La pandemia del Covid-19 ha añadido una grave tensión financiera a una industria ascendente de América del Norte que ya estaba tambaleándose por una deuda de miles de millones de dólares.
Con el WTI subiendo más de 40 dólares por barril, la mayoría de las empresas de exploración y producción (E&P) han sido capaces de mantener la cabeza por encima del agua, pero a menos que los precios se fortalezcan aún más, alrededor de 150 E&P más tendrán que buscar la protección del Capítulo 11 hasta 2022, según muestra un análisis de Rystad Energy.
En lo que va de año, según Haynes & Boone, 32 E&Ps ya han solicitado la protección del Capítulo 11, registrando una deuda acumulada de unos 40.000 millones de dólares. En el frente de los servicios petroleros (OFS), 25 compañías han presentado el Capítulo 11. Si el WTI se mantiene en 40 dólares, Rystad Energy estima que este año se presentarán 29 solicitudes más de E&P del Capítulo 11, añadiendo otros 26.000 millones de dólares de deuda en riesgo.
En un escenario en el que el WTI sigue rondando los 40 dólares en los próximos dos años, podemos esperar otras 68 presentaciones de Capítulo 11 de E&P en 2021, y 57 más en 2022, añadiendo 58.000 millones de dólares y 44.000 millones de dólares, respectivamente, de más deuda en riesgo. Eso llevaría el monto total de la deuda de E&P en riesgo desde ahora hasta el final de 2022 a 128.000 millones de dólares.
Si los niveles de precios del WTI permanecen en gran parte sin cambios y nuestros pronósticos del Capítulo 11 se materializan, esto llevaría el número total de solicitudes de E&P en Norteamérica para 2020-2022 a casi 190, comparado con 207 durante el período de cinco años de 2015-2019.
Esto también llevaría el total de la deuda de E&P de América del Norte del Capítulo 11 para 2020-2022 a unos 168.000 millones de dólares, un 36% más que los 122.000 millones de dólares registrados en 2015-2019.
Figura 1. Fuente: Rystad Energy
El número de solicitudes hasta ahora es inferior al registrado en la anterior recesión, en particular en 2016, pero la deuda total para las solicitudes de los primeros siete meses del año, tanto para los actores de E&P como para los de OFS, ya está al mismo nivel que el año completo de 2016, en 70.000 millones de dólares.
Mirando la deuda promedio por compañía, 2020 parece ser un claro atípico, en 1.200 millones de dólares. Esto es 160% más alto que la deuda promedio de $460 millones registrada en el período 2015-2019 y el doble del nivel de 2017, que fue el segundo más alto en términos de deuda promedio en un año.
Tanto los casos de E&P como de OFS del Capítulo 11 muestran la misma dinámica este año – con la deuda promedio para un E&P de 1.250 millones de dólares y para una empresa de OFS de 1.190 millones de dólares.
El sector de OFA suele tener una deuda menor que el de E&P, ya que el primero en los EE.UU. está salpicado de pequeños proveedores y prestadores de servicios, mientras que la estructura de capital de las empresas de E&P más pequeñas suele ser de propiedad totalmente familiar. El promedio de deuda del sector de OFS es mayor este año debido a varias grandes quiebras.
El modelo del Capítulo 11 de E&P se basa en un análisis de flujo de caja que cubre alrededor de 10.000 E&P de petróleo y gas activos en Norteamérica. El modelo está diseñado para presentar una perspectiva a nivel macro en lugar de examinar los puntos de vista de las empresas individuales, ya que la estructura de capital de la mayoría de las E&P pequeñas y privadas se basa en supuestos y coincide con el número real de casos del Capítulo 11.
“Si bien una mejora en los precios del petróleo hacia los 40 dólares por barril WTI ahorró un número significativo de E&Ps y evitó las primeras presentaciones del Capítulo 11 en junio-julio, el actual entorno de precios no es de ninguna manera suficiente para un gran número de E&Ps a mediano plazo. Como los programas de cobertura establecidos en el WTI de más de 50 dólares por barril expiran en la segunda mitad de este año, anticipamos una mayor presión financiera sobre la industria a menos que los precios del WTI se recuperen aún más”, dice Artem Abramov, Jefe de Investigación del Shale de Rystad Energy.
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