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MALIK ZETCHI - 5:14 - 19/05/2017
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Históricamente los inversores han considerado el sector del petróleo como una exposición al aumento de precios de las materias primas. Ahora han asimilado que es poco probable que el petróleo vuelva a los máximos anteriores. De hecho el petróleo de esquisto ha obligado a la industria convencional, que cuenta con excelente poder de adaptación gracias a su naturaleza de alta tecnología, a reinventarse. El petróleo de esquisto también ha tenido un impacto dramático en el equilibrio de precios. Sin embargo representa solo un 6% del suministro mundial de petróleo.
El caso es que en un entorno de menor precio, más tiempo o rango lateral más estrecho hay todavía atractivas oportunidades. Además la financiación y liquidez permanecerán disponibles durante años y la competitividad del petróleo de esquisto continuará mejorando.
El resto de la industria, menos transparente, sigue siendo más difícil de predecir, pero la significativa caída de su inversión los últimos 2-3 años tendrá un impacto en la oferta, algo que los inversores generalmente todavía no han descontado.
Antes, en 2009, algunas empresas de Estados Unidos comenzaron a hablar del potencial del esquisto, un interesante concepto aún lejos de ser disruptivo. Pero tras cuatro años de altos precios del petróleo se creó la revolución. Hay paralelismo con la década de altos precios del petróleo de 1970 y el desarrollo de la extracción en el Mar del Norte, que aumentó la producción en cinco millones de barriles/día en una década (el petróleo de esquisto de Estados Unidos ha aumentado ese volumen en seis años). Luego la caída de precios en la década de los 80 dio lugar a enormes mejoras en eficiencia. Lo mismo ocurrió tras la caída del precio los últimos años, con 350,000 personas fuera de la industria en todo el mundo y más de cien empresas de esquisto en protección de bancarrota.
Esto ha provocado bifurcación entre empresas que pueden competir en costes y las que no. Pero el capital sigue disponible para los supervivientes. En 2016 se obtuvieron más de 33,000 millones de dólares en acciones y el valor de transacción de fusiones y adquisiciones aumentó un 38% hasta 150,000 millones (Estados Unidos sigue siendo el mercado más líquido del mundo en fusiones y adquisiciones relacionados con petróleo y gas).
Pero el cambio más significativo es que el petróleo de esquisto, inicialmente un tomador de precios, es ahora definitivamente un factor del precio (junto con Oriente Medio y Rusia).
El punto medio de equilibrio en petróleo de esquisto ha pasado de 65 dólares/barril a principios de 2014 a 43 en 2016.
El plazo de perforar un pozo en el enorme campo Bakken de Dakota del Norte ha caído en dos años de 12.4 a 7.8 días. Además la extracción de esquisto se adapta para mejorar la selección, control y predicción. En 2012-13 se estimó una producción máxima de petróleo de esquisto en alrededor de 4 millones de barriles/día y las proyecciones actuales son casi 8 millones. Así que el petróleo de esquisto de Estados Unidos puede llegar a atender al grueso del crecimiento de la demanda mundial de petróleo los próximos años.
Al mismo tiempo el petróleo de esquisto ha hecho de la industria algo bipolar como inversión. El tema de crecimiento en esquisto, donde productores y proveedores de servicios están bien situados para ser ganadores relativos en 2017, con vuelta al aumento en volúmenes. De todas formas se enfrenta a cuellos de botella en la cadena de suministro y retorno de inflación de costes a medida que los servicios intentan retrotraer las concesiones pasadas. Habrá mayor bifurcación en la ejecución, calidad de activos para crecimiento de volumen y capacidad para gestionar el aumento de coste base.
El resto de la industria es más una historia de rentabilidad, donde son especialmente atractivas las grandes empresas integradas, con soporte en los próximos años tras un enorme inversión en capital fijo en cinco años, reducida al 50% desde máximos de 2013-14, con impacto significativo en aumento del flujo libre de caja. De hecho hace apenas unos años sus dividendos apenas se cubrían con el petróleo a 100-110 dólares/barril pero ahora, tras un esfuerzo incesante para reducir costes y mejorar eficiencia, pueden pagar en 2018 un dividendo en efectivo a 55-60 dólares el barril. Por su parte las empresas integradas de petróleo en Europa muestran una posible rentabilidad por dividendo de 6,6% frente a la mediana de 5.2% de diez años. Otro factor a favor de las grandes internacionales es que, con el cambio de paradigma con el petróleo de esquisto el tiempo en que los principales países productores podían imponer casi cualquier acuerdo, ha terminado.
Actualmente hay reformas fiscales con incentivos especiales. La competencia es feroz y los países proactivos no pueden quedar atrás. Brasil ha hecho un cambio significativo permitiendo a las petroleras extranjeras ser operadores de concesiones de aguas profundas. Pero las arenas petrolíferas canadienses atraen poca inversión de petroleras internacionales y su industria puede convertirse en puramente local. Tiene mala fama como emisores de carbono -factor de la venta de Shell de casi toda su cartera de petróleo de arenas- y la rentabilidad no es muy atractiva para nuevas inversiones. Sin embargo los proyectos actuales si son atractivos, con buena generación de flujo libre de caja.
Pero la exploración, que atrajo a los inversores por sus recursos potencialmente enormes en alta mar, es historia del pasado. En el Ártico, Shell gastó 7,000 millones de dólares en perforación antes de abandonarlo con depreciación en 2015. De hecho la exploración de aguas profundas ha sido el segmento más afectado, haciendo que un número significativo de empresas sea casi irrelevante. Aún representa alrededor de 15% del crudo mundial y conserva enorme potencial en recursos, siendo atractiva la rentabilidad de la producción existente, competitiva con el petróleo de esquistos, pero los nuevos proyectos se enfrentan al desafío de costes - además se trata de inversiones de largo plazo de enormes requisitos de capital por adelantado-.
De manera que la consolidación en servicios petroleros ha sido la solución obvia para reducir costes, ofreciendo una 'ventanilla única'. En 2015 Schlumberger adquirió Cameron en 15,000 millones de dólares. Un año más tarde FMC Technologies y Technip anunciaron fusión y GE compró Baker Hughes. Por su parte Wood Group anunció la adquisición de Amec Foster Wheeler. Esto pone de relieve la necesidad de ser más grande en un negocio que se va a reducir considerablemente y es poco probable que alcance su máximo anterior. El caso es que la integración vertical en la industria de servicios petroleros está proporcionando ahorros significativos. Sin embargo las petroleras son todavía renuentes a comprometer capital a largo plazo. Exxon y Chevron y señalaron recientemente que dirigirán la asignación de capital a inversiones de ciclo más corto en producción no convencional en Estados Unidos o proyectos offshore de aprovechamiento de infraestructura existente.
La industria tiene todavía que asimilar completamente el impacto del suministro de crudo de Estados Unidos, pero está claro que, permaneciendo el resto igual, su petróleo pondrá tope al precio de esta materia prima, como mínimo cambiando la naturaleza del ciclo de inversión en la industria, en el pasado regido por el largo plazo.
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