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| Pozo de fracking en el campo Bakken, Dakota del Norte. Fuente. |
Como los toxicómanos, capaces de pagar cualquier precio por un gramo de
droga, vivimos en una sociedad “yonquizada” por el petróleo, lo 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 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.
El precio del petróleo de crudo del oeste de Texas está experimentando un
desplome considerable. Por ejemplo, el precio pagado por el crudo del
yacimiento de fracking más grande
Estados Unidos, el Bakken, ha caído un 42% desde su máximo en octubre. Esa es
una noticia terrible para los productores de petróleo 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.
Como puede verse en la Gráfica 1, los precios pagados por el petróleo
de los campos estadounidenses de fracking
más importantes han caído a porcentajes aún mayores que el experimentado
por precio de referencia del petróleo en Estados Unidos, el West Texas
Intermediate (WTI), que se ha reducido un 30% desde su máximo de 76,41 dólares.
Por ejemplo, según puede verse en la gráfica, el crudo del Bakken se ha
desplomado a un mínimo de 39,55 dólares por barril desde su máximo de 66,50 en
octubre. Por su parte, 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. Por lo tanto, como se puede ver, las fuentes de petróleo no
convencionales de mayor coste están sufriendo sus precios más bajos. Una verdadera
sangría.
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| Gráfica 1. |
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 Gráfica 2, 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;
FCFE en la gráfica), que se compara con las inversiones en bienes de capital o
CAPEX (contracción del inglés 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 o recompra de acciones, después de
todos los gastos, las reinversiones y los reembolsos de la deuda. El flujo de
caja operativo (CFO) es la cantidad de dinero en efectivo que genera una empresa
a través de sus operaciones y el ejercicio de su actividad. 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, con fines comparativos, la gráfica muestra a las
principales compañías energéticas (ExxonMobil, Chevron, BP, Shell, Eni). Aunque
la fractura hidráulica 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.
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| Gráfica 2. Cliquee para verla a mayor tamaño. |
En lo que se refiera a los operadores exclusivos 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. De todo ello se
deduce que, esencialmente, el mercado aún no está convencido de que una E&P
pura de fracking pueda crecer sin
ayuda exterior, ya que más del 75% de las compañías estadounidenses dedicadas al
fracking siguen mostrando cifras de
capital (CAPEX) que exceden el flujo de efectivo de las actividades operativas.
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, esas empresas han acumulado una deuda de casi 300.000 millones
de dólares. ¿Qué sucederá si el precio del petróleo continúa bajando durante
los próximos meses? De momento, la industria petrolífera y gasística ya está
despidiendo trabajadores.
Si el precio del petróleo continúa debilitándose durante los próximos 3
a 6 meses la industria estadounidense del fracking
estará en serios problemas. Sin embargo, estoy seguro de que los análisis
interesados del mercado seguirán haciendo la “ola” para mantener a un
sector que, como la metadona, es esencial para mantener un sector estratégico
de una sociedad “petroadicta”. ©Manuel Peinado Lorca. @mpeinadolorca.
