La Turchia prolunga le importazioni di gas russo per un anno, mentre progetta investimenti negli Stati Uniti

di Ron Bousso

L'impennata dei prezzi del gas naturale negli Stati Uniti sta erodendo i margini di profitto dei produttori nazionali di GNL, una tendenza che potrebbe accentuarsi nei prossimi anni, costringendo le esportazioni a diminuire a causa dell'intensificarsi della concorrenza globale.

I prezzi del gas Henry Hub di riferimento negli Stati Uniti sono saliti mercoledì al livello più altodegli ultimi tre anni, superando i 5 dollari per milione di unità termiche britanniche (mmbtu) per la consegna di gennaio, grazie alla combinazione di freddo nel Nord-Estdegli Stati Uniti e di un forte aumento della domanda di materie prime da parte degli impianti di gas naturale liquefatto (LNG).

Allo stesso tempo, l'abbondanza di GNL a livello mondiale, dovuta soprattutto alle nuove forniture statunitensi, ha fatto scendere i prezzi nei grandi centri di domanda in Asia e in Europa.

Gli Stati Uniti sono diventati il più grande esportatore di GNL al mondo nel 2023 , superando Australia e Qatar. Le esportazioni dai suoi otto principali terminali di GNL hanno raggiunto un record 12 miliardi di metri cubi (bcm) a novembre, con un aumento del 20% rispetto all'anno precedente, secondo i dati LSEG.

L'Europa ha subito il maggiore impatto sui prezzi, poiché assorbe il 65% delle esportazioni statunitensi. I prezzi di riferimento del gas TTF europeo (TRNLTTFMc1) sono scesi sotto i 30euro per megawattora negli ultimi giorni, toccando il minimo da aprile 2024 .

L'effetto è stato amplificato dall'indebolimento delle importazioni cinesi , che quest'anno scenderanno a circa 65 milioni di tonnellate metriche , il minimo dal 2022, secondo i dati degli analisti di materie prime Kpler.

Come risultato delle dinamiche su entrambe le sponde dell'Atlantico, lo spread tra i prezzi Henry Hub e TTF si è ridotto a circa 4,70 dollari per mmbtu, il valore più basso dall'aprile 2021, secondo i dati LSEG.

Questo sta comprimendo i margini di profitto degli esportatori di GNL statunitensi.

"Il GNL statunitense ha realizzato margini eccezionali dalla fine del 2021, ma questi margini sono tornati a livelli più normali ora che il mercato si è stabilizzato e la nuova capacità di GNL sta entrando in funzione", ha detto Saul Kavonic, responsabile della ricerca energetica di MST Marquee.

Questi margini rischiano ora di scendere al di sotto dei livelli normali. Molti contratti di esportazione di GNL negli Stati Uniti non saranno più remunerativi se lo spread Henry Hub-TTF scenderà sotto i 4 dollari per mmbtu. E se i margini scendono sotto i 2 dollari, che rappresentano i costi di produzione del GNL, gli operatori dovranno quasi certamente ridurre la produzione, secondo Kavonic.

di Ron Bousso

L'impennata dei prezzi del gas naturale negli Stati Uniti sta erodendo i margini di profitto dei produttori nazionali di GNL, una tendenza che potrebbe accentuarsi nei prossimi anni, costringendo le esportazioni a diminuire a causa del riscaldamento della concorrenza globale.

I prezzi del gas Henry Hub di riferimento negli Stati Uniti sono saliti *MERCOLEDì al livello più altodegli ultimi tre anni, superando i 5 dollari per milione di unità termiche britanniche (mmbtu) per la consegna di gennaio, grazie alla combinazione di freddo nel Nord-Estdegli Stati Uniti e di un forte aumento della domanda di materie prime da parte degli impianti di gas naturale liquefatto (LNG).

Allo stesso tempo, l'abbondanza di GNL a livello mondiale, dovuta soprattutto alle nuove forniture statunitensi, ha fatto scendere i prezzi nei grandi centri di domanda in Asia e in Europa.

Gli Stati Uniti sono diventati il più grande esportatore di GNL al mondo nel 2023 , superando Australia e Qatar. Le esportazioni dai suoi otto principali terminali di GNL hanno raggiunto un record 12 miliardi di metri cubi (bcm) a novembre, con un aumento del 20% rispetto all'anno precedente, secondo i dati LSEG.

L'Europa ha subito il maggiore impatto sui prezzi, poiché assorbe il 65% delle esportazioni statunitensi. I prezzi di riferimento del gas TTF europeo (TRNLTTFMc1) sono scesi sotto i 30euro per megawattora negli ultimi giorni, toccando il minimo da aprile 2024 .

L'effetto è stato amplificato dall'indebolimento delle importazioni cinesi , che quest'anno scenderanno a circa 65 milioni di tonnellate , il minimo dal 2022, secondo i dati dell'analista di materie prime Kpler.

