La oferta de 2.200 millones de dólares de Chesapeake Energy por Vine Energy es la última apuesta de los grandes productores de gas natural de Estados Unidos por el futuro del mercado de la costa del Golfo de México, lo que supone un cambio de rumbo respecto al noreste del país, donde los gasoductos son limitados.
La adquisición de Vine por parte de Chesapeake casi triplicará la producción de la empresa en el shale de Haynesville, una prolífica formación de gas que se encuentra en el este de Texas y el norte de Luisiana. La empresa combinada dispondrá de 1,6 Bcf/d (45 millones de m³) de producción de Haynesville, todo lo cual puede acabar encontrando un hogar en la cercana costa del Golfo, dijo Chesapeake esta semana. Estos suministros pueden alimentar la demanda industrial y las terminales de exportación de GNL de Estados Unidos.
La operación, que debería cerrarse en el cuarto trimestre de este año, sigue a la oferta de 2.700 millones de dólares de Southwestern Energy por el productor privado de Haynesville Indigo Natural Resources. Southwestern, un productor de los Apalaches, se haría con una posición en Haynesville, diversificando sus activos y aumentando su acceso a los mercados de la costa del Golfo. Se espera que la operación se cierre a finales de este mes.
Estas operaciones ponen de manifiesto el renovado interés por Haynesville, ya que los precios del gas en el mercado Nymex se han recuperado desde los mínimos del año pasado y las exportaciones de GNL estadounidense han aumentado. También pone de manifiesto la prolongada frustración de los reguladores en el noreste de EE.UU., donde se encuentra el esquisto Marcellus, el mayor yacimiento de gas de EE.UU. por volumen.
«El próximo movimiento estratégico de los productores de gas estadounidenses es la costa del Golfo», afirmó Scott Hanold, analista de RBC Capital Markets. La región cuenta con precios más sólidos, abundante capacidad de gasoductos y menos fricciones regulatorias, señaló.
Mercado premium
El apetito por el gas natural en la costa del Golfo de EE.UU. está creciendo a medida que la actividad económica se recupera de las profundidades de la pandemia de Covid-19. El fuerte aumento de los precios del gas este año se ha visto impulsado en parte por las exportaciones de GNL estadounidense, que en su mayoría salen del Golfo.
Los precios del gas natural a corto plazo superaron los 4 dólares/mmBtu este verano, los más altos en más de dos años, tras languidecer por debajo de los 2 dólares/mmBtu.
Las exportaciones de GNL de EE.UU. alcanzaron máximos históricos durante la primera mitad de este año, ya que el clima frío impulsó la demanda en Asia y Europa y las restricciones destinadas a frenar la propagación de Covid-19 se suavizaron.Las exportaciones de GNL promediaron 9,6 Bcf/d durante los primeros seis meses de 2021, un 42pc más que en el mismo período de 2020, según el Departamento de Energía de EE.UU..
En cambio, la demanda de gas de los Apalaches disminuye fuera de los meses de invierno debido al clima templado. Los precios del gas natural al contado en la Columbia Gulf Mainline, un indicador del precio de la producción de Haynesville, se han negociado en lo que va de mes a un precio medio de 3,78 dólares/mmBtu, es decir, unos 20 céntimos/mmBtu más que el gas de la Leidy Line de Transcontinental Gas, un indicador de la producción de Marcellus en el noreste de Pensilvania. Los precios en el noreste recibieron un impulso este verano debido a los bajos inventarios de gas en EE.UU. y al mantenimiento regional. El verano pasado, Columbia Gulf tenía una prima de 40¢ /mmBtu con respecto al índice Leidy Line.
Vientos en contra del noreste
Los precios de la producción del noreste podrían enfrentarse a más vientos en contra por las limitaciones de capacidad. Chesapeake declaró esta semana que su capacidad para aumentar la producción en esa zona estaba limitada por la disponibilidad de oleoductos.
A principios de este mes, las empresas que están detrás del gasoducto PennEast, de 1.000 millones de pies cúbicos al día, declararon que estaban cancelando la mayor parte de su inversión en el proyecto debido a los retrasos y a la incertidumbre sobre los permisos. Dominion Energy y Duke Energy, promotores del proyecto de gasoducto de la Costa Atlántica de 1,4 bcf/d, ya cancelaron ese proyecto en junio de 2020 después de que los retrasos en la obtención de permisos hicieran aumentar los costes de construcción.
El año pasado, la empresa de gasoductos Williams suspendió sus planes de construir el proyecto Northeast Supply Enhancement, de 1.000 millones de dólares, que llevaría 400 millones de pies cúbicos por día a la ciudad de Nueva York, después de que Nueva York y Nueva Jersey denegaran los permisos de agua necesarios. La próxima gran ampliación de la capacidad de captación del noreste, el gasoducto de 2 Bcf/d de Mountain Valley, está previsto que entre en servicio en el verano de 2022, mucho más allá de su objetivo inicial de 2018.
La perforación en Haynesville, por su parte, ha aumentado. Haynesville cuenta con aproximadamente la mitad de los equipos de perforación de gas en funcionamiento en EE.UU. y más que cualquier otro yacimiento de gas de EE.UU., incluido el gigantesco shale Marcellus.
Noticia tomada de: Argus Media / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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