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06/05/2014 | Análisis: Los activos del shale norteamericano en la expansión de las casas de trading

De Nuestra Redacción

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".

Offnews.info (Argentina)

 



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