Las empresas que aprovechan el auge del GNL en Estados Unidos
- Si bien la capacidad de los oleoductos en los EE. UU. actualmente excede la producción, los mercados de GNL y gas natural en auge del país significan que la demanda de infraestructura se está disparando.
- Se prevé que Estados Unidos se convierta en el mayor exportador mundial de GNL este año, y se necesitarán nuevas terminales de GNL y gasoductos de gas natural para continuar con este crecimiento.
- Casi todas las empresas intermedias en los EE. UU. están compitiendo para aprovechar esta oportunidad, con nuevos proyectos en línea y decisiones finales de inversión que se están tomando.
En los últimos años, docenas de empresas de midstream de EE. UU. han puesto la mira en los oleoductos y terminales de exportación de gas natural a medida que los mercados de gas natural y GNL de EE. UU. explotan mientras que la capacidad de los oleoductos de crudo sigue superando la producción.
Se espera que los proyectos de gas natural sean el sector de gasoductos de más rápido crecimiento a medida que aumenta la producción y los transportistas encuentran nuevos clientes en Europa y Asia. Ahora, como dicen los analistas a Reuters, se trata de aumentar la capacidad de EE. UU. y agregar nuevas tuberías para transportar gas natural a las terminales de exportación de GNL.
" Todo el mundo prácticamente ha renunciado a hacer otro oleoducto de larga distancia en cualquier lugar fuera de Texas y, tal vez, de Luisiana ", dijo a Reuters Bradley Olsen, gerente principal de cartera para la estrategia de infraestructura de midstream de Recurrent Investment Advisors.
La demanda de gas natural de Europa se ha disparado a medida que la UE intenta reducir su dependencia del gas natural ruso tras la invasión de Ucrania. Europa ha desplazado a Asia como principal destino del GNL de EE. UU. y ahora recibe el 65 % de las exportaciones totales . La UE se comprometió a reducir su consumo de gas natural ruso en casi dos tercios antes de fin de año, mientras que Lituania, Letonia y Estonia se comprometieron a eliminar por completo las importaciones de gas ruso.
La crisis del gas en Europa solo se ha profundizado después de que Rusia cortó el suministro de gas a Polonia y Bulgaria , aparentemente por no pagar el gas en rublos, lo que disparó los precios del gas en Europa. La medida marca un aumento de las tensiones y podría reducir los suministros a Europa, ya que muchos oleoductos pasan por Polonia en ruta hacia el resto del continente. Además de los problemas de suministro, el oleoducto Nord Stream 1 de Rusia que abastece a Alemania se ha desconectado para el mantenimiento programado. Si bien reanudó parcialmente sus operaciones el 21 de julio, Europa temía que pudiera retrasarse por influencia política.
No es sorprendente que Europa se haya convertido en el principal importador de GNL de EE. UU., absorbiendo alrededor del 65% de las exportaciones de EE. UU.
La Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) ha pronosticado que Estados Unidos superará a Australia y Qatar para convertirse en el principal exportador de GNL del mundo este año, y las exportaciones de GNL continuarán liderando el crecimiento de las exportaciones de gas natural de EE. UU. y promediarán 12,200 millones de pies cúbicos por día. (Bcf/d) en 2022. Actualmente, Estados Unidos ocupa el segundo lugar en el mundo en exportaciones de gas natural, solo por detrás de Rusia.
Según la EIA, las exportaciones anuales de GNL de EE. UU. aumentarán en 2,4 Bcf/d en 2022 y 0,5 Bcf/d en 2023. El organismo de control energético ha pronosticado que las exportaciones de gas natural por gasoducto a México y Canadá aumentarán ligeramente, en 0,3 Bcf/d. /d en 2022 y en 0,4 Bcf/d en 2023, gracias a más exportaciones a México.
A diferencia del gas natural, la capacidad de los oleoductos de crudo sigue superando con creces la producción. Actualmente, hay ~8 millones de barriles por día de capacidad en el oleoducto de crudo de Permian, significativamente más que los 5,5 millones de bpd de producción, según cifras de EIA y Morningstar.
