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sábado, 8 de diciembre de 2018

Una de fracking y otra de arena


Como los toxicómanos, capaces de pagar cualquier precio por un gramo de droga, vivimos en una sociedad yonquizada por el petróleo que explica en buena medida que las autoridades estadounidenses no actúen frente a la burbuja del fracking de la que me he ocupado varias veces tanto en este blog (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8) como en un par de libros. No obstante, las cosas tienen un límite y la explotación a pérdidas de determinados recursos comienza a dar señales de agotamiento.
La rápida caída de los precios del petróleo finalmente ha cobrado la primera víctima, pero no será la última. El gobierno de la provincia de Alberta (Canadá) anunció la semana pasada un importante recorte en la producción de petróleo de arenas bituminosas para frenar la sangría del bajo precio del crudo. El precio pagado por el petróleo de arenas bituminosas ha caído un impresionante 77% desde su punto máximo hace solo dos meses. Y hay que tener en cuenta que en Canadá el 80% de los recursos petrolíferos proceden de esas arenas.
Conocidas también como arenas asfálticas, las arenas bituminosas son una combinación de arcilla, arena, agua y bitumen (también llamado “betún” o “brea”), que está constituido por una mezcla de líquidos orgánicos altamente viscosa, negra y pegajosa (en Venezuela es conocido como chapapote). Para poder ser utilizado en la industria petrolífera, el bitumen necesita ser mejorado (upgraded) desde el momento mismo de su bombeo, dado que es demasiado viscoso como para fluir. Por tanto, debe sufrir un proceso de ruptura molecular muy complejo y poco rentable, además de que su obtención como materia prima es ambientalmente muy dañina: en promedio se necesitan dos toneladas de arenas asfálticas, obtenidas en minería a cielo abierto, para obtener un solo barril de petróleo.
Aunque el precio del petróleo de arenas canadienses es el que más ha caído, también está experimentando descensos sustanciales el precio estándar del petróleo crudo del oeste de Texas. Por ejemplo, el precio pagado por el crudo del yacimiento de fracking más grande Estados Unidos, el texano Bakken, ha caído un 42% desde su máximo en octubre. Esa es una noticia terrible para los productores de petróleo por fracking de Dakota del Norte, cuya producción depende de tanto de los costes elevados de la propia fractura hidráulica como de los derivados de su transporte hasta las refinerías del Golfo.
De acuerdo con un artículo de Zerohedge, Alberta ha ordenado un recorte en la producción de petróleo "sin precedentes" para combatir el desplome de los precios. El plan, que se anunció un domingo por la noche, reducirá la producción de crudo en bruto y betún de Alberta en 325.000 barriles por día durante tres meses a partir de enero. La reducción bajará luego hasta 95.000 barriles diarios hasta el final del próximo año. La reducción de 325.000 barriles diarios le costará a la industria petrolera de Alberta al menos 500 millones de dólares a los precios actuales del mercado.
Como puede verse en la gráfica procedente del mencionado artículo de Zerohedge, el precio del petróleo Western Canadian Select (WCS) ha caído a un nuevo mínimo (13,46 dólares US) en comparación con los mínimos anteriores establecidos a principios de 2016. Cuando el precio del petróleo estadounidense se cotizaba a 30 dólares por barril en enero de 2016, el precio del WCS era de 15 dólares. Ahora, con el precio del petróleo estadounidense a 53, el petróleo de las arenas bituminosas del oeste de Canadá se cotiza a casi 40 dólares menos por barril.
Mientras que los precios más bajos del petróleo han llevado al gobierno de Alberta a emitir un recorte obligatorio de la producción de petróleo, las fuerzas del mercado probablemente serán el factor principal para reducir el suministro de petróleo procedente de las lutitas estadounidenses explotadas por fracking.¿Por qué? Bueno, porque los precios pagados por el petróleo de los diversos campos de lutitas también se han comercializado a un descuento mayor que el precio de referencia del petróleo (West Texas Intermediate: WTI) que se cotiza en Estados Unidos. Según puede verse en la siguiente gráfica, el crudo de lutitas del Bakken se ha desplomado a un mínimo de 39,55 dólares por barril desde su máximo de 66,50 en octubre.
Caída de los precios del barril de petróleo en 2018, incluyendo el precio WTI, los precios de los dos principales campos de lutitas de EEUU y el de las arenas bitumnosas (Tar Sands). 
Item más: el precio pagado por el petróleo procedente del segundo campo de lutitas más grande de Estados Unidos, el Eagle Ford, ha caído un 36% desde su máximo en octubre. Todos estos puntos de referencia se negocian con un descuento mucho mayor al precio estándar del West Texas Oil, el cual, a su vez, se ha reducido un 30% desde su máximo de 76,41 dólares. Por lo tanto, como se puede ver, las fuentes de petróleo no convencionales de mayor coste están sufriendo sus precios más bajos.
La industria del petróleo de lutitas de Estados Unidos está en serios problemas, ya que el 75% de las empresas aún sufren de un flujo de efectivo libre negativo, lo que quiere decir que están vendiendo su producción a pérdidas. Aunque he escrito sobre esto algunas veces, la siguiente gráfica, obtenida de un artículo de Rystad Energy, es muy ilustrativa. En la gráfica aparecen dos indicadores: el flujo de efectivo libre para capital (Free Cash Flow to Equity o FCFE), que se compara con las inversiones en bienes de capital o CAPEX (Capital Expenditure) y el CFO (Cash Flow Operative).  
El FCFE es una medida de cuánto efectivo se puede distribuir a los accionistas de la empresa como dividendos después de todos los gastos, las reinversiones y los reembolsos de la deuda. Mientras que los dividendos son los flujos de efectivo realmente pagados a los accionistas, el FCFE es el flujo de efectivo disponible para los accionistas. El flujo de caja operativo (CFO) es la cantidad de dinero en efectivo que genera una empresa a través de sus operaciones. Este flujo permite valorar y cuantificar las entradas y salidas de dinero mediante las actividades de explotación, por lo que resulta difícil de manipular.
La gráfica muestra el FCFE y el flujo de efectivo de las actividades operativas (CFO) con todas sus partidas agregadas en los primeros tres trimestres de 2018 (Q1 a Q3). Además de los valores específicos de las compañías de Exploración y Producción (E&P) de fracking, la gráfica muestra a las principales compañías energéticas (ExxonMobil, Chevron, BP, Shell, Eni) con fines comparativos. Aunque el fracking es una parte importante de la mayoría de las carteras de esas grandes compañías, difícilmente genera flujos de efectivo a nivel corporativo para cualquiera de ellas. Esas compañías gastaron entre el 49 y el 67% de su CFO en 2018 en gastos de capital. Además, generaron entre 4.700 y 11.200 millones de FCFE en los primeros nueve meses de 2018.
En lo que se refiere a los operadores de fracking, EOG generó 900 millones de FCFE en los tres primeros trimestres de 2018, el máximo generado entre las E&P puras (es decir, excluyendo a Oxy que tiene sectores químicos integrados). La mayoría de las empresas de tamaño medio se encuentran en una zona FCFE negativa con un gasto de capital que supera al CFO. Lo que es importante entender es que incluso con los precios más altos del petróleo experimentados este año, tres cuartas partes de las empresas de fracking siguen gastando más de lo que ganan. Además, la industria estadounidense de lutitas ha acumulado una deuda de casi 300.000 millones de dólares. ¿Qué sucederá si el precio del petróleo continúa bajando durante los próximos meses? © Manuel Peinado Lorca. @mpeinadolorca.