Las exportaciones estadounidenses de GNL se reducirán si se intensifica el estrechamiento de márgenes: Bousso

Por Trixie Yap

ExxonMobil planea liquidar a partir de marzo las operaciones en el mayor de sus dos craqueadores de vapor en la isla Jurong de Singapur, cuatro fuentes familiarizadas con el asunto, dijo, parte de una tendencia mundial del sector petroquímico para reducir la capacidad en medio de pérdidas de la industria.

Se espera que el cierre de la planta, inaugurada en 2002, concluya en junio, según dos de las fuentes. Las fuentes pidieron no ser identificadas porque no estaban autorizadas a hablar con los medios de comunicación.

El cierre inminente de la primera planta de craqueo del gigante estadounidense en el centro asiático de comercio de petróleo se produce en un momento en que los productores químicos se enfrentan a las pérdidas derivadas del exceso de capacidad liderado por China, el mayor consumidor mundial de productos petroquímicos utilizados para fabricar productos que van desde plásticos y ropa hasta zapatos y coches.

"Como práctica habitual, no hacemos comentarios sobre rumores o especulaciones del mercado", dijo un portavoz de ExxonMobil en respuesta a las preguntas de Reuters.

La parada prevista se produce después de que Exxon pusiera en marcha a principios de año un nuevo craqueador de vapor en la ciudad de Huizhou, en el sur de China, que puede producir alrededor de 1,6 millones de toneladas anuales de etileno.

En los dos últimos años, Exxon ha reducido gradualmente los volúmenes de contratos a plazo con clientes de Singapur, según otra de las cuatro fuentes.

Los compradores locales probablemente pasarán a comprar a los dos productores de etileno que quedan en Singapur, según los operadores.

Exxon tiene un segundo cracker de 1,1 millones de tpy en Jurong Island, que comenzó a funcionar en 2013.

En Corea del Sur, otro importante centro petroquímico de Asia, también se está produciendo una consolidación del sector .

PLANES PARA DESPUÉS DEL CIERRE

Exxon está considerando comprar materia prima para continuar operando algunas de sus unidades de poliolefinas derivadas después del cierre del cracker, dependiendo de los márgenes, dijo la primera fuente.

"Suponiendo que no se produzcan cambios operativos en su segundo craqueador ni en las unidades derivadas correspondientes, el funcionamiento de las unidades de poliolefinas asociadas al craqueador cerrado requerirá la compra de materia prima", declaró Catherine Tan, directora de análisis químico de ICIS.

"A menos que puedan conseguir precios muy bajos para las olefinas, es poco probable que esto sea económicamente viable a largo plazo", añadió Tan, que espera que Exxon reduzca las importaciones de nafta, la principal materia prima del craqueador, como consecuencia del cierre.

Durante los 11 primeros meses de este año, Exxon importócerca de 1,5 millones de toneladas métricas (13,4 millones de barriles) de nafta, frente a los casi 2,5 millones de toneladas de todo 2024, según datos de la empresa de seguimiento de buques Kpler.

En octubre, Exxon dijo que esperaba recortar entre un 10% y un 15% de su plantilla en Singapur de aquí a 2027. La empresa estadounidense también acordó vender su negocio de venta al por menor de petróleo en la ciudad-estado al indonesio Chandra Asri, copropietario de Aster Chemicals, que gestiona el complejo petroquímico-refinería de Bukom.

En septiembre , sin embargo, Exxon puso en marcha una nueva unidad de refino en su refinería de Singapur de 592.000 barriles diarios (bpd).

Por Ron Bousso

La escalada de los precios del gas natural en Estados Unidos está erosionando los márgenes de beneficio de los productores de GNL del país, una tendencia que podría profundizarse en los próximos años, obligando a reducir las exportaciones a medida que se calienta la competencia mundial.

Los precios del gas Henry Hub de referencia en EE.UU. se dispararon el miércoles asu nivel más alto en tres años, más de 5 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmbtu) para entrega en enero, gracias a la combinación del frío en el noreste deEE.UU. y un fuerte aumento de la demanda de materia prima de las plantas de gas natural licuado (GNL).

Al mismo tiempo, la abundancia mundial de GNL, debida sobre todo a la nueva oferta estadounidense, ha hecho bajar los precios en los grandes centros de demanda de Asia y Europa.

