Los precios del petróleo siguen sumido hoy con toda una serie de riesgo geopolíticos que van desde otra decapitación de un rehén occidental en el Estado Islámico, las tensiones entre Rusia y Occidente, y el caos en Libia. Como hemos advertido en informes anteriores, una de las principales razones es la creciente producción de petróleo en Estados Unidos, que ha compensado la interrupción del suministro casi barril por barril -y también una mala señal para los líderes de los "petro-estados"
En una entrevista con
Financial Times, el ex CEO de la británica BP, Tony Hayward -que actualmente
conduce una compañía petrolera en Kurdistán iraquí-, expresó su preocupación
por las sanciones internacionales contra el sector petrolero ruso, porque cree
que están acumulando problemas para Occidente. Se corre el riesgo de que
disminuya la inversión y se vea afectada la oferta proveniente del tercer
productor más grande del mundo. La amenaza podría quedar oculta tras los
incrementos en la producción de petróleo líquido estadounidense, que subió más
allá de su pico máximo de 1970. Pero EE.UU. podría no crecer eternamente,
asegura Hayward.
Hayward hace bien
en preocuparse por la seguridad del abastecimiento. Sin embargo,
afortunadamente el mundo desarrollado todavía no necesita entrar en pánico. Las
sanciones nuevas contra Rusia tardarán en hacerse sentir. No elimina los
actuales barriles del mercado. El riesgo que Hayward identifica tiene más que
ver con una rueda que gira lentamente que con un repentino salto en el precio
al estilo 1973. Occidente no tiene tiempo para trazar su respuesta.
Pero vayamos a la
Economía. Cuando la economía se ralentiza, carteras más delgadas y la gente
tiene menos dinero para gastar. Los automovilistas hacen menos viajes a los
surtidos de gasolina. La demanda de petróleo se afloja rápidamente. El precio
del barril se cae. It´s not rocket
science. ¿Qué hay del otro lado del mercado de petróleo? Si los productores
tienen menos dinero para gastar, ¿qué es lo que hace que la producción declina
rápidamente también?
Históricamente, la
respuesta de que la producción es bajar los precios ha sido lenta, mucho más
lenta que el ahorro de los consumidores. Pero esa reacción retrasada puede ser
historia. Debido a la ciencia y a la innovación, el carácter de la producción
mundial de petróleo ha cambiado radicalmente. Desde 2009, la producción se ha
disparado en Estados Unidos y Canadá, y no mucho en otro lugar. Eso no es
nuevo. Pero lo que puede ser noticia es lo vulnerable que el crecimiento de
América del Norte puede ser para la caída del precio del petróleo.
El precio del
barril de petróleo crudo light a nivel internacional -medido por el Brent- ha
llegado a su nivel más bajo en más de dos años. Los precios reducidos de las
petroleras norteamericanas están ablandando simpáticamente; en el interior del
continente, los precios del crudos son por lo menos 5 a 10 dólares más baratos
que los barriles marcados con las banderas saudíes, nigerianas y británicas.
Algunos analistas del precio de petróleo, alimentándose de la desaceleración de
los fundamentos de la demanda en Europa y China combinadas con la creciente
producción de Libia, sugieren que el precio podría debilitarse más. Y si bien
estamos de acuerdo en que los precios más bajos son posibles en el corto plazo,
no esperamos que las rebajas de precios sean de larga duración.
He aquí por qué.
Para los productores de petróleo, un descuento del crudo se traduce en un menor
flujo de efectivo, menos atractivo a los mercados de capital y por lo tanto
menos poder adquisitivo. Sin embargo, no toda la producción de petróleo se ve
afectada igualmente por una menor inversión. El mundo de 92 millones de
barriles por día de la producción de petróleo se pueden dividir en cuatro tipos
distintos de producción: las arenas bituminosas de Canadá; los pozos
convencionales en tierra envejecidos, cada vez más alta tecnología de
producción offshore y la nueva fractura hidráulica para el petróleo tight.
Contrariamente a la
creencia popular, el petróleo fluirá de manera constante a partir de las arenas
bituminosas de Canadá, incluso con los precios más bajos. Los enormes costos
hundidos, la escala y las tasas de declive insignificantes hacen que la mayoría
de las operaciones existentes en la región van a seguir produciendo, incluso si
el precio del petróleo West Texas Intermediate debían llegar a 55 dólares por
barril o por debajo. La resistencia de la producción de las arenas bituminosas
se probó durante la crisis financiera: el suministro de petróleo se mantuvo
estable cuando los precios del petróleo cayeron a menos de 50 dólares en los
últimos meses de 2008.
En su gran mayoría,
el grueso de la producción mundial todavía proviene de los pozos convencionales
onshore perforados verticalmente, combinados con la creciente porción de
suministros de una mayor escala y más técnicamente de objetivos de proyectos
offshore. Históricamente, la producción de estos tipos ha fluido fiablemente
durante episodios de precios bajos y se ha producido una cadena constante de
mega proyectos que han entrado en línea para compensar el legado del declive de
otras producciones.
