Pregunte a cualquier persona que ejecuta una empresa de energía global ¿hasta qué punto el precio del petróleo va a caer? y es probable que obtenga una sonrisa irónica en respuesta. No es de extrañar que el mercado haya cambiado completamente. La inesperada decisión de la OPEP en noviembre de no recortar la producción de cara al exceso de oferta de Estados Unidos y el debilitamiento de la demanda de China, que provocó un crash que nadie predijo.
Arabia Saudita,
líder de facto de OPEP, ha dicho que ya no desempeña su papel tradicional de
productor swing. "Ya sea a la baja
de $20, $40, $50, $60, eso es irrelevante", dijo el ministro de
petróleo del reino Ali al-Naimi en diciembre. El efecto de esas palabras ha
sido eliminar cualquier piso implícito de precios. Desde entonces, el crudo
Brent internacionalmente comercializado ha llegado a un mínimo de seis años a
45 dólares por barril. Es una caída hasta el 50% desde el pico de verano pasado
y con una distancia del punto más bajo de la crisis financiera de 2008. Un
retorno a los niveles de 100 dólares parece remoto.
Las repercusiones
del slide sólo ahora se están
empezando a sentir. Una ola de adquisiciones corporativas podría formar de nueva
industria energética maltratada por la caída de los precios. Royal Dutch Shell
acordó 55 billones de libras en una oferta este mes por BG Group, el mayor
acuerdo energético en más de una década, que puede marcar el comienzo de una
mayor consolidación.
Los ganadores serán
probablemente las grandes economías consumidoras del mundo: Estados Unidos,
Europa y China. Las familias podrán disfrutar de un mayor poder adquisitivo y
la caída podría impulsar el crecimiento en la economía global. Pero las
regiones que producen sufrirán un duro golpe.
Los países que
dependen en gran medida de los ingresos por exportaciones de petróleo, los que
tienen limitadas reservas de divisas y poblaciones considerables -Irán, Irak y
Venezuela, por ejemplo- lucharán. La posición de Rusia se ve cada vez más
precaria, con su vasto sector de energía también afectado por las sanciones
occidentales a causa del conflicto con Ucrania. Miles de trabajadores
vinculados a la industria de las arenas bituminosas de Canadá, una de las
regiones donde hay más alto costo de producción, han perdido sus puestos de
trabajo. Ciudades como Calgary en Canadá y Aberdeen, el hogar de las empresas
que operan en la parte británica del Mar del Norte, se enfrentan a un sombrío
2015.
Bob Dudley, jefe
ejecutivo de BP, ha comparado la caída de los precios a la crisis que paralizó
a la industria en 1986. Entonces, la OPEP decidió cambiar una política centrada
en los precios a una enfocada en el market
share, en efecto, una decisión que permitió que los precios cayeran. "Esta es una crisis por la oferta",
dijo Dudley, advirtiendo que las empresas deben estar preparadas por varios
años de precios más bajos.
De hecho, el
aumento de las reservas de crudo estadounidenses, producto de la "revolución shale" americana, hace
que los tanques de almacenamiento estén llenos en el hub en Cushing, Oklahoma. Y, como los pequeños, los productores
independientes que han permitido la revolución cortaron drásticamente el número
de equipos de perforación utilizados en la exploración, no hay señales de un
retroceso en la producción estadounidense.Esto seguirá profundizándose.
Las compañías
petroleras más grandes del mundo están reaccionando. Se espera que los
presupuestos de exploración para este año se corten en un 30%, según Wood
Mackenzie, la consultora de energía, con las llamadas supermajors cortando el gasto de capital. Emma Wild, director de
asesoramiento en petróleo upstream para KMPG, dijo que los accionistas están
exigiendo a las grandes multinacionales que se conviertan en "más agiles y más eficientes"
después de años de los crecientes costos que han erosionado la rentabilidad del
capital.Ahora, tras la caída de los
precios, tanto como 1 trillón de dólares en inversión está en riesgo, dijo
Goldman Sachs.
La industria de
servicios petrolera se llevan la peor parte de una ola de reducción de costos,
con los contratos de equipos de perforación para exploración en aguas profundas
son costosas comparadas con las paradas o abandonadas. Las tarifas para la
plataformas marinas se han desplomado un 20% respecto a los niveles de hace un
año.
