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06/03/2015 | Análisis: Las preguntas sobre la continuidad del boom del shale: Financiación y reestructuración

De Nuestra Redacción

El mundo puede funcionar con petróleo, pero la industria petrolera se ejecuta con dinero. El boom de shale estadounidense no hubiera sido posible sin la gran afluencia de capital: desde las pequeñas a las medianas empresas que llevaron a cabo la revolución recaudaron 875 billones de dólares en préstamos sindicados, bonos y acciones en 2007-14, 83% de la misma en deudas, según Dealogic. La cuestión crítica para la industria y para el futuro de la producción de petróleo estadounidense, es si ese elemento financiero vital seguirá fluyendo.

 

Está claro que algunas fuentes se están secando. Las empresas de E&P todavía están recaudando fondos a través de equity: Noble Energy anunció la venta de 1 billón de dólares más en acciones la semana pasada, y Goodrich Petroleum por 49 millones de dólares en los últimos días. Pero el equity es la fuente de capital más cara ahora que de lo que era en agosto, después de una caída de más del 35% en el índice S&P 500 del sector de E&P.

La emisión de bonos por más pequeñas empresas independientes se ha reducido al mínimo, con sólo dos ventas en enero y febrero, según Dealogic. Al mismo tiempo, los préstamos bancarios también se enfrentan a limitaciones. Las independientes más pequeñas independientes suelen utilizar los préstamos basados en la reservas, con su endeudamiento asegurado contra las valoraciones de sus activos de petróleo y gas, que están vinculados a los precios del mercado. Las bases de los préstamos se calculan normalmente dos veces al año, con una ronda de valoraciones pasando ahora. La caída tanto del crudo como del gas natural en Estados Unidos en los últimos seis meses frenará la cantidad que las empresas pueden pedir prestado.

Así que dadas esas restricciones, donde la industria encuentra el capital que necesita? Una respuesta es a través de las empresas más grandes, que incluyen a ExxonMobil y Chevron, tragándose a los más pequeños, la compra de activos y negocios enteros. Con su clasificación crediticia triple A -mejor que la del gobierno de Estados Unidos- Exxon tiene un amplio acceso a capital barato, como muestran sus 7 billones de dólares en bonos.

Incluso Exxon, sin embargo, va a querer ser selectivo sobre sus adquisiciones. La capacidad de management es finita, y no puede comprar todo. La valoración de mercado es también un desincentivo para realizar adquisiciones por shares. Anadarko Petroleum, por ejemplo, habla a menudo sobre un objetivo de takeover, pero sus acciones son negociadas cerca de 40 veces las ganancias de 2016, mientras que Exxon lo hace 16 veces. Un takeover diluiría las ganancias de Exxon a menos que pueda mejorar el rendimiento de Anadarko dramáticamente. Las mejores ofertas de valor estarán disponibles sólo a las empresas que son vendedores forzosos.

La otra fuente cada vez más importante de capital va a ser fondos de inversión y los fondos especulativos privados. Blackstone ha recaudado 4.5 billones de dólares para invertir en energía, mientras Apollo Global Management, Goldman Sachs y otros también han recaudado fondos. Si estos fondos todavía tienen una visión positiva en el largo plazo en materia de energía, es un tiempo mucho mejor para comprar ahora que hace un año. Algunos acuerdos ya se realizaron. Linn Energy, una empresa de E&P -muy endeudada- se estructuró como un partnership, en enero anunció una inversión de hasta 500 millones de dólares de GSO, una unidad de deuda de Blackstone. Resolute Energy a finales del año pasado elevó un préstamo de 150 millones de dólares de Highbridge Capital Management, un hedge fund que es propiedad de JPMorgan. Pero esta fuente de capital no se ve como dinero barato, sin embargo. Resolute está pagando a Highbridge una tasa de interés de 10% sobre la tasa Libor, con un mínimo de 11%.

Las empresas que buscan financiamiento tendrán que demostrar que son proposiciones invertibles, y en su mayor parte es probable que signifique planificar una mayor rentabilidad de capital que en el pasado, incluso a precios significativamente más bajos de las commodity. Esto significa que la reducción de los costos será de vital importancia. Si los costos no se puede reducir rápidamente, tanto por el aumento de la eficiencia como apretando por tasa más bajas de las empresas de servicios, entonces las perspectivas de inversión en empresas de E&P de Estados Unidos continuará deteriorándose. Para cualquiera que quiera entender las perspectivas de los mercados de producción estadounidense y el mercado mundial de petróleo, los costos en la industria shale serán un indicador crítico para ver.

