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Mercado de Petroleo

MERCADO DE PETROLEO

El precio del petróleo es el factor fundamental que define el nivel de actividad de la industria de perforación offshore. La industria petrolera es una industria altamente cíclica y actualmente nos encontramos en la parte baja del ciclo. Las compañías del sector se están enfrentando desde hace cinco años a un entorno muy complicado a raíz del desplome de los precios del petróleo: más de un 70 por ciento desde los niveles de máximos alcanzados en junio del 2014 (112 dólares) hasta el mínimo de enero del 2016 (28 dólares).

Los precios se han recuperado progresivamente durante los cuatro últimos años, especialmente a raíz del anuncio de recorte de la producción por parte de la OPEP.

La bajada de los precios ha sido provocada por un desequilibrio entre oferta y demanda. Se procederá a continuación a analizar de manera separada la evolución y previsiones de ambos componentes y posteriormente se definirá en qué rangos se pueden mover los precios en los próximos años.

 

Oferta

La gran revolución desde el punto de vista de la oferta se ha vivido con la explotación de reservas de petróleo no convencional de esquisto (shale oil o tight oil en inglés). Si bien estas reservas eran conocidas hace muchos años su explotación no era rentable, pero gracias a los avances tecnológicos se posibilitó su extracción de forma económica mediante técnicas de perforación horizontal (fracking) (*). Gracias a ello Estados Unidos ha duplicado su producción nacional en apenas cinco años.


El shale oil  es crudo que se encuentra en roca fragmentada y se extrae utilizando métodos poco convencionales como pirólisis, hidrogenación y fusión térmica. Mientras que la extracción convencional consiste en perforar un agujero en el suelo desde el cual se bombea petróleo, el shale oil se extrae bombeando una inmensa cantidad de agua, productos químicos y arena en la roca, fracturando así la roca y liberando el petróleo crudo y / o gas recogido. Este método se denomina fracking hidráulico y se utiliza principalmente en conexión con pozos horizontales, que mejor fracturar la roca.

Estados Unidos tiene grandes reservas de petróleo de shale oil y varios grandes yacimientos de petróleo. Los tres más grandes son Bakken, Permian y Eagle Ford. El volumen de producción de petróleo de esquisto bituminoso en los EEUU aumentó gradualmente de alrededor de 1 mill. de barriles en 2007 a más de 5 mill. de barriles por día a principios de 2016.


Los países que tradicionalmente exportaban a Estados Unidos han tenido que encontrar otros mercados para comercializar su producción lo que incrementó la competencia y facilitó la bajada de precios. Adicionalmente Irak y Canadá han ido aumentando progresivamente sus exportaciones cada año e incluso Rusia, a pesar de sus problemas internos, ha logrado producir a niveles récord.

Arabia Saudí, principal productor de la OPEP, inició una guerra de precios para sacar del mercado el fracking estadounidense, la OPEP elevó su producción casi en dos millones de barriles diarios con el objetivo de mantener un precio bajo que llevara a las empresas de fracking a la bancarrota.

Sin embargo no se ha logrado el efecto esperado ya que las empresas de fracking se han mostrado más resilentes de lo esperado y no han afectado al corazón de la industria como se esperaba. Se han producido unas cincuenta quiebras de pequeños productores más ineficientes y sobreendeudados. Además quebrar no significa cerrar ni desaparecer, varias empresas que han quebrado o reestructurado su deuda se han recuperado posteriormente. Si bien, la producción de EEUU se redujo en 2016, éste ha llegado a superar a Rusia y Arabia Saudí y a día de hoy es el mayor productor mundial de petróleo del mundo, produciendo más de 12 mill. de barriles diarios.

La estrategia de la OPEP tuvo resultados adicionales. Primero, debido a los bajos precios del petróleo las finanzas de los países productores se han ido deteriorando progresivamente y se han visto en la necesidad de acometer medidas para que los precios se eleven. Segundo, los inventarios de crudo en la OCDE (en 2016) se situaron a máximos históricos y rompieron la barrera récord de 3,1 millones de barriles provocando un exceso de petróleo.

La situación de exceso de oferta provocó un exceso de inventario que se situó en niveles superiores a los normales.