Estados Unidos se convirtió en el mayor exportador mundial de GNL en 2023 , superando a Australia y Qatar. Las exportaciones de sus ocho principales terminales de GNL alcanzaron la cifra récord de 12.000 millones de metros cúbicos (bcm) en noviembre, un 20% más que un año antes, según datos de LSEG.

Europa sintió el mayor impacto en los precios, ya que absorbe el 65% de las exportaciones estadounidenses. Los precios de referencia del gas TTF europeo (TRNLTTFMc1) cayeron por debajo de los 30euros por megavatio hora en los últimos días, alcanzando su nivel más bajo desde abril de 2024 .

El efecto se vio magnificado por la debilidad de las importaciones chinas , que caerán este año a unos 65 millones de toneladas métricas , su nivel más bajo desde 2022, según datos de los analistas de materias primas Kpler.

Como resultado de la dinámica a ambos lados del Atlántico, el diferencial entre los precios Henry Hub y TTF se ha reducido a unos 4,70 dólares por mmbtu, el más estrecho desde abril de 2021, según datos de LSEG.

Esto está reduciendo los márgenes de beneficio de los exportadores estadounidenses de GNL.

"El GNL estadounidense ha logrado márgenes sobresalientes desde finales de 2021, pero esos márgenes han vuelto a niveles más normales ahora que el mercado se ha estabilizado y la nueva capacidad de GNL comienza a entrar en línea", dijo Saul Kavonic, jefe de investigación de energía de MST Marquee.

Estos márgenes corren ahora el riesgo de caer por debajo de los niveles normales. Muchos contratos estadounidenses de exportación de GNL no serán rentables si el diferencial Henry Hub-TTF cae por debajo de 4 dólares por mmbtu. Y si los márgenes caen por debajo de los 2 dólares, que representan los costes de producción de GNL, los operadores tendrán casi con toda seguridad que reducir la producción, según Kavonic.

** El índice energético S&P 500 sube un 1,1% gracias a la subida de los precios del crudo

** Los futuros del crudo Brent suben un 0,79% a 62,93 $/barril y el crudo estadounidense West Texas Intermediate sube un 0,9% a 59,19 $/barril

** Los precios del petróleo suben después de que Rusia dijera que las conversaciones con funcionarios estadounidenses en Moscú no lograron alcanzar un compromiso sobre un posible acuerdo de paz en Ucrania que podría haber aliviado las sanciones a su sector petrolero

** Exxon sube un 1,5% y Chevron sube un 1,1%

** APA Corp , Targa Resources , Conocophillips y EOG Resources suben entre un 2,8% y un 1,2%, entre las mayores ganancias porcentuales del índice

** La empresa de servicios petrolíferos Halliburton sube aproximadamente un 2% y SLB sube un 1,9%

** Phillips 66 sube ligeramente y Valero Energy sube un 1,2%

Por Fabio Teixeira

Las grandes petroleras que operan en Brasil han cerrado filas para oponerse a una propuesta de fusión entre los contratistas de energía Subsea7 y Saipem, y la agencia antimonopolio Cade pidió el viernes a las dos empresas que proporcionaran a su investigación nuevos datos, según muestran documentos públicos vistos por Reuters.

La nueva empresa resultante, que se llamaría Saipem7, tendría una posición lo suficientemente fuerte como para imponer costes adicionales, retrasar proyectos y presionar a algunos clientes para que firmen contratos exclusivos a largo plazo, dijo el grupo de la industria petrolera brasileña IBP en una presentación de noviembre al Cade.

El viernes, semanas después de recibir el comentario de IBP, que representa a las grandes petroleras de Brasil, el Cade pidió a ambas empresas más datos, alegando que carecía de la información necesaria para analizar la fusión propuesta.

En declaraciones separadas a Reuters, tanto Subsea7 como Saipem dijeron que estaban colaborando con el Cade y con las autoridades pertinentes de acuerdo con los términos de su acuerdo de fusión presentado en julio.

IBP declinó hacer comentarios y Cade remitió a Reuters a documentos públicos.