A excepción de
Shell, que está instalado en Alaska, con planes de perforación en el Ártico, la
nueva frontera petrolera, han estado en gran medida en suspenso. Pero la
magnitud de los recortes es muy variable, con algunos exportadores como Tullow
recortando sus gastos en un 80% para conservar dinero, mientras Shell está
manteniendo estable el gasto este año en términos generales.
Arthur Hanna,
director general de energía en Accenture, dijo que gran parte de la industria
había esperado una reacción del mercado a la decisión de la OPEP de noviembre,
pero que muchos ejecutivos se vieron sorprendido por la rapidez de la caída de
los precios. "Eso ha dado lugar a
una gran cantidad de actividades para apuntalar los balances en 2015. Los
supermajors están buscando formas de servicios de cooperación compartida podría
extenderse: servicios financieros, pagos, tesorería y funciones de back office".
Al mismo tiempo,
miles de millones de dólares en activos se han puesto a la venta en medio de
expectativas de una ola de fusiones y adquisiciones. Algunos operadores están
tratando de reducir su exposición a las regiones productoras de mayor costo,
como el Mar del Norte y el Golfo de México. Hasta ahora, a pesar del takeover de BG, las predicciones de
ofertas transformadoras comparables a las tomas de posesión de la década de
1990 que crearon supermajors de hoy
se contemplan como prometedoras. Las fusiones en esta escala son riesgosas
-algunos argumentan- rara vez ofrecen ahorros prometidos.
Lo más probable es
que la consolidación de los exploradores más pequeños de Estados Unidos, que se
endeudaron fuertemente para financiar su parte en el boom del shale y que ahora
se encuentran luchando por cumplir con los pagos de los bonos o están en riesgo
de incumplir los pactos de los préstamos bancarios basados en reservas. Otros
permanecen aislados de los efectos de la caída del precio del crudo, haciendo
"hedged" en su producción
hasta bien entrado este año con la venta de barriles por adelantado a más altos
precios. Pero estos hedges expirarán
pronto.
Cuando lo hacen,
los altos niveles de endeudamiento podrían tener una influencia decisiva en lo
que sucede después. El stock de deuda emitida por los hidrocarburos y otras
empresas de energía representan alrededor del 15% de los principales índices
con grado de inversión de Estados Unidos.
Los rendimientos de
los bonos emitidos por los grupos de energía de mayor riesgo, que se mueven
inversamente a los precios, han subido como los precios del petróleo cayeron,
reflejando la preocupación de los inversores. Eso hace subir los costos de
refinanciación de las empresas. Todo esto podría estimular la consolidación.
Sarah Wiggins, de
socios de M&A en Linklaters, estima que 180 billones de dólares en "dry powder" están listos para
ser desplegado por los fondos de los inversores de capital incluidos los que
están en dificultades. Wiggins apunta 8 billones de dólares recientemente
obtenidos en los mercados de bonos por parte de ExxonMobil, el gigante
estadounidense, que ha dicho que está "alerta"
en las adquisiciones bolt-on. Otros
compradores posibles incluyen los grupos de private
equity como Carlyle y Blackstone, mientras el millonario ruso Mikhail
Fridman ha puesto en marcha un fondo de 10 billones de dólares, dirigido por el
ex presidente ejecutivo de BP, Lord Browne, a la caza de adquisiciones.
Sin embargo, la
feroz reducción de costos y la escala de la carga de deuda corporativa están
también tendiendo a limitar la producción. La razón por la que la producción de
petróleo y gas de Estados Unidos ha seguido creciendo es que los productores se
han centrado en sus pozos más productivos y rentables. Con el tiempo, la
reducción de la inversión y el crecimiento más lento de la producción deben
poner un piso al mercado.
Las previsiones de
Standard & Poor son de una recuperación para el Brent de cerca de 75
dólares por barril para 2017. Para entonces, dicen algunos analistas, será el
"Lower 48" -el hogar del
shale estadounidense- que ha convertido la oscilación de la producción global,
capaz de encender y apagar los grifos para satisfacer la demanda. Esperar un
paseo volátil y ajuste doloroso para la industria.
¿Estados Unidos productor swing?
Con la OPEP
cediendo el control por primera vez desde la década de 1980, el petróleo shale
estadounidense ha sido ungido como un nuevo "productor swing" mundial por todos, desde ConocoPhillips y
Goldman Sachs hasta el ex presidente de la Fed Alan Greenspan. Pero ¿pero puede
hacer eso realmente el petróleo estadounidense?
