El impulso de más de una década de Pembina al LNG de Jordan Cove terminó en un abandono en 2021 y una depreciación de 1600 millones de dólares

Jordan Cove era una terminal de exportación de LNG propuesta en Coos Bay, Oregón, alimentada por el gasoducto Pacific Connector de 229 millas. La Comisión Federal de Regulación de Energía había denegado la licencia al proyecto en 2016, alegando que sus promotores no habían demostrado suficiente respaldo comercial. Veresen, una empresa de midstream de Calgary, siguió desarrollándolo y lo integró en Pembina Pipeline con su combinación, que el Financial Post describió como una operación de 9700 millones de dólares.

El muro regulatorio nunca cedió. En mayo de 2019 Oregón denegó la certificación estatal clave del proyecto, y en enero de 2020 Jordan Cove retiró su solicitud de permiso de remoción y relleno en lugar de enfrentarse a una denegación, tras cuatro prórrogas y repetidas solicitudes de información faltante. La FERC volvió a emitir su autorización en marzo de 2020, con poderes de expropiación incluidos, pero la construcción seguía condicionada a permisos estatales que nunca llegaron. La empresa no tenía acuerdos de venta de LNG firmados, solo memorandos de entendimiento con compradores asiáticos.

En sus resultados del cuarto trimestre de 2020, Pembina reconoció 1600 millones de dólares de deterioros después de impuestos y sin efecto en caja en sus inversiones en Jordan Cove, el gasoducto Ruby y la empresa conjunta petroquímica CKPC. El consejero delegado Mick Dilger escribió que la COVID-19, la evolución de la dinámica de las materias primas y las «prioridades políticas cambiantes» habían obligado a la empresa a reconocer los valores deteriorados, aunque insistió en que los proyectos seguían teniendo sentido una vez mitigados los riesgos.

El final llegó un año después. En abril de 2021 Pembina pausó el proyecto; el 1 de diciembre de 2021, en respuesta a una solicitud de la FERC para aclarar sus intenciones, presentó la retirada de las autorizaciones, escribiendo que los solicitantes habían «decidido no seguir adelante con el Proyecto», citando la dificultad de obtener permisos estatales. La disputa había durado más de una década y la terminal nunca se construyó.

1600 millones de dólares de deterioros después de impuestos en 2020 en Jordan Cove, el gasoducto Ruby y la empresa conjunta petroquímica CKPC; la terminal nunca vendió una molécula de LNG

El respaldo comercial nunca se materializó: la FERC había denegado la licencia en 2016 precisamente porque no había acuerdos firmes de venta de LNG, y nunca se firmó ninguno.

El riesgo regulatorio era previsible: las agencias de Oregón habían señalado repetidamente información faltante, denegado certificaciones y combatido el proyecto en múltiples rondas judiciales.

La lógica de la fusión trató Jordan Cove como un potencial alcista, pero Pembina heredó un proyecto cuya licencia federal ya había sido rechazada una vez y cuya vía estatal estaba visiblemente rota.

La escalada superó a la evidencia: Pembina siguió gastando en servidumbres y permisos durante cinco años más tras la denegación de 2016 en lugar de cancelar la posición antes.

Un proyecto que no puede obtener permisos ni firmar clientes no es un activo de crecimiento, por grande que el mapa diga que es; comprarlo dentro de una fusión solo traslada el deterioro a un nuevo balance.

Pembina pidió a la FERC retirar las autorizaciones del proyecto en diciembre de 2021 y volvió a centrarse en su franquicia de gasoductos de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá. No renunció al LNG: en junio de 2021 ya se había asociado con la Nación Haisla en el propuesto proyecto Cedar LNG en Columbia Británica, una instalación flotante en su propio lado de la frontera. Los propietarios de tierras y las tribus de Oregón que habían combatido la expropiación durante más de una década vieron la amenaza levantada formalmente.