Si se hace realidad, el grupo combinado tendrá una cartera de pedidos de 43.000 millones de euros (49.900 millones de dólares), unos ingresos de unos 21.000 millones de euros y unos beneficios básicos de más de 2.000 millones de euros, dijeron las empresas en su declaración de fusión de julio.

PROBLEMAS DE COMPETENCIA

Además de la declaración de IBP, la francesa TotalEnergies presentó un estudio en el que enumeraba las repercusiones de la fusión. En él se afirmaba que ninguna medida podría neutralizar los problemas de competencia relacionados con el posible dominio de Saipem7 en el sector de los umbilicales, tubos ascendentes y líneas de flujo submarinas, los denominados proyectos SURF. Exxon Mobil también había expresado su preocupación en este ámbito.

Según Total, Saipem7 controlaría ocho de los 12 buques que hay en el mundo capaces de ejecutar determinados proyectos SURF en aguas profundas o en condiciones meteorológicas adversas. También expresó su preocupación por el dominio en áreas potenciales de crecimiento para las empresas energéticas, como los servicios de desmantelamiento y la energía eólica marina.

Total no respondió a la solicitud de comentarios.

Durante una conferencia sobre resultados celebrada el 20 de noviembre, el consejero delegado de Subsea7, John Evans, dijo que esperaba que la fusión concluyera en la segunda mitad de 2026. Evans dijo que Cade estaba siguiendo "los pasos que esperábamos que siguiera".

El análisis de Cade fue solicitado por Exxon, la petrolera estatal brasileña Petrobras y el proveedor rival de servicios petroleros TechnipFMC en septiembre , y las empresas pedían que se bloqueara la operación o se impusieran remedios como la venta de activos para preservar la competencia en Brasil.

Además de recibir comentarios del IBP, las principales empresas y compañías de servicios petroleros, los documentos muestran que funcionarios del Cade se han reunido con funcionarios de EEUU, Mozambique y el Reino Unido, que recientemente aprobaron la fusión.

(1 dólar = 0,8626 euros)

** El índice energético S&P 500 cae un 1,6% por la bajada de los precios del petróleo

** El crudo Brent baja un 0,6% a 62,79 $/barril y los futuros del crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) bajan un 0,6% a 58,96 $/barril

** Los precios del petróleo caen mientras los operadores sopesan los riesgos de los ataques de aviones no tripulados ucranianos a instalaciones energéticas rusas y la preocupación por el exceso de oferta

** Las grandes petroleras Exxon Mobil bajó un 1,3% y Chevron bajó un ~2%

** Valero Energy , Marathon Petroleum , SLB y Baker Hughes caen entre un 2,1% y un 3%; entre los mayores descensos porcentuales del índice energético

** La refinería Phillips 66 pierde un 2,1%

Por Ahmed Rasheed y Aref Mohammed

Exxon Mobil habló con el Ministerio del Petróleo iraquí para expresar su interés en comprar la participación mayoritaria de la empresa rusa Lukoil en el gigantesco yacimiento petrolífero West Qurna 2, dijeron a Reuters cinco fuentes oficiales iraquíes con conocimiento directo del asunto.

Lukoil está tratando de vender sus activos internacionales después de que Estados Unidos impuso sanciones a la empresa, y el movimiento de Exxon marcaría una importante expansión de la empresa estadounidense a Irak, mientras Moscú trata de deshacerse de activos energéticos.

Exxon no quiso hacer comentarios, mientras que Lukoil no respondió a la petición de Reuters.

El Tesoro de Estados Unidos autorizó a los posibles compradores a hablar con Lukoil hasta el 13 de diciembre, pero necesitarán aprobación para acuerdos específicos.

Reuters informó el mes pasado que Exxon se había unido a Chevron en la consideración de opciones para comprar partes de la cartera de Lukoil.

El mayor activo extranjero de Lukoil es una participación operativa del 75% en el yacimiento petrolífero iraquí West Qurna 2, uno de los mayores del mundo con una producción de unos 470.000 barriles por día. El yacimiento representa alrededor del 0,5% del suministro mundial de petróleo y el 9% de la producción total de Irak, segundo productor de la OPEP tras Arabia Saudita.

Lukoil ha declarado fuerza mayor en el yacimiento después de que Irak interrumpió los pagos en efectivo y en crudo a la empresa.