Pero el panorama ha
cambiado. Los productores fuera de América del Norte han estado plagados con la
caída de la producción, los desafíos técnicos, la falta de inversión, las
interrupciones debidas a la guerra civil, la corrupción, las sanciones o todo
lo anterior. Los nuevos megaproyectos como Kashagan o el pre-sal de las aguas
profundas de Brasil se han retrasado mucho. La producción de la Organization of
Petroleum Exporting Countries es cada vez más propensa a las interrupciones.
Aun suponiendo que los nuevos desarrollos internacionales vienen en línea, una
vez que los declives desde la base de producción existente se tiene en cuenta,
la expansión de la capacidad colectiva fuera de América del Norte es plana como
mejor. O mirando a través de la lente desde el otro lado, el argumento
contrario es que los campos petroleros light fracturados hidráulicamente en
Estados Unidos y Canadá determinarán principalmente la respuesta de libre
mercado de la industria para bajar los precios del petróleo (la OPEP podría
responder en algún momento, pero eso es otra historia).
La producción de
petróleo tight, fracturada hidráulicamente en Norteamérica, sigue el modelo de
negocios "just-in-time delivery".
Cuando los precios son robustos, la producción puede crecer rápidamente porque
cada nuevo pozo entrega tasa muy altas de producción inicial. Sin embargo, las
altas tasas de declive en los pozos de esta producción caen rápidamente cuando
la inversión (en perforación) tira de las riendas.
Esta hipótesis downside nunca ha sido probada, pero si
los precios se mantuvieran bajos, el experimento económico sería sucesivamente.
La explotación del
petróleo tight y el shale depende en gran medida del rápido reciclaje del flujo
de caja y el acceso a los mercados mundiales. La debilidad de precios también
deteriora el apetito de los mercados de capitales para invertir en compañías
petroleras. Así el crecimiento de la producción podría ser moderada, o incluso
retroceder, con un bajo precio con hambruna de dinero. Esto, en efecto,
configura un piso para el precio del petróleo.
Dependiendo de las
rocas y del operador, el precio break-even
para la hermeticidad de América del Norte es muy variable. Pero es de pensar
que, en teoría, el precio de activación para iniciar a presencial una
desaceleración de inversión es aproximadamente 85 dólares por barril para la
referencia West Texas Intermediate (todavía es alrededor de 10 dólares en el
precio de hoy).
La naturaleza just-in-time del petróleo tight, junto
con las dificultades en la adición de nueva oferta en otro lugar, sugiere que
la oferta mundial de petróleo se ajustará rápidamente a la caída de la demanda
o de los excedentes de la producción. Los precios bajo van, pero that’s not rocket science either.
Los inversores
en el shale, subidas y bajadas
La trayectoria
ascendente del seguimiento gráfico de la cotización de la acción de Emerge
Energy Service alegra el corazón de los holders
de largo plazo de la asociación de
servicios petroleras, que se encuentra entre las empresas que se han
beneficiado del boom del shale de Estados Unidos. A pesar de que ha caído desde
su máximo en las últimas semanas, ha pasado de alrededor de 15 dólares en mayo
del año pasado a más de 132 dólares esta semana.
Es un marcado
contraste con Endeavor International, que adquiere y desarrolla las reservas de
energía en Estados Unidos y el Reino Unido, cuyas acciones han caído 90% desde
febrero, hundiéndose por debajo de 1 dólares después que recientemente perdió
el pago de intereses -a pesar de que los analistas sólo han mejorado su
valoración de esas reservas.
La inversión de
energía siempre ha sido una propuesta binaria, el sweet spot para algunos y un agujero del fregadero para otros. Este
es especialmente el caso cuando se trata de invertir en empresas que participan
en la revolución shale, una clase extremadamente volátil de las existencias que
pueden representar tanto oportunidades como trampas. La energía también está
sujeta a una serie de riesgos -geopolítica, geología, tecnología, ejecución,
legales, regulatorios- en ningún orden en particular.
"No hay tal cosa como un pozo seco, pero hay
pozos que no hacen dinero", dijo Edward Westlak del Credit Suisse en
Nueva York. "Y porque es tan
intensiva en capital, y por lo cíclico, el apalancamiento financiero se suma a
la dificultad. Tanto la variabilidad del shale y la intensidad de la capital
crea oportunidades en ambos lados".
Para los tres años
hasta finales de 2013, el índice de energía mundial MSCI tuvo una performance
inferior en el mercado en general en casi un 20%. Pero en 2014, "hay algunas señales de que el
sentimiento está empezando a cambiar", dijo Poppy Allonby, director
general para recursos naturales con BlackRock Asset Management, con sede en
Londres. "Este año se está superando
por un par de puntos porcentuales. Hubo una gran cantidad de inversión en los
últimos cinco años y ahora que la inversión está empezando a generar un cash
flow que está disponible para los accionistas".