En los últimos años han sucedido una serie de acontecimientos que indican que la producción podría recortarse o crecer a ritmos inferiores:

  • Venezuela debido a su inestabilidad política ha visto como su producción se hundía progresivamente (e incluso llegando a interrumpir la producción por problemas en el suministro eléctrico), los ataques de los rebeldes en Nigeria también han frenado la producción en esa región, y los combates en Libia han frenado los esfuerzos para recuperar su industria petrolera.
  • En la última reunión de la OPEP (responsable de un tercio de la producción mundial) liderados por Arabia Saudí acordaron prorrogar hasta marzo de 2020 la reducción de la producción en 1,2 millones de barriles al día. Rusia y otras naciones no pertenecientes a la OPEP también acordaron disminuir su producción. Este anuncio hay que tomarlo con cautela ya que por un lado estos acuerdos a menudo no son respetados y por otro lado la capacidad de la OPEP de influir en los precios es cada vez menor.
  • Irán, que había perdido buena parte de su cuota de mercado debido a las sanciones internacionales, había alcanzado volúmenes cercanos a los anteriores a la imposición de sanciones, siendo además un petróleo de bajo coste y alta calidad.  Sin embargo a mediados de 2018, EEUU nuevamente impuso sanciones a la importación de petróleo Iraní.
  • Arabia Saudí, Irán e Irak han dejado a un lado su pelea por liderar la región con tal de apuntalar el precio del crudo y asegurar así sus finanzas.
  • A lo largo de este año, han surgido tensiones geopolíticas que afectan al Estrecho de Ormuz ( ubicado entre Omán e Irán y que conecta el Golfo Pérsico con el Golfo de Omán y el Mar Arábigo), donde el flujo diario de petróleo promedió 21 millones de barriles por día (el equivalente de aproximadamente el 21% del consumo de petróleo a nivel mundial). Si bien, pueden existir otras rutas, éstas pueden aumentar el tiempo de tránsito y por tanto elevar los costes.
  • Las inversiones en exploración de las empresas productoras se redujeron significativamente entre 2014 y 2017 lo que que ha llevado a que el nivel de descubrimientos de nuevos yacimientos se encuentre en niveles históricamente bajos. Si bien el efecto a corto plazo es limitado a medio plazo supondrá una menor disponibilidad de yacimientos para explotar y por tanto una menor producción futura.

 

Demanda

Analizando la evolución de la demanda se observan dos fuerzas contrarias: por un lado, el propio crecimiento económico y de población impulsa al alza el consumo de petróleo; por otro lado, la menor intensidad energética (relación entre consumo energético y PIB) gracias a las mejoras de eficiencia y la sustitución del petróleo por otras energías alternativas.

La población y los ingresos son los principales impulsores de la demanda energética. A largo plazo se prevé que la población mundial aumentará en alrededor de 1,5 mil millones hasta llegar a cerca de 8,8 mil millones de personas en 2035. En el mismo período, se espera que el PIB se duplique, alrededor de una quinta parte de ese aumento proviene del crecimiento de la población y el resto de mejoras de la productividad. China y la India representan en conjunto casi la mitad del aumento del PIB, y las economías de la OCDE representan alrededor de un cuarto.

Desde el 2014 los países no miembros de la OCDE han utilizado más petróleo que los países de la OCDE y la brecha se ampliará en los próximos años. Sin embargo, la tasa de crecimiento de la demanda en los países no miembros de la OCDE probablemente se verá reducida, ya que el coste de los subsidios a la energía se convierte en una carga importante y los gobiernos deben tomar medidas. Esto probablemente no tendrá un impacto inmediato a corto plazo, pero a medio plazo se observará que la reducción de los costosos subsidios a los combustibles en muchos países tiene un efecto significativo sobre el crecimiento. Además, el uso creciente de la energía ha traído consigo degradación ambiental, particularmente en las economías asiáticas de rápido crecimiento y ya se hablan de medidas para limitar la compra de vehículos y su uso. Se calcula que la eficiencia absorbe hasta medio millón de barriles al día de demanda potencial cada año.

Progresivamente se va produciendo una transición en el mix energético y el petróleo va perdiendo cuota aunque continuará creciendo a ritmos inferiores.

Mucho se ha hablado del efecto que el coche eléctrico puede suponer en la reducción de la demanda futura de petróleo. En principio las proyecciones de las principales organizaciones a largo plazo proyectan un crecimiento del coche eléctrico, pero sin otorgarle un peso relevante.

No obstante, es un factor importante a vigilar ya que aproximadamente un 20% de la demanda actual de petróleo corresponde a transporte de vehículos ligeros. Una reducción significativa del coste de las baterías en un plazo inferior al esperado y una mejora en la capacidad de producción y autonomía de las baterias podría provocar un crecimiento más acentuado de lo previsto en las ventas de este tipo de vehículos en detrimento del coche convencional y por tanto de la demanda de petróleo.

