Análisis financiero del fracking petrolero

Por Ariel Torres

Allá por mayo de 2014 expuse en un Congreso sobre Volumetría del Petróleo y sus Derivados, sobre las debilidades financieras que para el inversionista tiene la industria del petróleo no convencional, es decir shale oil and gas, y sus técnicas de extracción, el fracking y el horizontal drilling. El fracking o hydraulic fracturing, golpea la roca con una mezcla de agua, químicos y arena, para liberar el petróleo atrapado en ellas. Esta técnica se suele combinar con el horizontal drilling, donde el pozo petrolero se perfora horizontalmente para penetrar mejor el subsuelo.

En la Figura 1, se demuestra de modo concluyente el incremento en producción de crudo estadounidense que se ha logrado con esta industria del petróleo no convencional.

Figura 1. Incremento en la producción diaria de crudo estadounidense (millones de barriles diarios), como resultado de la industria de petróleo no convencional ( shale oil and gas)

Sé que mi conclusión puede ser objetable y polémica, pero tiene una gran dosis de sentido común y sencillez que es accesible a cualquier persona que desee analizar si invierte algún dinero en acciones de petroleras. Vamos al análisis, donde desaconsejo invertir en petróleo no convencional.

Cómo es esto? Bueno,  en primer término, no estoy juzgando las consecuencias medioambientales del negocio de petróleo no convencional ni las denuncias sobre su riesgo sismológico. Más bien considero que el negocio de gas natural no convencional (shale gas), sí me parece competitivo globalmente, con bajo costo de producción y atractivos fundamentos económicos.

Me focalizo en la localización de los principales yacimientos (basins) estadounidenses donde se está conduciendo la explotación de petróleo no convencional. La Figura 2 incorpora los tres más importantes: Eagle Ford (en South Texas), Permian (West Texas) y Bakken (North Dakota).

La lógica financiera del negocio petrolero es que los ingresos por venta de crudo superen los costos incurridos en adquirir el suelo (o “arrendarlo” mediante concesión al Estado), explorarlo y extraer el hidrocarburo. Desde luego, se debe comparar todo esto en términos de valor presente, es decir, comparar el flujo esperado de ingresos futuros con los costos incurridos.

Mi foco se centraliza en la generación de flujo de caja de las petroleras, y mi cuenta es muy sencilla: comparando ingresos, inversiones y costos, las petroleras no convencionales habrían acumulado salidas netas de efectivo de 80.000 millones de dólares, entre 2006 y 2014. A modo comparativo, esto es casi el doble de las ventas anuales de Ecopetrol durante 2014, por ejemplo.

La Figura 3 incorpora el acumulado anual de la diferencia entre ingresos de efectivo de las petroleras no convencionales (que cotizan en bolsa o emiten deuda) y sus salidas de caja por costos e inversiones. Al analizar el año 2014, se encuentra que, incluso con niveles de petróleo a 100 dólares por barril durante tres trimestres, las petroleras en este sector acumularon una pérdida anual de efectivo por cerca de 20.000 millones de dólares.

Esto significa, en suma, que las empresas necesitan buscar fuentes de dinero efectivo que no les genera la operación de su negocio. La salida ha sido emitir deuda financiera y ganar inversionistas que compran acciones. Esto es atractivo para los bancos de inversión, que cobran comisiones por suscribir estos títulos y colocarlos entre los inversores. 

Figura 3. Déficit de Caja (efectivo) acumulado por las petroleras no convencionales, en miles de millones de dólares estadounidenses.

Parte de las salidas de caja se explica por los gastos anuales de inversión que realizan las petroleras para exploración y producción. En jerga financiera, estos gastos se conocen como capital expenditure o capex. Analizando las dieciséis mayores petroleras en el negocio de fracking, entre 2006 y 2014 han invertido 330.000 millones de dólares en localizar y explotar pozos.

Esta magnitud equivale al tamaño del PIB colombiano proyectado para 2015, según el FMI, por tomar un ejemplo. Parte relevante de este gasto se cubre con los ingresos de caja que tiene el negocio petrolero y con el dinero que se consigue prestado, lo cual explica que la salida final de caja acumulada sea inferior a ese capex. La evolución del capex acumulado, está en la Figura 4.

Figura 4. Gasto de Inversión (Capex) acumulado por las 16 principales empresas de petróleo no convencional. Cifras en millones de dólares estadounidenses.

En este contexto las empresas buscan dinero señalando que no son indicativas las métricas de gasto de inversión convencionales, o bien que se debe desconsiderar el gasto anual por depreciación de los activos fijos. Una de las correcciones en las métricas tiene que ver con el Ebitda, que mide la ganancia antes de partidas que no tienen que ver con la operación del negocio o no suponen salidas de caja: depreciaciones y amortizaciones, impuestos e intereses.

