EE.UU. inversiones en shale en alza

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El área no convencional Marcellus dio un salto en su actividad después de la caída verificada en 2015. Las fusiones y adquisiciones mundiales de petróleo y gas ascendieron a u$s 136.000 millones en 2016, de acuerdo con la evaluación global de Evaluate Energy.

Un área que registró un salto en actividad fue la estadounidense Marcellus concentrada en su shale, donde se invirtió en activos y adquisiciones corporativas cerca de ocho veces más en 2016 que en 2015.

La formación de Marcellus, que atraviesa el norte de los Appalaches, principalmente en Pennsylvania, West Virginia, Nueva York y Ohio, se considera el segundo mayor  yacimiento de gas natural del mundo, después de Northfield en Qatar e Irán. Marcellus abarca aproximadamente 247.000 km2 con un estimado de 500 billones de pies cúbicos de gas natural, de los cuales 50 billones de pies cúbicos son recuperables utilizando la tecnología actual.

En 2015, la industria de shale de los Estados Unidos fue una de las principales víctimas de la caída del precio del petróleo, sufriendo una declinación del 75 % en los gastos de adquisición y adquisición interanual, en u$s 13.000 millones. Esta cantidad fue la menor de M&A registrada en los Estados Unidos desde el año 2009.

Pero gracias a una reorganización de las carteras de sus activos en 2016 las inversiones ,fuera de la cuenca,  de Permian  hacia Marcellus Shale, fue lo que llevó al resurgimiento de los acuerdos así como a la producción de gas natural.

El gasto de M&A en la industria de shale se recuperó  u$s 48 mil millones durante 2016, lo que representa un aumento de 269 % año tras año. Muchos de los jugadores estaban ansiosos por tomar ventaja de otras compañías al darse cuenta de que sus respectivas posiciones respecto a Marcellus eran activos no específicos.

Importantes jugadores internacionales como Anadarko Petroleum Corp., Statoil ASA y Mitsui & Co. vendieron porciones significativas del área de  Marcellus por sumas superiores a u$s100 millones. Southwestern Energy Company, en sus esfuerzos por reducir deuda, acordó vender una gran cantidad de la superficie de Marcellus que no tenía planes de perforación hasta 2023. Los adquirentes de estos activos incluyeron mucho más Marcellus o empresas de la región centradas en la cuenca.

Generalmente, los negocios de Marcellus en 2016 totalizaron u$s 7.250 millones. Este tipo de aumento interanual suele reflejar uno o dos “mega tratos”, pero no en 2016, cuando el total incluyó 13 grandes transacciones (más de u$s 100 millones). Ambas cifras representan un aumento significativo en la actividad de 2015, cuando sólo se gastaron u$s 920 millones y sólo se realizaron tres grandes acuerdos. De hecho, 2016 verificó más acuerdos  grandes en el Marcellus que en cada año desde 2010, el primer “boom” real de M&A , cuando se anunciaron 15 transacciones de este tipo.

El conteo de las plataformas de Marcellus, que había visto una precipitada caída de 2012-2015, finalmente ascendió. A pesar de la disminución, la producción de gas de pozo nuevo por plataforma en la región había aumentado a lo largo de ese tiempo, debido a la tecnología mejorada y fracking hidráulico, que también ayudó a revitalizar gran parte de la producción de  legacy gas.

Durante la reciente caída del petrolero, los proveedores de servicios petroleros y perforación de gas tenían que reducir los precios, en algunos casos, hacia niveles que harían que sus negocios no fueran rentables.

Ahora, con los precios de perforación comenzando a estabilizarse y recuperarse, según Wells Fargo, el índice de precios al productor de los costos de perforación de pozos saltó un 8,7% en febrero frente al mes anterior, el mayor incremento mensual desde 2005. Los precios también aumentaron anualmente La mayor cantidad desde agosto de 2014.

No obstante, es improbable que el aumento de los costos reprima la producción futura porque, aparte del colapso del petróleo, se ha producido una disminución estructural de los costos medios de perforación en los últimos años. De acuerdo con la EIA, los costos por pozo aumentaron de 2006 a 2012, un tiempo de rápido crecimiento en la actividad de perforación en Estados Unidos. Pero desde 2012 los costos promedio han caído en parte debido a la tecnología más eficiente.

La tendencia de las fusiones y adquisiciones en Marcellus debería continuar hasta el 2017, ya que aún quedan activos energéticos que aún están listos para apuntarse y que se vieron afectados durante la caída del mercado de la energía. Por ejemplo, Stone Energy Corp. en febrero completó su reorganización y salió de los procedimientos de bancarrota del Capítulo 11, eliminando u$s 1.2 mil millones de deuda con una venta de activos de u$s 527 millones a EQT Corp.

Además, el presidente Donald Trump ha flexibilizado la regulación de E&Ps, haciendo más lucrativas estas jugadas. De hecho, en previsión de sus políticas energéticas, la mayor parte de las transacciones de 2016 tuvieron lugar en el cuarto trimestre de 2016.

Ahora, mientras Trump mantuvo su palabra, el flujo de transacciones continúa.
Recientemente, la firma de inversiones energéticas Kalnin Ventures LLC acordó adquirir más intereses no operados de la pizarra de Marcellus por valor de u$s16 millones en nombre de Banpu pcl., El mayor productor de carbón de Tailandia, Kalnin pagó a Range Resources  u$s 112 millones y Chief Oil and Gas LLC u$s 63 millones el año pasado por los intereses no operados allí.

Cabot Oil & Gas Corp. tiene muchos proyectos de infraestructura programados para entrar en línea en 2018. Anunció que el 67 % de su presupuesto se gastaría en actividad adicional en el Marcellus con el resto en dirección al Eagle Ford.

Además de los acuerdos de E&P, este año se han llevado a cabo una serie de transacciones de medios y servicios de campos petrolíferos, incluida la adquisición de varias compañías de servicios por Mammoth por un valor de  u$s134 millones.

En cuanto a los precios del gas natural en Estados Unidos, el aumento de las fusiones y adquisiciones significa más eficiencia, más producción y, por tanto, precios más bajos.

No se trata sólo de la riqueza en recursos shale de Marcellus, sino de la que se encuentra debajo de ella, el Shale de Utica, situada a unos pocos cientos de metros de profundidad, conocida como fuente de gas natural, gas líquidos y petróleo crudo estimado para contener cerca de 38 billones de pies cúbicos de gas natural, cerca de 940 millones de barriles de petróleo, y 208 millones de barriles de líquidos de gas natural, según el US Geological Survey.

Y desde el punto de vista internacional, Qatar acaba de levantar una moratoria autoimpuesta de 2005 sobre el desarrollo del Campo Norte (North-field) en sus esfuerzos por captar más cuota de mercado.

Desde 2005, Qatar estaba estudiando los efectos de la producción en North Field, que representa la mayoría de las 872 Tcf de reservas de gas natural de la nación.

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