presión sobre los restantes demócratas electos en los estados productores de energía y dejando el partido luchando en otros lugares con los votantes que se preguntas si está comprometido e crecimiento local y la creación del empleo. Si el Partido Demócrata pierde su control del Senado de Estados Unidos después de las elecciones de mitad de período, una pequeña pero significativa parte de la razón será porque se ha encontrado en el lado equivocado de la revolución energética. El shale ha rehecho el mundo en la última década, sino también está rehaciendo Estados Unidos, la remodelación de los contornos de la economía y la política.

Offnews.info (Argentina)

 


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