Los comerciantes de GNL más grandes del mundo ven aumentar las pérdidas

A pesar de los altísimos precios del GNL, los comerciantes de gas natural licuado más grandes del mundo han visto cientos de millones de dólares estadounidenses en pérdidas en los últimos meses a medida que las interrupciones de producción disminuyeron el suministro de cargas bajo acuerdos de compra, obligando a los comerciantes a obtener GNL al contado más caro para cumplir con los pedidos. Los principales operadores de GNL, algunos de los cuales también son los mayores productores internacionales de energía, obtuvieron ganancias más bajas en sus divisiones de comercio de gas en el segundo trimestre en comparación con un primer trimestre «excepcionalmente fuerte», dijeron grandes empresas como Shell, BP y TotalEnergies en sus comunicados de ganancias.

Las supermajors, sin embargo, no cuantificaron el impacto de la reducción de los suministros de GNL, principalmente derivado de la interrupción de Freeport LNG en los Estados Unidos a principios de junio, pero también debido a una acción industrial en la plataforma flotante de GNL Prelude de Shell en alta mar en Australia y un menor suministro de NLNG de Nigeria debido a razones de seguridad.

Las grandes empresas reconocieron en sus llamadas de ganancias que hubo un impacto en las divisiones de comercialización y comercio de gas, sin proporcionar ningún número.

Fuentes de la industria dijeron a Reuters que el impacto de la interrupción de Freeport LNG a BP superó los 500 millones de dólares.

Freeport LNG representa el 20 por ciento de la capacidad total de exportación de GNL de los Estados Unidos, capaz de procesar 2.1 mil millones de pies cúbicos de gas por día. Según Freeport LNG, es la séptima instalación de licuefacción más grande del mundo y la segunda más grande de los Estados Unidos. Freeport LNG dijo a principios de este mes que reiniciaría en octubre tres trenes de licuefacción, dos tanques de almacenamiento de GNL y un muelle de carga, lo que permitirá comenzar a exportar nuevamente a una tasa de 2 mil millones de pies cúbicos diarios. Esto, dijo la compañía, serviría para cumplir con sus obligaciones con los clientes con contratos a largo plazo.

BP se negó a cuantificar el impacto de la interrupción de Freeport LNG durante la llamada de ganancias a principios de agosto, y el CEO Bernard Looney dijo: «Solo en Freeport, no estamos proporcionando un número. Pero lo que estamos diciendo es que la mejor estimación de la administración del impacto total de la interrupción de Freeport está en las cuentas de hoy. Así que el impacto total, nuestro mejor juicio está en las cuentas de hoy».

En comparación con el primer trimestre, en gas y energía baja en carbono, el resultado se benefició de mayores realizaciones, compensadas por un resultado promedio de comercialización y comercialización de gas después del desempeño excepcional en el primer trimestre, dijeron los ejecutivos de BP.

«El resultado incluye nuestra mejor estimación del impacto de la reciente interrupción en Freeport LNG, lo que lleva a una reducción significativa en el número de cargas que se espera recibir», agregaron.

Shell, por su parte, dijo que su ganancia ajustada récord para el segundo trimestre «en comparación con el primer trimestre de 2022, refleja mayores precios realizados y márgenes de refinación, resultados más fuertes de comercio y optimización de gas y energía, en parte compensados por un menor comercio y optimización de GNL». Shell dijo que sus volúmenes de ventas de GNL cayeron de 18,29 millones de toneladas en el primer trimestre a 15,21 millones de toneladas en el segundo trimestre, y advirtió que la acción industrial en Prelude de Australia hace que las perspectivas del 3T sean más inciertas.

TotalEnergies, aunque dijo que su precio promedio de venta de GNL fue de $ 13.96 / Mbtu en el segundo trimestre, más del doble del mismo período en 2021, admitió que sus operaciones de GNL se verían afectadas por la interrupción de Freeport LNG en el tercer trimestre.

Reemplazar las cargas de Freeport con otras provenientes del mercado spot tendrá un costo, dijo el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, en la llamada de ganancias del segundo trimestre. TotalEnergies recibió 2 cargas en el segundo trimestre, y «planificó en consecuencia 8 cargas faltantes para el próximo trimestre».

«Entonces, por supuesto, tendremos que reemplazar estas cargas en el mercado spot, por lo que tiene un costo. Pero te diré que ya se ha tenido en cuenta en algún lugar de nuestros resultados parcialmente. No usaremos esa excusa para decirles que los resultados en el Q3 son más bajos que en el Q2», agregó Pouyanné.

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