edición: 2599 , Martes, 20 noviembre 2018
20/06/2014

La actividad de `upstream´ en gas natural provoca estrategias divergentes entre las grandes petroleras

ENI busca socios para el gas en Mozambique mientras Total abandona su proyecto flotante en Australia
Carlos Schwartz

La petrolera italiana ENI mantiene la búsqueda de socios para el desarrollo de la explotación de gas en su campo de Rovuma en Mozambique. El campo conocido como Área 4 es uno de los hallazgos de gas más grandes de la última década. ENI tiene el proyecto de desarrollar allí una planta flotante de licuefacción de gas, un sistema virtualmente experimental. El sistema tiene la ventaja de ahorrar el desarrollo de gasoductos desde los campos off-shore hasta tierra firme, pero tiene sus propios inconvenientes entre ellos los costes. La petrolera estatal ha vendido un 20% de participación en la superficie de este campo a China National Petroleum Corporation (CNPC) en 4.210 millones de dólares en un esfuerzo por financiar su proyecto. Ahora ha dado mandato a Bank of America Merril Lynch para encontrar otro socio para vender otro 15% de Rovuma en una cifra del orden de los 5.000 millones de dólares.

Mientras, la francesa Gaz de France-Suez GDF) acaba de anunciar que abandona el desarrollo de un sistema flotante de gas natural licuado en Australia donde tiene tres campos de gas a 250 kilómetros de la costa frente a Darwin. GDF tenía previsto el desarrollo del sistema flotante junto con su socio al 40%, la petrolera Santos. Los analistas consultados por ICNreport señalaron que “El caso de Australia es específico. La fortaleza de la moneda y los altos costes de personal especializado pueden haber pesado sobre la decisión”.

El año pasado Repsol vendió sus infraestructuras para licuar gas en todo el mundo obteniendo 4.300 millones de dólares tras cerrar la última operación en enero con la venta de sus activos en Perú y Trinidad y Tobago. Sin embargo fuentes de la petrolera española han señalado que “el negocio upstream en gas natural sigue siendo una estrategia central de la empresa”. Distintas fuentes en medios técnicos en la costa oeste de África señalaron a ICNreport que Repsol había “estudiado la posibilidad de participar en el desarrollo de la cuenca de Rovuma, pero no ha habido una decisión positiva hasta ahora”.

ENI ha encargado estudios para la construcción de los buques que operan como plantas de licuefacción a los consorcios KBR/Daewo, Saipem/Hyundai, y Technip/Samsung. Technip es una empresa francesa que ya ha construido infraestructuras de este tipo para Shell para su campo de gas Prelude en Australia. Cada proyecto cuesta del orden de los 10 millones de dólares, y la empresa italiana considera que podrá hacer el encargo a una de ellas en 2015. ENI tiene previsto un plan de inversión de 56.800 millones de euros entre 2013 y 2016 lo que supone un incremento de 1.600 millonbes sobre el anterior plan a tres años. La inversión está destinada a exploración y extracción. La empresa controla el 50% del Área 4 si las autoridades del país aprueban la entrada de CNPC. Actualmente tiene el 70%, y la estatal de Mozambique ENH un 10%, Galp 10% y Korea Gas otro 10%. El objetivo de ENI es quedarse con el 35% de la superficie. Las reservas de gas estimadas para el campo son del orden de los 75 billones de pies cúbicos de gas, comparable a cuatro años de consumo europeo.

GDF anunció una pérdida para 2013 de 9.000 millones de euros que le llevaron a suspender el pago de dividendo. Las pérdidas se deben a provisiones y amortizaciones de 14.900 millones de euros para ese ejercicio. La empresa ha culpado por esos resultados al mercado de la energía en Europa cuya crisis “no cesa” de acuerdo con el presidente de la empresa Gérard Mestrallet. La mayor empresa de energía del mundo por producción ha orientado sus planes futuros hacia los mercados de Asia, América Latina y Medio Oriente. La mayor parte de los cargos por dotaciones realizados contra el balance fueron el resultado de ajustar el precio de las plantas de generación accionadas por gas que tienen un exceso de capacidad debido a las energías renovables subsidiadas y al carbón barato de importación. La empresa afirma que mantiene sus tres campos en Austrlia frente a las costas de Darwin y que desarrollará la explotación de los mismos, pero que abandona los planes de las infraestructuras flotantes que tenían un coste previsto de entre 8.000 y
10.000 millones de dólares.

Los analistas consultados señalan que existe un importante cantidad de proyectos para la producción de gas natural licuado “con el riesgo de que para 2020 nos podamos encontrar con un exceso de oferta”. De acuerdo con esta opinión ese hecho podría haber pesado sobre la decisión de GDF.

La petrolera francesa Total se ha embarcado en el proyecto de Yamal, en la península del mismo nombre, destinado a la producción de gas natural licuado del campo de gas Tambey Sur en el Ártico. Es uno de los proyectos de producción de gas natural licuado destinado esencialmente a alimentar a Europa más grandes del mundo. Los socios de Total (20%) son la empresa rusa independiente de gas Novatek (60%) y la china CNPC (20%). Pero no sólo se trata de este proyecto. Estados Unidos tiene una creciente producción de gas resultado del fracking y de la perforación lateral que se destina de forma creciente a gas licuado, cuya exportación se iniciará en breve forma parte de este escenario que puede desembocar en exceso de oferta.

De todas formas la demanda internacional de gas natural licuado tanto en Asia como en Europa se va a mantener de acuerdo con los analistas. En países como Polonia y Lituania el GNL se presenta como alternativa a la dependencia del gas ruso. Los analistas consideran que el desarrollo de la producción y distribución a gran escala de GNL va a convertir a este producto en una materia prima más dentro del mercado. Las empresas chinas, con la consigna de contribuir a la seguridad energética siguen tomando posiciones en los campos de gas y se han volcado también en África.

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