Los productores
cortaron miles de millones en gastos, hay ociosas plataformas en la mitad del
país y mantienen más de 3.000 pozos fuera del mercado, y todavía tardaron cinco
meses para que la producción estadounidense comience a caer. Los analistas y
los bancos dicen que una recuperación de la producción también será más lenta y
más difícil de lo que sería para un sólo productor como Arabia Saudita.
"Cuando tú piensas en un productor swing, tú
piensas en la OPEP y piensas en la capacidad de reserva que puede encenderse o
apagarse", dijo Trisha Curtis, director de investigación para petróleo
y gas del Energy Policy Research Foundation Inc. "El petróleo estadounidense puede responder, pero la respuesta va a ser
complicada, que a va a ser irregular y no va a suceder durante la noche".
En el corazón de
todo esto está el hecho de que el suministro de petróleo de Estados Unidos no
es controlado por una sola entidad del estilo de Aramco, con una palanca en los
9.4 millones de barriles diarios de producción. "El equilibrador tradicional del mercado no está allí",
dijo Daniel Yergin, vice presidente de análisis de energía para IHS. "La gente ha empezado a describir a Estados
Unidos como un productor swing. Si es un productor swing, la recuperación va a
ser mucho más volátil", dijo.
“Mientras su respuesta puede ser menos
consistente que la de Arabia Saudita, los perforadores de América obedecen
únicamente a las condiciones del mercado y en realidad pueden disminuir la
volatilidad, al servir como un control sobre el resto del mundo”, dijo John
Ayers, vicepresidente ejecutivo de la consultora Turner Mason & Co., con
sede en Dallas.
Basándose en
oportunidades flexibles, low-cost que
pueden detener e iniciar en un centavo será fundamental ya que Estados Unidos
se está convirtiendo en algo que será crítica como los perforadores
estadounidenses haciéndose suministrado swing del mundo, presidente y jefe
ejecutivo ConocoPhillips, Ryan Lance a principios de 8 de abril. "Estamos entrando en un mundo que va a
caracterizarse por menores, el aumento gradual de los precios y mucha
volatilidad".
El retroceso en la
extracción de petróleo de Estados Unidos es un buen ejemplo de cóom el mercado
va a jugar en el futuro, dijo Mike Wittner, jefe de investigación de petróleo
para Societe Genérale en New York. Los precios del petróleo comenzaron a
colapsar en septiembre, y sin embargo, los productores estadounidenses en
realidad no empiezan tirando plataformas fuera de los campos hasta diciembre.
Cuando los precios reboten, su regreso a los campos shale tomará otra vez
meses", dijo. "Los big dogs, los saudíes, pueden cortar sus
dedos y hacer que eso suceda mañana", dijo Wittner.
Los precios de
petróleo cayeron, deteniendo un rally que muchos analistas dicen que podría no
ser sostenible. Los precios del petróleo han subido cerca de un 30% desde un
mínimo en marzo sobre las expectativas del mercado sobre abastecido que entrará
en equilibrio a finales del año. Pero los analistas han advertido que, si bien
la producción de Estados Unidos podría dejar de crecer o incluso caer en los
próximos meses, otros grandes productores siguen bombeando a un ritmo más
rápido, lo que agrava la situación global.
El crudo dulce
sweet para entrega en mayo recientemente operaba con una baja de 21 centavos, o
0.4%, a 56.17 dólares el barril en el New York Mercantile Exchange. Los precios
del petróleo han aumentado en nueve de las últimas 11 sesiones de la negociación,
pero siguen siendo de más del 40% desde el pico del verano pasado. "Mientras que el cambio en el sentimiento no
es necesariamente defectuoso, la oscilación a lo extremo es exagerada",
dijeron los analistas de la consultora Energy Aspects, con sede en Londres.
"Las cifras semanales sobre la producción son un
modelo de producción estimada, en lugar de los datos observados, y por lo tanto no son
confiables", dijo el Citigroup en una nota. "El riesgo de mercado es ahora que el rally ha llegado demasiado pronto
para que el suministro se reduzca de manera significativa", que podría
hacer que los precios cayeran nuevamente en la segunda mitad del año, dijo el
banco.
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