Mi punto es que en la industria petrolera algunos quieren quitarle más componentes de gasto a esa ganancia, para inflarla artificialmente, por lo que podríamos llamarlo gráficamente Ebitdax, para explicar que se quitan “x” cantidad de otros gastos para mejorar la rentabilidad operativa de la empresa y compararla más favorablemente con su nivel de deuda financiera.

Por eso digo que cuando alguien te diga que no mires las métricas tradicionales, es buen momento para mirarlas, pues. Y considerando el desempeño de gestión de flujo de efectivo de las compañías en el sector, yo diría que un negocio que quema efectivo y no crece, no vale nada.

Pero vayamos a un caso bien práctico: la empresa Pioneer Natural Resources, la segunda mayor del mercado de frackers, por detrás de EOG Resources. La empresa opera en el yacimiento Permian y cotiza en la bolsa de Nueva York. A inicios de mayo de 2015, la acción cotizaba a 171,56 dólares; actualizando a 17 de julio de 2015, su precio es de 128,45 dólares. La Figura 5, tomada del Wall Street Journal, muestra su comportamiento de precio en el año más reciente.

Figura 5. Evolución del precio en dólares de Pioneer Natural Resources, en el año más reciente.

En primer término, considero su gasto de inversión capex desde 2006, que ha sido de 19.000 millones de dólares, esto es, cerca de 6% del total invertido por las dieciséis mayores empresas en la industria del fracking. La financiación de este gasto, cuyo volumen equivale a las exportaciones petroleras colombianas previstas para 2015, ha tenido estas fuentes: 12.000 millones de la propia generación de caja de la empresa, 5.000 millones mediante venta de activos y otros 2.000 millones de dólares han provenido de inversionistas que han comprado acciones.

El resultado de estas inversiones es acumulación y explotación de reservas petroleras. Si recordamos la terminología de Reservas que aplica el regulador bursátil estadounidense, la SEC, tenemos que las Reservas Probadas de una petrolera se definen así: “Aquellas cantidades de petróleo y gas, las cuales pueden ser estimadas con razonable certidumbre como económicamente factibles de extraer, bajo las condiciones económicas actuales.”

Ahora bien, hay una distinción: estas Reservas se encuentras Desarrolladas (Developed) cuando ya no hay más costo de capital asociado con ella; esto es, todo el gasto de inversión (capex) se ha hecho y se ha desarrollado el pozo. Por el contrario, las Reservas No Desarrolladas precisan aún más gasto de inversión para hacerlas económicamente aprovechables: falta seguir perforando y acondicionando el pozo. Este es el principal gasto de capital, desarrollar estas reservas. Al cierre de 2014, Pioneer tiene cerca de 800 millones de barriles de crudo como Reservas Probadas, que equivalen a un tercio de las reservas de petróleo crudo (sin gas incluido) de Ecopetrol. El 25% de estas Reservas aún no están desarrolladas, por lo cual hay gasto de inversión por delante.

Ahora viene mi estimación de cuánto ha costado el petróleo extraído y las reservas ganadas en los últimos nueve años: las reservas desarrolladas aumentaron un neto de 30 millones de barriles entre 2005 y 2014; en ese mismo período se extrajeron 472 millones de barriles. El gasto de inversión, capex, se puede mitigar considerando los activos que vendió Pioneer en ese mismo lapso, cerca de USD 5.000 millones, según indicado, y que se usaron para financiar estas nuevas inversiones. Entonces se tiene que Pioneer ha invertido 14.000 millones de dólares netos para obtener 502 millones de barriles de petróleo, entre ventas y reservas. Esto da un costo de desarrollo histórico de 28 dólares por barril. Esto es el costo de desarrollo implícito. Es un primer componente y falta sumarle ítems.

Uno de ellos es transporte. El costo de transporte por barril de Pioneer es de 17 dólares por barril. El costo variable de producción (mano de obra, insumos, etc) es de 11 dólares por barril. Junto a impuestos y gastos administrativos, se suman otros 9 dólares.

Incorporando todos estos costos, de desarrollo, transporte, variables y administrativos, el costo por barril de Pioneer es de 28 + 17 + 11 + 9 = 65 dólares por barril. Incluso suponiendo que se extrae solamente crudo de cada pozo, el precio del crudo actual WTI, cercano a 50 dólares, hace inviable económicamente la operación (en realidad crudo es 50% de lo extraído, 25% es gas natural y 25% son gas natural líquido y derivados, así que se obtiene menos del precio WTI por barril).

Cada inversor puede suscribir o no mi tesis de que este negocio no merece la pena. Mi análisis prevalece el sentido común y la búsqueda objetiva de información, enfocado al flujo de caja del negocio. Considero que es una buena metodología para cualquier inversor.