El dudoso futuro de las petroleras

La plataforma Centenario en el Golfo de México. Dario Lopez-Mills/Associated Press

A pesar de que el precio del petróleo ha repuntado, rondando los US$60 el barril, los obituarios se siguen escribiendo. Las grandes petroleras privadas enfrentan grandes interrogantes de sus accionistas, a los que les preocupa que la amenaza del cambio climático implique que algunas de las reservas de las que dependen estas compañías nunca sean extraídas. En un reciente informe, el banco británico HSBC exhortó a los inversionistas a contemplar estrategias para abordar los llamados “activos obsoletos”.

El riesgo es genuino y no tiene solamente que ver con los esfuerzos para frenar el cambio climático.

Una advertencia: la decisión de Arabia Saudita de seguir produciendo petróleo a pesar de la caída de los precios. Aparte de recuperar participación de mercado a costa de los rivales con costos más altos, el ministro de hidrocarburos del país ha manifestado su preocupación acerca de la demanda de largo plazo ante los cambios tecnológicos y regulatorios.

Casi 1.400 políticas vinculadas al clima han entrado en vigor en el mundo desde 2013, según la Agencia Internacional de Energía, un alza frente a las menos de 200 que había en 2005. Mientras tanto, aunque los vehículos eléctricos siguen siendo una diminuta fracción del mercado global de automóviles, su crecimiento desde casi cero hace cinco años ha sido meteórico.

Un argumento que se esgrime en contra de tales preocupaciones es que las valuaciones de las petroleras reflejan, en su mayor parte, el valor comprobado de las reservas de crudo y gas, que probablemente serán extraídas antes de que se produzca una disrupción seria.

Tal razonamiento es sólido únicamente si se asume que los flujos de caja futuros serán distribuidos en lugar de reinvertidos. Pero así no funciona el sector. En los últimos diez años, Exxon Mobil,  Royal Dutch Shell y Chevron reinvirtieron, en conjunto, 66% de su flujo de caja operativo, según los datos de S&P Capital IQ; las recompras de acciones y los dividendos sólo llegaron a 46%. EL flujo de caja de sus operaciones apenas cubrió los gastos de capital de Exxon y Shell en el primer trimestre, mientras que el flujo de caja libre de Chevron fue pronunciadamente negativo.

Además, más de la mitad de los gastos de capital de los últimos 10 años tuvieron lugar después de 2010. Mientras los productores proyectan diferentes escenarios, la mayor parte de esa inversión se realizó en un entorno caracterizado cuando la cotización del petróleo superaba los US$100 el barril y el colapso del precio tomó a la industria por sorpresa.

La dinámica de esta caída, que se produjo en medio de un auge de la inversión, vuelve más inmediata la amenaza de los activos obsoletos. Luego de estudiar 37 grandes petroleras privadas, Citigroup estima que hasta un máximo de 40% del ciclo de inversión actual, unos US$1,4 billones (millones de millones), podría financiar o haber financiado proyectos que tienen problemas para generar retornos aceptables cuando el precio del crudo no supera los US$75 el barril. Las iniciativas de arenas bituminosas y gas natural licuado, que demandan una inversión significativa por adelantado y cronogramas largos antes de que empiecen a generar un flujo de caja positivo, parecen particularmente expuestos. Los contratos a futuro del crudo Brent durante los próximos cinco años promedian US$74 el barril.

En última instancia, la diferencia entre tales precios y las estimaciones de los proyectos, sientan las bases para un nuevo ciclo de caída de la inversión, restricción de la oferta, y una nueva alza de los precios. En el ciclo actual, sin embargo, hay que sumar otros dos riesgos.

En primer lugar, el auge de la energía de esquisto, que ha contribuido a generar un exceso de suministro que afecta los precios, representa una fuerza deflacionaria. Los avances de productividad han reducido los precios en los que el crudo producido en EE.UU. empieza a generar una ganancia, lo que vuelve a algunos yacimientos de esquisto más competitivos que fuentes tradicionales como el Golfo de México, el Mar del Norte y Rusia.

Lo segundo es que la decisión de Arabia Saudita de priorizar su cuota de mercado también es deflacionaria. Si el gobierno del país está verdaderamente preocupado acerca de los mayores obstáculos regulatorios y tecnológicos sobre la demanda petrolera de largo plazo, tiene un incentivo para seguir produciendo en grandes cantidades. El abaratamiento del crudo ayuda a desalentar o dilatar los esfuerzos para limitar el consumo. Lo más importante es que si se sospecha que la materia prima que el país produce tiene los días contados, es mucho más conveniente extraerla ahora en lugar de esperar.

Este es el dilema que aqueja a las grandes petroleras del sector privado. Luego de haber invertido miles de millones de dólares en los últimos años, muchas de ellas apuestan a que los precios pronto regresen pronto a los más de SU$100 el barril. Eso sería un alivio de corto plazo, pero también ayudaría a las empresas de energía de esquisto, que tienen ciclos de producción mucho más cortos. La demanda de crudo no tiene que desvanecerse por completo para dejar a un productor con activos obsoletos, a las empresas les basta con tener activos poco competitivos.

Fuente: The Wall Street Journal, 07/05/15.