Las previsiones a corto plazo  de la IEA son que la demanda se eleve a 103,2  mb/d a finales de  2020. Los principales impulsores son los países no pertenecientes a la OECD con un crecimiento anual de 880.000 b/d, la parte de la OECD contribuirán a unos 520.000 b/d. Este crecimiento se mantiene de forma sólida, aunque el ritmo de crecimiento se está desacelerando.

 

Precios

Se podría decir a modo de resumen que desde el 2014 se produjo una “tormenta perfecta” en el sector del petróleo que fue provocada tanto por factores de oferta como de demanda que han llevado a una espiral descendente de los precios:

La cuestión más importante a resolver es qué sucederá con los precios del crudo en los próximos años.  A corto plazo existen argumentos tanto al alza como a la baja:

Argumentos al alza:

  • Menores inversiones en los últimos años de las empresas petrolíferas en exploración y producción.
  • Acuerdo de la OPEP y Rusia para la reducción de la producción.
  • Entra en vigor la norma IMO 2020. La organización Marítima Internacional ha decido reducir el límite para el contenido de azufre de combustible en los buques en todo el mundo del 3.5% al 0.5% el 1 de enero de 2020, por lo que la demanda de crudo bajo en azufre (dulce) se espera que aumente.
  • Durante este año se produjo la mayor caída de los inventarios mundiales de petróleo desde 2016.
  • La caída de la producción mundial podría caer a un ritmo mayor si se mantienen los recortes de la OPEP y aumentan las tensiones geopolíticas y/o problemas de producción en países ( debido a la falta de inversión o inestabilidad política). La capacidad de producción adicional de la OPEP está significativamente por debajo de hace solo unos años (según la IEA se sitúa en 1.5 – 2 mb/d)

Argumentos a la baja:

  • Se han acumulado existencias de petróleo crudo y productos refinados que puede llevar tiempo reducirse, incluso cuando la demanda exceda la oferta.
  • La producción estadounidense de shale oil podría comenzar a recuperarse a ritmos superiores dado que a mediados de este año se ha solucionado un posible cuello de botella que existía en el transporte.
  • Temor por una posible guerra comercial entre China y Estados Unidos, podría desencadenar en una recesión y una mayor incertidumbre a corto y medio plazo.

Sin embargo en el medio plazo el factor determinante será la reducción de las inversiones en exploración y desarrollo que se han experimentado en los dos últimos años. Actualmente, solamente para mantener los actuales niveles de producción y combatir la tasa de agotamiento de los yacimientos en explotación se requieren inversiones significativas, a las que habría que añadir las necesarias para aumentar la capacidad de producción requerida para cubrir el crecimiento futuro de la demanda. Hoy en día, únicamente Arabia Saudita y (en menor medida) Irán disponen de capacidad ociosa de producción, de modo que el mercado afronta el riesgo de subidas abruptas de los precios del crudo, a medida que aumenta el desequilibrio entre oferta y demanda.

Por otro lado, existen limitaciones para un continuo crecimiento de la producción de shale oil a largo plazo. La extracción de este petróleo no convencional tiene una alta tasa de agotamiento (*), lo que significa que requiere grandes gastos de capital para continuar. Si bien, el coste de producción ha disminuido significativamente en los últimos años, se estima que la gran mayoría de los ‘frackers’ genera un flujo de caja libre negativo (incluso cuando el precio del petróleo superaba los 100 $). La manera de financiar ésta ‘quema de efectivo’ se ha realizado por medio de la emisión de acciones y de un crecimiento notable de la deuda (desde 2016 la deuda total de las compañías se ha multiplicado por 10). Esto puede suponer un gran problema a futuro, a pesar de la gran irracionalidad imperante en el mercado, puesto que si los frackers pierde el acceso a la financiación y en la medida en que no pueden generar flujos de efectivo positivos por sí mismo, la extracción se reducirá de manera abrupta.

Respecto a la menor intensidad energética y el efecto sustitución de energías se acusa a los combustibles fósiles de ser los principales culpables del calentamiento global y los gobiernos se han propuesto electrificar la calefacción y el transporte, por medio de energías alternativas/renovables (eólica y solar principalmente). El crecimiento exponencial del uso cada vez mayor de este tipo de energía se ha conseguido por medio de subvenciones por parte de los gobiernos (ignorando, en algunos casos, los beneficios que supondría el uso de la energía nuclear como transición al mix energético deseado) lo que ha supuesto un incremento de la deuda pública y aumento del coste de electricidad (por ejemplo, en Alemania y España) (**). Esta asignación errónea del capital podría desacelerar el crecimiento del PIB en las grandes economías. Aun asumiendo el coste que a día de hoy supone dicha transición, creo que su efecto llevará más tiempo que se refleje en el nivel de precios del petróleo o éste ya está siendo incorporado (incluso probablemente sobreestimado) en las previsiones actuales.


