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.
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