Proyectos de Gas Natural y GNL
La Cuenca Pérmica fundamental se está preparando para desencadenar un torrente de gas y proyectos de gas para satisfacer la creciente demanda de GNL y gas natural, justo a tiempo, dado que se espera que la limitada capacidad de extracción comience a sentirse con fuerza en 2023, lo que podría conducir a precios negativos. en la cuenca
Energy Transfer LP (NYSE: ET) busca construir el próximo gran gasoducto para transportar la producción de gas natural desde la Cuenca Pérmica. Energy Transfer también comenzó a construir el gasoducto Gulf Run en Luisiana para transportar gas desde Haynesville Shale en Texas, Arkansas y Luisiana hasta la costa del Golfo.
Se espera que Energy Transfer informe las ganancias del segundo trimestre el 3 de agosto de 2022. El pronóstico de EPS de consenso para el trimestre, basado en cinco analistas según Zacks Investment Research, es de $ 0,28 en comparación con $ 0,20 para el período correspondiente del año pasado.
En mayo, un consorcio de empresas de petróleo y gas natural, a saber, WhiteWater Midstream LLC , EnLink Midstream (NYSE:ENLC), Devon Energy Corp. (NYSE: DVN) y MPLX LP (NYSE: MPlX) anunciaron que habían alcanzado un decisión final de inversión (FID) para seguir adelante con la construcción del oleoducto Matterhorn Express después de haber obtenido suficientes acuerdos de transporte firmes con los transportistas.
Según el comunicado de prensa, " El gasoducto Matterhorn Express ha sido diseñado para transportar hasta 2,500 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) de gas natural a través de aproximadamente 490 millas de gasoducto de 42 pulgadas desde Waha, Texas, hasta el área de Katy. cerca de Houston, Texas. El suministro para el oleoducto Matterhorn Express se obtendrá de múltiples conexiones aguas arriba en la Cuenca Pérmica, incluidas las conexiones directas a las instalaciones de procesamiento en la Cuenca Midland a través de un lateral de aproximadamente 75 millas, así como una conexión directa a la 3.2 Bcf/d Agua Blanca Pipeline, una empresa conjunta entre WhiteWater y MPLX".
Se espera que Matterhorn esté en servicio en la segunda mitad de 2024, en espera de las aprobaciones regulatorias.
El director ejecutivo de WhiteWater, Christer Rundlof, promocionó la asociación de la compañía con las tres compañías de gasoductos para desarrollar " transporte de gas incremental fuera de la Cuenca Pérmica a medida que la producción continúa creciendo en el oeste de Texas ". Rundlof dice que Matterhorn brindará " acceso al mercado premium con una flexibilidad superior para los transportistas de Permian Basin mientras desempeña un papel fundamental en la minimización de los volúmenes quemados ".
Matterhorn se une a una lista creciente de proyectos de oleoductos diseñados para capturar volúmenes crecientes de suministro de Permian para enviar a los mercados aguas abajo.
A principios de este mes, WhiteWater reveló planes para ampliar la capacidad del oleoducto Whistler en alrededor de 0,5 Bcf/d, a 2,5 Bcf/d, con tres nuevas estaciones compresoras.
Fuente: Inteligencia de Gas Natural
Aunque las empresas no han divulgado las estimaciones de costos e ingresos del Matterhorn, es probable que un proyecto de esa magnitud proporcione años de flujos de efectivo predecibles a estos productores, que, dicho sea de paso, son todos pagadores de altos dividendos.
Devon, con sede en Oklahoma, uno de los principales productores de Permian , dijo recientemente que espera que la producción de Permian alcance casi 600.000 boe/d en el segundo trimestre. El nuevo oleoducto ayudará a respaldar a la empresa a medida que aumenta su producción en el Pérmico en los próximos años. Las acciones de DVN actualmente rinden (Fwd) 7.3% y han regresado 54.3% hasta la fecha.
MPLX tiene varios otros proyectos de expansión en construcción. La compañía dice que espera terminar la construcción de dos plantas de procesamiento este año, y recientemente llegó a una decisión final de inversión para expandir su Whistler Pipeline. Las acciones de MPLX rinden un jugoso 9,2% (Fwd), pero las acciones solo han logrado un rendimiento del 2,1% YTD.
