La disciplina del capital en los productores del shale oil estadounidense y los precios más altos del petróleo han logrado que retorne el flujo de caja. Ahora, bajo mejores escenarios de precios, es oportuno preguntarse qué harán estas empresas con el dinero, si volverán al desenfreno de gastos que las caracterizó y las condujo a la destrucción de valor.
La inversión en perforación en el área de shale oil se ha mantenido baja después de que se recortaron los presupuestos en 2020, reduciendo alrededor de 1 millón de bpd del pico de producción de hace un año. Sin embargo, todavía quedan 7 millones de bpd de pozos productores.
Los buenos niveles de producción combinado con un bajo gasto y un WTI a US$ 60 por barril, es la receta perfecta para generar mucho flujo de efectivo.
¿Cuál es la cifra de flujo de caja?
Los 10 principales productores independientes generarán casi US$ 10 mil millones de flujo de efectivo libre a US$ 50 por barril WTI durante los próximos 12 meses, esta cifra llegaría a US$ 20 mil millones con el crudo a US$ 60 por barril.
Los cálculos de Wood Mackenzie en el marco de “permanecer plano” donde las empresas se adhieren a la disciplina de capital y limitan la inversión en alrededor del 70% del flujo de efectivo operativo, algunas incluso más bajas. Para ponerlo en perspectiva, a US $ 60 / bbl WTI, las empresas podrían duplicar sus presupuestos actuales para perforaciones en shale oil/tight oil en 2021.
Incrementa la perforación
Los cortos ciclos de inversión requeridos en shale oil significa que es muy sensible a los precios. A medida que aumentaron los precios del petróleo, se han agregado 123 plataformas petrolíferas horizontales al nadir que alcanzó en agosto de 2020 cuando llegó a147 plataformas.
Sin embargo, no hay que enfocarse tanto en un rebote desde un punto tan bajo. El recuento sigue siendo menos de la mitad del número que operaba hace un año y el despliegue ha sido bastante mesurado.
En promedio, se han agregado alrededor de cinco plataformas petroleras por semana este año, la mitad de la tasa de fines de 2016 y principios de 2017, cuando el WTI tuvo un repunte similar.
El mesurado crecimiento en el despliegue de plataformas es claro indicativo que la disciplina del capital ha estado funcionando.
WoodMac calcula que se necesitan alrededor de 150 plataformas petrolíferas más solo para revertir la disminución de la producción iniciada por la pausa de 2020 en la perforación. Al ritmo actual, eso llevará seis meses.
¿El aumento del flujo de efectivo significará aún más plataformas?
Esto es crucial, pero no hay una respuesta uniforme sobre lo que hará el sector con el efectivo disponible. Seguramente los niveles de endeudamiento de cada petrolera en particular será lo que determine que harán.
Hay una larga lista de productores petroleros independientes que están muy endeudados, y puede que no sea una coincidencia que por lo general tengan las carteras de peor calidad.
Los prestamistas e inversores esperarán que estos productores utilicen el excedente de efectivo para reparar el balance.
Entonces, no habría nuevas plataformas para estas empresas, e incluso a US$ 60 por barril, muchos de ellos necesitarán al menos de tres a cuatro años para reducir los niveles de endeudamiento (apalancamiento) al 20%, un nivel que se considera más manejable para estas empresas.
La generación de efectivo será sustancial, pero la reducción de la deuda es una prioridad para muchas empresas.
Figura 1. La reducción de deuda es la prioridad
Las empresas que están financieramente más fuertes
Los perforadores más grandes, mejor posicionado financieramente tienen más opciones. Los dividendos, las recompras, las transacciones de activos y las nuevas perforaciones están sobre la mesa para las principales empresas con una estrecha exposición al petróleo, así como para un puñado de independientes, incluidos ConocoPhillips, EOG, Pioneer y Devon.
Las empresas perforadoras mejor posicionadas tienen varias opciones, sin embargo, es probable que se mantengan con el control de gastos.
Ahora bien, la percepción de WoodMac que la mayoría de las empresas todavía tiene la intención de controlar estrictamente el gasto en 2021. ExxonMobil, como el participante más grande del Pérmico, tenía en operación casi 60 plataformas antes de la caída de precios, pero este año maneja solo de 7 a 10 plataformas.
La gerencia de Exxon dijo en la actualización de su estrategia el 3 de marzo que el flujo de caja adicional se destinará a pagar la deuda.
Pioneer dará más a los accionistas bajo su plan de dividendos variables. Si paga el dividendo variable completo a US$ 60 por barril (75% del flujo de caja libre de US$ 2.000 millones), el rendimiento de dividendos prospectivo de Pioneer sería del 7,5%, a la par con las grandes empresas.
Aquellos que buscan aumentar el gasto, incluso de una manera disciplinada y dirigida, pueden encontrar la resistencia hostil de los inversores que desconfían de desencadenar otro ciclo de auge y caída del petróleo el sector del shale oil.
El balance de la petrolera EOG se encuentra entre los más sólidos del sector. Sin embargo, sus acciones cayeron inmediatamente un 10% la semana pasada cuando anunció planes para aumentar el gasto en un 10% este año y establecer objetivos de crecimiento de la producción del 8% al 10%, el más alto del sector.
La estrategia correcta
Las empresas han optado por “mantenerse plano” en sus operaciones, sin embargo, esta estrategia no es favorable por mucho tiempo.
Es una estrategia de recuperación para mantener a las empresas funcionando mientras intentan ganarse nuevamente el favor de los inversores. En última instancia, los inversores querrán crecimiento, ya sea en los ingresos o en los resultados.
El crecimiento del volumen en un productor marginal como el petróleo shale puede ser de corta duración, como demostraron las dos grandes recesiones.
En un sector que está madurando como el del shale oil, la consolidación es la respuesta probable.
Las adquisiciones podrían ser un uso de efectivo futuro. Podemos esperar que las empresas mejor posicionadas o “ricas” absorban a los que “no tienen”, eliminen más costos y reduzcan la inversión.
La OPEP + y el shale oil estadounidense
La OPEP + estará observando como un halcón la recuperación de la producción estadounidense. El boom del shale oil “se comió el almuerzo” de la OPEP durante una década. Los productores estadounidenses capturaron la mayor parte de la demanda competitiva en la construcción de la producción hasta el 7% de la oferta mundial actual.
Las dos preguntas críticas son qué tan altos suben los precios y cuánto tiempo permanecen allí.
El riesgo es que la disciplina del capital se debilite bajo el calor de los altos precios sostenidos y el capital externo regrese al sector.
El WTI a US$ 50 mantiene sin cambios la producción estadounidense de los “Lower 48” en 9 millones de bpd, el incremento a US$ 60 por barril agrega 1 millón a mediados de la década de 2020 y US$ 70 por barril agregará otro millón de bpd.
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