(*) Lectura recomendada en Goehring & Rozencwajg Associates: Q2  Market Commentary: The Gold Bull Market is Here

(**) Lectura recomendada en Golpedefecto.com: Energías Renovables: Problemas Presentes y Futuros 


Todos estos factores hacen pensar que las previsiones a corto y medio plazo sobre el precio podría estar infravaloradas y por tanto la temática imperante en el mercado, equivocada. No obstante, las previsiones a corto plazo de la IEA (*) será que la oferta sea superior a la demanda durante la mayor parte del año 2020.


Las previsiones presentes sobre variables futuras pueden ser revisables cada año, como ya ha ocurrido en el pasado: Sobrevalorando la producción e infravalorando la demanda. Para más información Picha Aquí


La proyección de precios para los dos próximos años según Energy Insights establece tres diferentes escenarios en función de la tensión en la oferta de crudo, de un crecimiento estable de la demanda y una mayor incertidumbre provocada por una futura guerra comercial o inestabilidad política.

Es difícil establecer hasta qué niveles puede llegar ya que el fracking ejerce como un tope a los precios que frenaría grandes subidas de precios. Por tanto considero razonable establecer como hipótesis base un precio del petróleo en torno a los 60-70 dólares en el período 2019-2022.

 

MERCADO DE EMPRESAS DE PERFORACIÓN OFFSHORE

A mediados de la década del 2000, la obtención de petróleo offshore era una de las áreas de mayor crecimiento de la industria petrolífera. Los altos precios del petróleo y los descubrimientos de importantes yacimientos en aguas profundas, especialmente en Brasil,  llevaron a la convicción de que un mayor número de plataformas serían necesarias. En el 2012 las expectativas de la producción en aguas profundas eran de un 6% anual hasta el 2030 mientras que en ultra-profundas eran de un 12%. Tan sólo cinco años después es evidente que las previsiones eran erróneas. La industria del petróleo y el gas se enfrenta a una de sus peores recesiones de los últimos tiempos y el foco está puesto en los yacimientos con costes de producción inferiores, principalmente producción terrestre y aguas poco profundas. Esta situación ha llevado a la industria de perforación offshore a una de sus peores crisis.

Situación actual

Como consecuencia de la bajada de los precios del petróleo, las empresas productoras recortaron sus gastos de exploración y desarrollo (E&P), lo que produjo el aplazamiento de los proyectos más intensivos en capital. Esto supuso que en 2016, el número de contratos se situó en su nivel más bajo de la última década. A partir de 2017, el número de nuevos proyectos aprobados se incrementó para satisfacer las necesidades de producción. A pesar del aumento en la actividad de los clientes, las adjudicaciones de contratos siguen sujetas a una licitación extremadamente competitiva, y la presión correspondiente en las tarifas diarias en los últimos años ha dado lugar a contratos de bajo margen.

Desde septiembre del 2014 cuando el ciclo bajista comenzó se evidenció una situación de sobreoferta que provocó que los porcentajes de utilización hayan caído más de un 40% situándose en niveles inferiores al 60%, afectando a todas las clases de plataformas.

Las tarifas también cayeron progresivamente (más de un 50% desde máximos) a medida que los contratos más antiguos se fueron cancelando y los nuevos eran escasos y muy disputados por todos los competidores del mercado. Las tarifas llegaron a alcanzar los costes de operación e incluso llegaron a caer por debajo en algunas regiones. Operar a tarifas de breakeven o inferiores no es una práctica sostenible en el corto plazo ya que aunque el nuevo contrato suma al backlog de la empresa no suma nada a los resultados, pero en general las empresas de perforación prefieren esta situación a dejar la plataforma sin contrato. No hay que olvidar que aunque la plataforma no esté operando sigue incurriendo en costes considerables salvo que se lleven a estado de cold-stacked opción que reduce la capacidad en caso de una recuperación de la demanda además de incurrir en costes de reactivación.

La utilización de las plataformas de perforación (Jackup y Floaters) han aumentado gradualmente como consecuencia de un mayor número de licitaciones y pre-licitaciones de las compañías E&P.