Aún así, los
analistas están divididos tanto en el lado de la demanda como de ecuación de la
oferta. Algunos creen que la demanda puede disminuir como resultado de una
mayor eficiencia a través de una serie de industrias, incluyendo los autos, los
edificios, las redes inteligentes, así como menos demanda de commodity
intensivos en la voraz China como el dragón que se mueve a un mayor consumo y
economía de servicios. "El dinero
facil se ha hecho", dijo Fadel Gheit, analista de energía de
Oppenheimer en Nueva York, que cree que los precios actuales están inflados y
no reflejan la verdadera oferta y demanda.
Otros están en
desacuerdo. Se espera que la demanda de energía primaria aumente en hasta un
40% para el 2035 con cerca de 50tn de dólares en capital necesario para
invertir, según un estudio reciente del Bank of America Merrill Lynch. Esa enorme
cantidad de capital es necesario "tanto
para satisfacer la demanda y hacer la transición a una economía baja en
carbono", añade el informe.
(Por lo general) el
dinero inteligente en capital privado ama el sector de la energía y los
ejecutivos de las firmas líderes dicen que planean poner más dinero para
trabajar en energía que en cualquier otro sector en los próximos años. La
transacción promedio de energía de Blackstone ha hecho seis veces su dinero
para los inversores. Al mismo tiempo, sin embargo, los inversores en
dificultades y los restructuring advisers
también están encantados con la energía. En Blackstone, por ejemplo, los
ejecutivos anticipan más quiebras de las empresas de carbón, (algunos expertos
creen que nunca habrá carbón verdaderamente limpio que pueda salvar a la
industria), a las empresas de energía y a las empresas de exploración y
producción.
Es imposible saber
el futuro de la economía de cualquier shale play. Por lo que algunos inversores
creen que el sweet spot para hacer
apuestas en el sector se encuentra en aquellas empresas que prestan servicios a
los que tomaron los riesgos - las compañías de exploración y producción -y cuyo
modelo de negocio es más seguro y menos intensivo en capital. Eso, por
supuesto, crea sus propios problemas por el exceso de capital, así como la
creciente demanda ha llevado al aumento de los costos.
Más
competitividad!
La inauguración en
el Rio Oil & Gás, en Rio de Janeiro esta semana, estuvo marcado por un
enfrentamiento entre el gobierno y la industria petrolera, que exigía cambios
para hacer que el sector sea más competitivo en términos internacionales. Las
compañías petroleras, representadas por el Instituto Brasileiro de Petróleo,
Gás e Biocombustíveis (IBP), expresaron su preocupación por las dificultades
que enfrenta el sector. Y aprovechó la oportunidad para presentar el documento
"Prioridad Calendario 2014-2015",
con una serie de propuestas. Una de las principales sugerencias de la agenda,
que se transmitirá a los candidatos presidenciales de Brasil, es establecer un
calendario a largo plazo para la realización de subastas de áreas de
exploración.
"La industria espera que el gobierno, a través del Conselho
Nacional de Política Energética, que señala la participación efectiva de otros
actores de espere (además de Petrobras). Y qué oportunidades y tiempo se ofrecerán (a
estos actores), en riesgo del negocio y
no atraer a nuevos inversores a Brasil", dijo en la ceremonia de
apertura, el presidente de IBP, João Carlos de Luca. La presidenta de
Petrobras, Graça Foster, no asistió.
En respuesta a De
Luca, secretario de petróleo y gas del Ministério de Minas e Energia (MME),
Marco Antônio de Almeida, que representó en el evento al ministro Edison Lobao,
anunció la finalización de la Ronda de Licitaciones de los bloques
exploratorios de la Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP) para el primer semestre del próximo año. La subasta debe incluir áreas en
tierra y en aguas profundas, dijo Almeida.
Sin cambios, Brasil
probablemente será relegado por lugares como México, Irán, Irak y Argelia,
donde las políticas se han vuelto más abiertas a la inversión del sector
privado, indicó. "Fui a las tres
mayores convenciones petroleras del mundo este año y apenas se mencionó el
nombre de Brasil", dijo Milton Costa Filho, secretario ejecutivo del
IBP, a periodistas en un evento de la industria en Río de Janeiro. "Brasil está desapareciendo del mapa del
petróleo mundial", agregó.
"Ese no era el caso hace unos años", dijo Costa Filho. "Pero los
inversores tienen otras opciones ahora", incluida la creciente
producción de petróleo de esquisto en Estados Unidos y las exploraciones de Rusia
y Noruega en el Ártico. La IBP anunció su agenda de prioridades para 2014-2015,
pidiendo al Gobierno que revise las políticas que han fortalecido el control
estatal sobre la industria, políticas que cree que están dañando a un sector
que corresponde a un 12 por ciento del Producto Interno Bruto de Brasil, la
séptima mayor economía mundial.
Desde que esas
políticas fueron adoptadas en el 2008 como consecuencia de las huelgas
petroleras costa afuera, la producción de petróleo y gas natural se ha
estancado, a pesar de una inversión de más de 200.000 millones de dólares.
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