¿Acostumbrarse a los precios bajos?

El mundo debe "establecerse" por un período con precios del petróleo relativamente débiles, dijo el director ejecutivo de ExxonMobil, con la producción de shale estadounidense más resiliente de lo que muchos habían esperado. Los comentarios de Rex Tillerson vinieron en momentos que la mayor empresa de energía que cotiza en el mundo dijo que recortaría el gasto de capital en un 12% este año, incluso al tiempo que aumenta la producción de petróleo en un 7%, una señal de cómo la industria está presionando para reducir los costos en respuesta a la caída de los precios del crudo.

Tillerson dijo en una reunión anual para analistas en New York que los precios del petróleo habían caído porque el crecimiento de la demanda en China y otros lugares se había desacelerado, mientras que los suministros estadounidenses fueron "coming like a freight train". Esas condiciones podrían persistir, sugirió. "Mi opinión es que la gente necesita verse en esa situación por un tiempo", dijo. "Hay una gran cantidad de oferta. Y no veo a la economía mundial particularmente saludable".

La caída de alrededor del 50% en los precios del petróleo desde el verano pasado ha llevado a las expectativas de que la producción estadounidense, que ha crecido rápidamente en los últimos años, pronto se estabilizará y tal vez irá en declive si los precios no se recuperan rápidamente. Sin embargo, Tillerson dijo que el precedente de la industria del gas shale, donde la producción ha seguido creciendo aún cuando los precios se desplomaron, y el número de equipos de perforación de pozos cayeron bruscamente, sugiriendo que la producción de petróleo estadounidense sería más robusta de lo previsto.

Las mismas empresas que había cortado los costos y aumentado la productividad en el gas shale suelen participar también en el petróleo shale o en el "tight", agregó, lo que significa que la industria no sería aplastada por los bajos precios y la competencia en otras regiones. "Creo que vamos a ver algunos con la misma capacidad de resistencia en el lado del petróleo tight, también. Y por lo que competirá a nivel mundial", dijo. Tillerson dijo a los analistas que Exxon planea recortar el gasto de capital anual para este año de alrededor de 34 billones de dólares por año, y poco menos para 2016-17, frente a una proyección anterior de 37 billones de dólares.

Tillerson sugirió que la fortaleza financiera de Exxon le daría flexibilidad para adquirir activos y empresas con valoraciones atractivas, mientras que la rentabilidad del sector se encuentra bajo presión, diciendo que podría "aprovechar las oportunidades capture bottom-of-cycle que no están disponibles en las empresas con mayores limitaciones de capital". El jefe ejecutivo también dio a entender que podría estar abierto a un acuerdo, diciendo que su objetivo era mantener la flexibilidad financiera y un sólido balance, “de modo que si hay algo realmente interesante frente a usted, usted no tiene que dejarlo pasar porque no tiene la capacidad financiera para hacerlo".

"Realmente no hay limitación en lo que podríamos estar interesados y teniendo en cuenta" en términos de posibles acuerdos, dijo. "Obviamente, la gente se nos acerca". Sin embargo, agregó, Exxon sólo haría adquisiciones donde creía que podría elevar la rentabilidad del negocio adquirido, mediante el desarrollo de activos o la reducción de los costos. Exxon tiene algunos grandes proyectos que se iniciaron el año pasado, incluyendo el desarrollo de Banyu Urip en Indonesia, que incrementa la producción este año. También cuenta con nuevos proyectos en línea, incluyendo el desarrollo de Hebron en la costa este de Canadá.

Exxon también se está convirtiendo en un productor cada vez más importante en la industria petrolera shale de Estados Unidos, operando en la formación Bakken de Dakota del Norte y la Cuenca Permian del oeste de Texas. Ha sido una conducción de bajos costos allí, también, reducción del tiempo que se necesita para perforar un pozo en el Bakken en más de 30% y el costo de llevar la producción en un 40% en los últimos cuatro años. Un período prolongado de bajos precios del petróleo podría mejorar la posición relativa de Exxon, que es más grande y económicamente más fuerte que cualquier otro competidor en el sector privado.