Sin embargo, todavía hay muchas plataformas operando a tarifas elevadas negociadas en el pico del ciclo, en estos casos los clientes están obligando a renegociarlas a la baja bajo amenaza de cancelación temprana del contrato.  La cancelación temprana de contratos por parte de los clientes se incrementó en 2016  (entre 2014 y 2016,  110 contratos por un valor de 20.000 millones de dólares finalizaron unilateralmente por parte del cliente) y a raíz de ello, las cifras de backlogs disminuyeron debido tanto a la cancelación temprana

Un número cada vez mayor de nuevos contratos y una duración promedio más largas han conducido a mayores aumentos de las tarifas diarias. Si observamos las plataformas de perforación con características más modernas en comparación con diseños anteriores, el nivel de utilización y la tarifa diaria son mayores. Debido a sus características especializadas, estos equipos ofrecen seguridad, confiabilidad y eficiencia mejoradas en campañas de perforación para empresas de exploración y producción. Como resultado, las empresas de exploración y producción suelen preferir estas plataformas.

La situación actual no sólo es achacable a la baja demanda que ha provocado el precio del petróleo sino también al exceso de inversión en nuevas plataformas en los que han incurrido las empresas del sector. Debido a la alta ciclicidad de la industria, en los momentos altos del ciclo (precio del petróleo elevado) y gracias a la elevada demanda de plataformas las empresas invierten agresivamente en la construcción de nuevas plataformas.  Como además el tiempo de construcción puede llevar entre 1,5 años y 3 años (incluso más si se extiende el plazo de entrega) puede suceder que el sector se encuentre inmerso en el período bajista y de mayor crisis mientras nuevas plataformas continúan sumándose a la oferta.

Entre 2009 y 2016, , 97 nuevos drillships aparecieron en el mercado llevando la cifra total del mercado de 47 a 127 (es decir casi triplicando la oferta total), en el caso de los Jackups aparecieron 201 nuevos pasando de 456 a 555 y en el de los semi submersibles 71 nuevos aunque la oferta total se mantuvo debido a que se retiraron las mismas unidades del mercado.

Teniendo en cuenta la cantidad de nuevas plataformas que se construyeron a partir de 2014 o entrarán en el mercado en los próximos años existen demasiadas plataformas offshore en el mercado para una demanda que se encuentra muy débil. Por ello para que se ajuste el mercado, deben retirarse las unidades más viejas.

La situación ha llevado a que el rendimiento de las compañías de perforación offshore en bolsa en los últimos cinco años haya sido muy negativo con pérdidas que superan el 90%.

 

Reacción del sector

Ante la situación de crisis  sufrida por el sector las empresas respondieron de cinco formas diferentes:

1. Reduciendo costes. La primera de las reacciones ante el ciclo bajista fue el recorte de gastos operativos como la reducción de personal, eliminación de estructuras redundantes y gastos superfluos.Asimismo se han pospuesto los trabajos no críticos de mantenimiento y reparaciones (adicionales a los obligatorios por ley) reduciéndose los gastos en torno al 20-40% respecto a 2013.

2. Inmovilizando plataformas. A medida que los contratos fueron finalizando y ante la imposibilidad de firmar nuevos contratos para las plataformas disponibles, la industria tuvo que tomar la decisión de o bien mantener las unidades operativas en estado warm stacked (con el alto coste diario que conlleva) o bien inmovilizarlas en estado cold stacked (reduciendo los costes al mínimo aunque en el futuro suponga tiempo y costes dereactivación).

Aproximadamente el 55% de los jackups y el 40% de las plataformas no operativas se encuentran en estado cold stacked. El 60% de la flota de floaters se ha construido a partir del año 2011, por lo que no es llamativo que la mayoría de ellos construidos durante los último años se encuentren en este estado dado el exceso de oferta. En el caso de los Jackups, la gran mayoría tiene más de 30 años, por lo que probablemente nunca vuelvan a estar activas (no son competitivas frente a las modernas).

3. Retirando plataformas del mercado. Las empresas de perforación offshore han sido conscientes de que tienen que retirar del mercado las unidades más viejas y que tienen menos oportunidades de ser contratadas incluso ante una eventual recuperación del mercado.

Entre 2014 y julio de 2019, se han retirado del mercado 95 unidades Jackups y 129 Floaters, sin embargo este ritmo es bastante bajo para el equilibrio entre oferta y demanda que el mercado precisa.