Come risultato delle dinamiche su entrambe le sponde dell'Atlantico, lo spread tra i prezzi Henry Hub e TTF si è ridotto a circa 4,70 dollari per mmbtu, il valore più basso dall'aprile 2021, secondo i dati LSEG.

Questo sta comprimendo i margini di profitto degli esportatori di GNL statunitensi.

"Il GNL statunitense ha realizzato margini eccezionali dalla fine del 2021, ma questi margini sono tornati a livelli più normali ora che il mercato si è stabilizzato e la nuova capacità di GNL inizia ad essere online", ha detto Saul Kavonic, responsabile della ricerca energetica di MST Marquee.

Questi margini rischiano ora di scendere al di sotto dei livelli normali. Molti contratti di esportazione di GNL negli Stati Uniti non saranno più remunerativi se lo spread Henry Hub-TTF scenderà sotto i 4 dollari per mmbtu. E se i margini scendono sotto i 2 dollari, che rappresentano i costi di produzione del GNL, gli operatori dovranno quasi certamente ridurre la produzione, secondo Kavonic.

di Sheila Dang

Chevron ha detto mercoledì che la spesa in conto capitale per il 2026 sarà compresa tra 18 e 19 miliardi di dollari, in quanto la major petrolifera si concentra sulla produzione negli Stati Uniti e sugli investimenti legati a una partecipazione petrolifera recentemente acquisita in Guyana.

L'intervallo si colloca al limite inferiore delle precedenti indicazioni, che prevedevano investimenti annuali tra i 18 e i 21 miliardi di dollari fino al 2030. Il mese scorso, il secondo produttore di petrolio statunitense ha delineato un piano per ridurre i costi, operare in modo più efficiente e aumentare i rendimenti per gli investitori fino alla fine del decennio.

"Il nostro programma di capitale per il 2026 si concentra sulle opportunità a più alto rendimento, mantenendo la disciplina e migliorando l'efficienza, consentendoci di aumentare il flusso di cassa e gli utili", ha detto in un comunicato l'amministratore delegato di Chevron Mike Wirth.

Circa 17 miliardi di dollari saranno spesi per l'upstream, di cui circa 9 miliardi sono destinati agli Stati Uniti. Chevron ha detto che prevede di spendere 6 miliardi di dollari per lo scisto americano e prevede di produrre più di 2 milioni di barili di petrolio equivalente al giorno da questo Paese l'anno prossimo.

La spesa per la produzione offshore ammonterà a circa 7 miliardi di dollari per sostenere la Guyana, i progetti nel Mediterraneo orientale e la produzione del Golfo del Messico.

La spesa per il downstream sarà di circa 1 miliardo di dollari, leggermente inferiore rispetto a quest'anno.

A luglio Chevron ha chiuso l'acquisizione di Hess per 55 miliardi di dollari: l'asset principale è una partecipazione del 30% nel prolifico blocco di Stabroek in Guyana. L'operazione ha comportato anche l'acquisizione di nuovi asset nella formazione di scisto Bakken negli Stati Uniti.

di Marianna Parraga

Le esportazioni di petrolio del Venezuela sono aumentate leggermente a circa 921.000 barili al giorno (bpd) nel mese di novembre, la terza media mensile più alta di quest'anno, poiché il Paese ha utilizzato più diluenti per produrre gradi esportabili, secondo i dati e i documenti di spedizione.

Il produttore OPEC è sottoposto a crescenti pressioni politiche da parte degli Stati Uniti, che hanno colpito una serie di presunte imbarcazioni per il traffico di droga nei Caraibi e minacciato di estendere le operazioni militari a obiettivi terrestri nel Paese sudamericano.

Il mese scorso, un vasto incendio in un impianto di raffinazione del petrolio, che ha costretto a chiudere la struttura, sta limitando la capacità della compagnia di Stato PDVSA di produrre greggio raffinato.

Tuttavia, PDVSA ha recentemente aumentato le importazioni di nafta da utilizzare come diluente per la sua produzione di petrolio extra pesante e per produrre benzina per la distribuzione interna, il che ha aiutato il Paese a evitare un calo delle esportazioni a novembre, come dimostrano i documenti della società.

Secondo i dati, basati sui movimenti delle navi cisterna, il mese scorso le esportazioni venezuelane di greggio e carburante sono state superiori del 3% rispetto a ottobre, ma inferiori del 5% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

La principale destinazione del petrolio del Paese è stata ancora una volta la Cina, che ha ricevuto circa l'80% delle esportazioni totali, pari a circa 746.000 bpd.

Il Venezuela ha aumentato le esportazioni di petrolio verso gli Stati Uniti, effettuate dalla Chevron , partner della PDVSA, a circa 150.000 bpd, rispetto ai 128.000 bpd di ottobre. L'alleato politico Cuba ha ricevuto circa 24.000 bpd di greggio venezuelano, benzina e carburante per aerei.