Entre tanto, Arabia Saudita, por medio de su ministro del petróleo Ali Al-Naimi, dijo que no está librando una "guerra contra el shale" y dijo que la OPEP no está muerta.


Texas en la parte más oscura del boom

La preguntas que se están haciendo actualmente en el sur de Texas y más allá es: "What the hell just happened?". La gente en Carrizo Springs está nerviosa y es probable que empeore. En las últimas semanas, ha comenzado a sentir las ondas de choque económico en medio de los recortes impuestos por la caída en el precio del petróleo -otra sacudida de un antiguo pueblo dormido que se transformó con poca advertencia en sólo unos pocos años en un centro bullicioso de energía.

Decenas de miles de millones de dólares se han invertido en Eagle Ford, una formación de roca sedimentaria que se extiende por 400 millas de la frontera de México. Pero el número de taladros de perforación de petróleo y gas activos en la zona -una medida de la vitalidad de la industria- ha caído desde un máximo de 228 en enero de 2014 a 168 a principios de este mes, según Baker Hughes, la empresa de servicios petroleros.

Los efectos derivados se sintieron por primera vez en empresas como Schulmberger y Halliburton, que prestan servicios a la industria del petróleo y gas, incluyendo el "fracking" y el tank cleaning, y luego por los restaurantes, tiendas y proveedores de alojamiento que sirven a los trabajadores. "Esto está haciendo mucho daño", dijo Jeff Myers, un propietario que ha alquilado su propiedad a las empresas que operan los llamados man camps. "Todo el mundo aquí esta teniendo un poco de miedo".

Texas ha estado aquí antes. Dado que el petróleo se disparó de Spindletop Hill en 1901, estableciendo en el estado en camino de convertirse en el principal productor de Estados Unidos, que ha pasado por una serie de subidas y bajadas. El colapso más reciente vino con la caída de los precios del petróleo en la década de 1980, lo que desencadenó una crisis bancaria e hizo caer el valor de las viviendas.

Hoy, la economía del estado es más resistente, diversificada y menos vulnerable a la volatilidad de la industria del petróleo, dicen los economistas. Pero eso no aporta consuelo en las pequeñas ciudades que se han vuelto dependientes de la commodity.

Un gerente de Chesapeake, productor de petróleo, en Carrizo Springs, "Nos está apilando plataformas y despidiendo gente todos los días. Todo el mundo lo hace". La pregunta es si la experiencia de anteriores crisis del petróleo lo hizo más fácil, él negó con la cabeza: "La gente tiene que empezar de nuevo cada vez".

Carrizo Springs, la principal ciudad en Dimmit County, sólo tiene un nudo de comunicaciones claves y una histórica bucólica que ahora está enterrada bajo las ruedas de estruendosos camiones de 18 ruedas. Su población pre-boom de 5000 se ha duplicado en seis años. La tasa de desempleo en el condado ha caído de cerca de 10% en 2009 a 2,8% en diciembre -media promedio nacional de ese mes.

Mientras que los trabajadores petroleros de la ciudad cuentan a sí mismos como víctimas de la caída de los precios del crudo, que en parte contribuyó su propia caída. Además de la débil demanda en Europa y Asia, la caída de los precios del crudo refleja un exceso de petróleo causado por el aumento de la producción estadounidenses de Eagle Ford y otras formaciones shale en Texas, así como aquellos en Dakota del Norte. La producción de Eagle Ford seguirá aumentando hasta el segundo semestre del año, dijeron los analistas de IHS Energy, ya que es demasiado tarde para dejar algunas inversiones. Pero la caída del precio del petróleo significa que las empresas son renuentes a comprometer el gasto fresh. Esto significa poner un alto en la perforación en tierra que han sido arrendadas, parando el fracking de pozos que se han perforado y terminando la producción en los pozos ya fracturados.

Los reguladores financieros han instado a los bancos texanos expuestos en la industria del petróleo a ser prudentes y esperar que el impacto total de un golpe en la segunda mitad de 2015, según personas familiarizadas con las conversaciones. El optimismo, sin embargo, no ha desaparecido por completo. Mario Chávez, un funcionario de la ciudad en Carrizo Springs, dice que recibió a un desarrollador que estaba interesado en la construcción de viviendas y un supermercado.

Offnews.info (Argentina)

 



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