Las empresas mencionan que no se hace más intensivamente debido a los costes que conlleva y las consecuencias contables. Está claro que muchas plataformas deben ser retiradas y que las que están inmovilizadas nunca volverán a trabajar, la cuestión es cuánto tiempo se tardará en hacerlo. A julio de 2019, IHS Markit Rigpoint proyecta que, 150 Jackups y 35 floaters se retirarán del mercado (debido a la edad y vencimientos de los contratos)

4. Retrasando la entrega de unidades en construcción: A diciembre de 2018, había un total de 121 para la construcción de nuevas plataformas (Floaters y Jackups), lo que representa aproximadamente el 17% y el 14%, respectivamente, de la flota actual. En muchos de esos pedidos las plataformas ya han sido construidas sin embargo sus propietarios han llegado a acuerdos con los astilleros para retrasar su entrega y evitar así los últimos pagos. Sólo 5 unidades de las 121 tienen contratos firmados.

En el 2019 están previstas 71 entregas de acuerdo a los contratos de construcción firmados, pero sólo un pequeño porcentaje de esa cantidad llegará a ser entregado. Incluso ha habido algún caso de cancelación del contrato ante la imposibilidad de afrontar los pagos.

5. Reestructurando deuda. Debido a las inversiones en nuevas plataformas en los últimos años, los niveles de deuda de las empresas del sector son muy altos. Muchas vieron o se han visto obligadas a negociar con sus deudores para lograr cumplir con sus compromisos con dos posibles escenarios: o bien reestructuración de la deuda (con la correspondiente dilución) o bien directamente la bancarrota y la liquidación. Empresas como Seadrill, Ocean Rig y Pacific Drilling ha realizado planes de reestructuración de su deuda y otras como Hercules Offshore, Vantage Drilling y Paragon offshore (escisión de Noble Corp) han desaparecido.

Paradójicamente las empresas que cuentan con flotas de plataformas más nuevas y por tanto en teoría disfrutan de una ventaja frente a las que tienen flotas más antiguas, son las que peor lo están pasando ya que sus niveles de deuda son muy superiores por las inversiones realizadas en los últimos años. Las que se quedaron atrás en la actualización de sus flotas en general tienen niveles de deuda menores.

 

Perspectivas de futuro

Se ha mostrado anteriormente como las empresas productoras redujeron sus niveles de CapEx en más de un 40% desde los máximos de 2014. Para entender el futuro del sector de perforación offshore es necesario vislumbrar si se recuperarán los niveles de inversión en este tipo de producción ya que suponen la fuente de ingresos de las empresas perforadoras.

La producción offshore supone aproximadamente un 30% de la producción total del petróleo y las aguas profundas y ultraprofundas un 15%. La explotación de las reservas en aguas profundas es viable económicamente a partir de un cierto nivel de precios del petróleo y por ello es una parte clave de la cartera de las empresas de E&P así como un ingreso fundamental para muchos países. Por ello las empresas productoras precisarán de su explotación en el futuro aunque actualmente nos encontremos en un momento de baja demanda.

Para determinar qué precios del petróleo son necesarios para que se reactive  la inversión en producción de Deepwater/Ultradeepwater, es necesario entender los niveles de breakeven de los diferentes tipos de yacimientos petrolíferos.

El coste medio de producción en Deepwater es de 52 us$ mientras que el de Ultradeepwater es de 56 us$. Con niveles de precios del petróleo en el rango de 60-65 us$ podría comenzar a verse una reactivación de la inversión (y ya hay indicios) de las empresas productoras exploración y producción.

También se puede observar que el petróleo shale (obtenido a través de fracking)  de Norteamérica tiene un coste medio de producción ligeramente superior (a esto hay que sumarle que parte del coste del coste de transporte lo pagan los productores y se estima que son 10$ por bbl)  por lo que resulta menos competitivo que el Deepwater/Ultradeepwater aunque también hay que tener en cuenta que los proyectos shale se trasladan a ingresos más rápidamente pero se agotan antes. Por ello ante una eventual recuperación de los precios inicialmente las empresas de E&P podrían optar por invertir en los proyectos de shale y cuando la recuperación sea más consistente se decantarán por los proyectos en aguas profundas que requieren de mayores inversiones pero son más extensos en el tiempo. De la nueva producción necesaria para 2024, se prevé que aproximadamente el 18% provenga del shale, el 30% de offshore y el 55% de los yacimientos convencionales en tierra.

Aunque actualmente hay un exceso de oferta en el mercado los niveles de actividad de exploración están muy por debajo de lo que será necesario para equilibrar el mercado a largo plazo.  En el siguiente gráfico se muestra una disminución continua de nuevos descubrimientos de crudo (su nivel más bajo en 20 años). Los descubrimientos de petróleo no convencional han hecho creer que no serán necesario los descubrimientos de nuevas reservas convencionales de petróleo, ya que se espera que la producción de shale oil continúe su implacable aumento en el futuro. La tasa de reemplazo de reservas globales de crudo está en mínimos, parece que los productores no están aumentando sus inversiones en descubrimientos nuevos para reponer sus reservas a pesar de un aumento de la demanda continuado.