Se espera que Devon Energy informe las ganancias del segundo trimestre de 2022 el 1 de agosto de 2022. Se espera que la empresa informe un BPA de $2,29, lo que representa un crecimiento interanual del 281,67 %. Enlink informará el 3 de agosto de 2022 con un EPS de consenso de $ 0,06 frente a -0,04 $ para el trimestre comparable del año pasado, mientras que se espera que MPLX LP lo haga el 2 de agosto de 2022, por lo que tiene un EPS de consenso de $ 0,82 en comparación con $ 0,66 por año. atrás.
Mientras tanto, el flujo de efectivo de EnLink ha estado aumentando gracias a los precios más altos de las materias primas. La compañía ha aumentado su rango de gasto de capital de $230 millones-$260 millones hasta $280 millones-$310 millones, lo que debería impulsar el crecimiento a corto plazo.
En mayo, la subsidiaria de Kinder Morgan Inc. (NYSE: KMI) lanzó una temporada abierta para medir el interés de los transportistas en la expansión del oleoducto Gulf Coast Express (GCX) de 2,0 Bcf/d .
Mientras tanto, KMI ya ha completado una temporada abierta vinculante para el Permian Highway Pipeline (PHP), con un transportista base ya instalado para la mitad de la capacidad de expansión planificada de 650 MMcf/d.
El miércoles, KMI informó un EPS no GAAP del segundo trimestre de $ 0,27, superando en $ 0,01; GAAP EPS de $ 0.28 estuvo en línea mientras que los ingresos de $ 5.15B (+63.5% Y/Y) superaron $ 1.34B.
Para el año fiscal 2022 completo, KMI espera generar ingresos netos de $2500 millones y declarar dividendos de $1,11 por acción, un aumento del 3 % con respecto a los dividendos declarados de 2021.
En el espacio de GNL, en mayo, el Departamento de Energía de EE. UU. autorizó exportaciones adicionales de GNL desde la Terminal de GNL Golden Pass en Texas y la Terminal de GNL Magnolia en Luisiana, ya que EE. UU. busca impulsar las exportaciones de GNL a Europa.
De propiedad conjunta de Exxon Mobil (NYSE: XOM) y Qatar Petroleum , se espera que el proyecto de exportación de GNL Golden Pass de $ 10 mil millones esté operativo en 2024, mientras que Magnolia LNG, propiedad de Glenfarne Group, estará en línea en 2026. Se espera que las dos terminales para producir más de 3Bcf/día de gas natural, aunque Magnolia aún no ha firmado contratos con los clientes.
Anteriormente, los desarrolladores estadounidenses de GNL no estaban dispuestos a construir instalaciones de licuefacción autofinanciadas que no estuvieran garantizadas por contratos a largo plazo de países europeos. Sin embargo, la guerra de Ucrania ha expuesto el punto débil de Europa y la dura realidad está obligando a repensar sus sistemas energéticos. A saber, Alemania, Finlandia, Letonia y Estonia expresaron recientemente el deseo de avanzar con nuevas terminales de importación de GNL.
Está previsto que Exxon informe las ganancias del segundo trimestre el 29 de julio, por lo que se espera que la compañía petrolera independiente más grande de los Estados Unidos publique un BPA de 3,41 dólares por acción, lo que refleja un aumento interanual del 210%.
En mayo, el Departamento de Energía aprobó permisos ampliados para la terminal Sabine Pass de Cheniere Energy (NYSE: LNG) en Luisiana y su planta de Corpus Christi en Texas. Las aprobaciones permiten a las terminales exportar el equivalente a 720 millones de pies cúbicos de GNL por día a cualquier país con el que Estados Unidos no tenga un tratado de libre comercio, incluida toda Europa. Cheniere dice que las instalaciones ya están produciendo más gas del que cubrían los permisos de exportación anteriores.
Se espera que Cheniere informe las ganancias del segundo trimestre el 4 de agosto, y se espera que el EPS registre $ 2,76, lo que representa un aumento interanual del 411,11 %.
Por Alex Kimani para Oilprice.com
No hay comentarios:
Publicar un comentario