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,
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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.
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| 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.
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| 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.