Si asumimos una previsión de un incremento anual de la demanda (*) de 0.5 b/d hasta el 2035 (lo que supone que una tasa compuesta anual de crecimiento del 0.5%) y teniendo en cuenta los ajustes de producción, se puede establecer que se requerirán 8,2 mb/d  adicionales y por tanto la producción offshore será necesaria para atender a la demanda. Se puede deducir por tanto que offshore es competitivo y sostenible en el tiempo.


(*) Con el tiempo, el crecimiento de la demanda mundial de crudo generalmente sigue las tendencias de crecimiento del PIB mundial. Sin embargo, en los últimos años, el PIB mundial ha crecido a una tasa más alta que la demanda mundial de petróleo crudo debido a varios factores (uso creciente de fuentes de energía alternativas, el uso más eficiente del petróleo y la electrificación de vehículos). A pesar de ello, la demanda de petróleo es relativamente estable. Entre 2000 y 2017 a demanda mundial de petróleo crudo aumentó a una tasa compuesta anual de 0.9% entre 2000 y 2017.


Se estima que el CapEx de producción comenzará a recuperarse a partir de este año y que crecerá sostenidamente aproximadamente un 18% anual en el período 2018-2025. Aun así no se recuperarían los niveles de inversión del 2014 quedando un 19% por debajo del pico de inversión.

La inversión en proyectos de exploración en aguas profundas llegó a máximos en el 2011 cuando suponían  un 65% de todas las perforaciones realizadas. Mientras los precios del petróleo se mantuvieron altos se realizaron campañas de costes elevados en Brasil, Australia, África Occidental y Noruega.

Desde el 2012 el CapEx de exploración ha experimentado un descenso en todas las áreas geográficas tocando fondo en el 2017 y acumulando un descenso del 80%. Los descubrimientos en aguas profundas suponen el inventario para la actividad futura de perforación.  Dado que el tiempo medio del ciclo para un  proyecto de Deepwater es superior a la media desde el descubrimiento hasta la primera extracción, cualquier reducción de la actividad implica una mayor actividad futura por lo que se prevé un crecimiento constante a partir del 2018 ya que la industria necesita una cartera de yacimientos viables no desarrollados (se espera que el crecimento futuro provenga del Mar del Norte, Guyana, Brasil y el Golfo de México).

Por otro lado la deflación de costes en la industria provocada por las mejoras de eficiencia y productividad han supuesto que los proyectos en aguas profundas sean más atractivos a precios menores.

Esto implicará que en el futuro, yacimientos de aguas profundas ya descubiertos pero no desarrollados resulten más rentables de producir con precios del petróleo más bajos que los que se necesitaban anteriormente.

Con esta información se puede describir el escenario probable que deparará el futuro para el sector de la perforación offshore caracterizado por:

  • La sobrecapacidad existente en el mercado (fruto de las inversiones realizadas en los años anteriores y la baja demanda) llevará a desactivar más plataformas (cold stacked) y retirar las más antiguas del mercado a pesar de la reticencia que están mostrando las empresas. A corto/medio plazo esto favorecerá un mayor equilibrio entre demanda y oferta lo que implicará mayores niveles de utilización y tarifas diarias.

  • Los esfuerzos de racionalización harán que el coste de producción se reduzca y por tanto los proyectos sean viables con precios del petróleo inferiores. Jeremy Thigpen, CEO de Transocean, comentó hace poco (en último conference call):

This increase in demand is not surprising. To begin with, our customers generated robust operating cash flow in 2018 and with the quick recovery of oil prices following last year’s fourth quarter dip, 2019 is shaping up to be strong for them as well. This cash flow has provided our customers with the ability to solidify their balance sheets, return capital to shareholders, and invest in longer cycle projects offshore as opposed to being almost exclusively focused on the quick cash-on-cash returns on shale. As important as supportive oil prices are customers around the world are touting very favorable breakeven levels on offshore projects, often below $40 per barrel. While discounted service costs have certainly played a role, it’s important to recognize that the entire industry has worked together to realize sustainable cost savings, including but certainly not limited to increased efficiencies in drilling, more tailored field design, and greater equipment and facility standardization. This is significant as it enables through the cycle investing that has often been elusive for offshore projects.