Anche le esportazioni di sottoprodotti petroliferi e prodotti petrolchimici della nazione sono aumentate a circa 277.000 tonnellate metriche dalle 195.000 tonnellate di ottobre, secondo i dati.

** L'indice energetico S&P 500.SPNY sale dell'1,1% grazie all'aumento dei prezzi del greggio

** I futures del Brent LCOc1 salgono dello 0,79% a 62,93 $/barile e quelli del West Texas Intermediate CLc1 salgono dello 0,9% a 59,19 $/barile

** I prezzi del petrolio salgono dopo che la Russia ha detto che i colloqui con i funzionari statunitensi a Mosca non sono riusciti a raggiungere un compromesso su un potenziale accordo di pace con l'Ucraina che avrebbe potuto alleggerire le sanzioni sul suo settore petrolifero

** Le principali società petrolifere e del gas EXXON XOM.N sale dell'1,5% e CHEVRON CVX.N sale dell'1,1%

** APA CORP APA.O, TARGA RESOURCES TRGP.N, CONOCOPHILLIPS COP.N e EOG RESOURCES EOG.N salgono tra il 2,8% e l'1,2% - tra i maggiori guadagnatori percentuali dell'indice

** La società di servizi petroliferi HALLIBURTON HAL.N sale del 2% e SLB SLB.N dell'1,9%

** I raffinatori PHILLIPS 66 PSX.N salgono marginalmente e VALERO ENERGY VLO.N sale dell'1,2%

di Fabio Teixeira

Le major petrolifere operanti in Brasile hanno serrato i ranghi per opporsi alla proposta di fusione tra le società appaltatrici di servizi energetici Subsea7 e Saipem, e l'agenzia antitrust Cade ha chiesto alle due società di fornire alla sua indagine nuovi dati venerdì, come risulta da documenti pubblici visionati da Reuters.

La nuova società risultante, che si chiamerà Saipem7, avrebbe una posizione abbastanza forte da imporre costi aggiuntivi, ritardare i progetti e fare pressione su alcuni clienti per ottenere contratti esclusivi a lungo termine, ha affermato il gruppo brasiliano dell'industria petrolifera IBP in un documento presentato a novembre al Cade.

Venerdì scorso, settimane dopo aver ricevuto il commento di IBP, che rappresenta le major petrolifere in Brasile, il Cade ha chiesto a entrambe le aziende ulteriori dati, affermando di non disporre delle informazioni necessarie per l'analisi della fusione proposta.

In dichiarazioni separate rilasciate a Reuters, sia Subsea7 che Saipem hanno affermato di essere in contatto con il Cade e con le autorità competenti, in linea con i termini del loro accordo di fusione depositato a luglio.

IBP ha rifiutato di commentare e Cade ha rimandato Reuters a documenti pubblici.

Se realizzato, il gruppo combinato avrà un portafoglio ordini di 43 miliardi di euro (49,9 miliardi di dollari), un ricavi di circa 21 miliardi di euro e un utile di base di oltre 2 miliardi di euro, hanno detto le società nella loro dichiarazione di fusione di luglio.

PREOCCUPAZIONI PER LA CONCORRENZA

Oltre alla presentazione di IBP, la francese TotalEnergies ha presentato uno studio che elenca gli impatti della fusione. Secondo questo studio, nessuna misura potrebbe neutralizzare i timori della concorrenza riguardo al potenziale dominio di Saipem7 nel settore dei cavi sottomarini, dei riser e delle linee di flusso - i cosiddetti progetti SURF. Anche Exxon Mobil aveva sollevato preoccupazioni in questo settore.

Secondo la documentazione presentata da Total, Saipem7 controllerebbe otto delle 12 navi al mondo in grado di eseguire determinati progetti SURF in acque profonde o in condizioni meteorologiche avverse. Ha inoltre sollevato preoccupazioni circa la posizione dominante in potenziali aree di crescita per le imprese del settore energetico, come i servizi di smantellamento e l'energia eolica offshore.

Total non ha risposto a una richiesta di commento.

Durante una conferenza stampa del 20 novembre, l'amministratore delegato di Subsea7, John Evans, ha detto di aspettarsi che la fusione si concluda entro la seconda metà del 2026. Evans ha detto che Cade sta seguendo "i passi che ci aspettavamo"

L'analisi del Cade è stata richiesta da Exxon, dall'azienda petrolifera statale brasiliana Petrobras e dal fornitore di servizi petroliferi rivale TechnipFMC nel settembre , con la richiesta di bloccare l'operazione o di imporre rimedi come la vendita di asset per preservare la concorrenza in Brasile.

Oltre a ricevere i commenti dell'IBP, delle principali aziende e delle società di servizi petroliferi, i documenti mostrano che i funzionari del Cade hanno incontrato i funzionari degli Stati Uniti, del Mozambico e del Regno Unito, che hanno recentemente approvato la fusione.

(1 dollaro = 0,8626 euro)