[..]At $70 per barrel Brent, sub-$40 per barrel breakeven levels and compressed time to first oil around the world, offshore projects are becoming some of the most attractive investment opportunities across many of our customers’ portfolios. As such, we fully expect to see heightened demand for offshore drilling rigs

  • A partir del 2019, coincidiendo con la recuperación de los precios del petróleo, se verá un mayor nivel de actividad en el sector, las empresas productoras comenzarán a realizar mayores inversiones y buscarán aprovecharse de las tarifas diarias bajas para asegurarse contratos en condiciones favorables.
  • Las empresas del sector menos solidas financieramente y con menor backlog sufrirán considerablemente y no es de descartar que algunas más se sumen a las que ya han caído en bancarrota.
  • Por el contrario, las empresas relativamente más sólidas del sector podrán aprovecharse de la situación para la compra oportunista de otros competidores o de deuda propia con amplios descuentos. Además podrán adquirir a precios de saldo plataformas de alta calidad de competidores con problemas. Obviamente todas las empresas están sufriendo en mayor o menor medida el punto bajo del ciclo pero aquellas que consigan preservar su solvencia y solidez a corto plazo serán las que tendrán las mejores oportunidades.

 

CONCLUSIONES . ¿Luz al final del túnel?

La industria de la perforación offshore es muy dependiente del precio del petróleo y las decisiones de inversión de las empresas productoras. Es además muy intensiva en capital y con un grado de competencia muy alto lo que implica que no existan ventajas competitivas claras para ningún participante del mercado. Sin embargo, un mayor tamaño y experiencia puede suponer una ligera ventaja sobre competidores más pequeños.

La senda bajista de los precios del petróleo iniciada a finales del 2014, ha provocado una de las peores recesiones, sino la peor, en la industria de la perforación offshore cuyas empresas han visto como la demanda de plataformas y las tarifas diarias se sitúan en mínimos.  Además, la fuerte inversión realizada en la construcción de nuevas plataformas en la parte alta del ciclo ha llevado a una situación de sobrecapacidad generalizada en todo el sector agravando los problemas existentes.

En caso de considerar el sector de la perforación offshore viable en el futuro y ser capaz de identificar las empresas que sobrevivirán, el inversor podrá aprovecharse de una magnífica oportunidad de inversión.  El sector ha reaccionado tratando de preservar la liquidez mediante la reducción de costes, inmovilización de plataformas, retirada de las más antiguas y el retraso en la entrega de las nuevas además de la reestructuración de deuda.

Algunas empresas ya han quebrado y otras tienen serios problemas de liquidez que si no consiguen resolver negociando con sus acreedores supondrán su desaparición. La tesis de inversión central es que el sector offshore es viable en el medio plazo puesto que seguirá siendo necesario para cubrir las futuras necesidades de petróleo mundial. El miedo a precios bajos durante un largo tiempo surgido a raíz de la aparición del shale oil ignora las dinámicas de precios en el sector, el reparto de la cuota de mercado y los costes de producción de las diversas fuentes de producción. De igual forma el efecto a medio plazo de la sustitución del petróleo por la energía eléctrica para el transporte está probablemente siendo sobreestimado.

Todos estos factores hacen pensar que las previsiones a corto y medio plazo sobre la futura demanda y oferta de petróleo podrían estar infravaloradas y por tanto la temática imperante en el mercado, equivocada.

 

Antes de concluir, si me gustaría dejar constancia de lo siguiente: Si la sobrecapacidad actual de mercado se desvanece, la demanda de perforación offshore aumenta rápidamente y las tasas de utilización recuperan niveles previos, entonces veremos algo similar a:

 

 

REFERENCIAS

Industria Petrolífera

US Energy Information Administration: http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=28492

International Energy Agency: https://www.iea.org

Energy Insights By McKinsey: https://www.mckinseyenergyinsights.com/insights/

Cartas trimestrales de Goehring & Rozencwajg: http://gorozen.com

The Oil and Gas Industry – CFA Instititute Industry Guides

 

Industria perforación offshore

Investors Relations of Transocean, Valaris, Noble Corp, Pacific Drilling, Borr Drilling, Maersk Drilling, Seadrill

Offshore Magazine – http://www.offshore-mag.com/index.html

Baker Hughes Rig Count – http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=79687&p=irol-rigcountsoverview

Rigzone – www.rigzone.com

Seeking Alpha/Autor: Fun trading, Vladimir Zernov

DANIEL FERNÁNDEZ JIMÉNEZ [ DFJ ]



No se tomen el upside (downside) como una recomendación de compra (venta), puesto que el objetivo final de este análisis es solo expresar mi opinión al respecto. Por favor, profundice usted mismo como es debido, si quieren invertir en la acción mencionada.

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