El sector ha vivido una huida hacia delante. Para refinanciar sus deudas y mantener la confianza de sus inversores, han aumentado su producción dando lugar a lo que se conoce como high grading.
La gasolina y el diésel son una parte importante de nuestras vidas, tanto es así que una subida pronunciada de los precios de los combustibles no tarda en llenar los telediarios. Llenar el depósito puede suponer en ciertos momentos un quebradero de cabeza para las clases medias, que se preguntan: ¿por qué llenar el depósito cuesta 10 euros más que hace un mes?
Aunque nuestra reacción ante una bajada del precio de los combustibles no sea tan airada, lo cierto es que la causante de la volatilidad del precio es la misma: la ciclicidad de la industria del petróleo. Veamos, entonces, de dónde surge esa ciclicidad.
El ciclo de capital en la industria del petróleo
Cuando una empresa desarrolla un yacimiento convencional de petróleo, pasan de media cinco años hasta que empieza a producir y recibe los primeros flujos de caja positivos, y diez años hasta que recupera su inversión. Este plazo es aún mayor si se tiene en cuenta que para desarrollar un yacimiento, primero se ha de descubrir la reserva de crudo, lo cual también requiere que pasen varios años: primero se adquiere la licencia de exploración, después se hacen estudios sísmicos y, por último, y si se tiene éxito, se perfora un pozo en el que se descubren hidrocarburos económicamente viables para su explotación. Como vemos, traer nueva capacidad de producción de crudo es un proceso lento.
Por esta razón, si la demanda de crudo sorprende al alza, ya sea porque en Asia el consumo per cápita aumenta de forma exponencial con la mejora del nivel de vida, o porque las sociedades desarrolladas deciden endeudarse y consumir en el presente su renta futura —ambos factores se dieron en los años 2000—, la oferta se adapta lentamente, generando una escasez relativa de crudo respecto al resto de bienes y servicios que hará subir su precio.
Basta con que haya un déficit estructural de oferta del 1-2% para que el precio del crudo se multiplique (literalmente). Los precios en la economía guían las acciones de los empresarios, generando los incentivos necesarios para que ofrezcan aquellos bienes que son más escasos y que les generan mayores márgenes de beneficio. Teniendo en cuenta que los inventarios de crudo apenas alcanzan para un par de meses de consumo y que su uso es esencial para que sigamos produciendo todo tipo de bienes y servicios, un déficit estructural del 1% pone en riesgo el funcionamiento de nuestras sociedades. Por tanto, parece razonable incentivar fuertemente la oferta de crudo para que termine por adaptarse a la demanda.
Lo contrario sucede cuando la demanda de crudo sorprende negativamente, a menudo por una crisis de índole económica. Como la oferta no es capaz de adaptarse pronto, un flujo de crudo superior al demandado inundará el mercado, aumentando los inventarios y desplomando su precio.
Cabe preguntarse por qué los productores de petróleo siguen produciendo cuando su precio se desploma. ¿Acaso no es más fácil reducir la oferta que aumentarla? A este respecto, hay un segundo factor a tener en cuenta además de la rigidez de la oferta: la estructura de costes de las industrias intensivas en capital.
Pensemos en una empresa que desarrolla un proyecto de miles de millones de dólares para extraer petróleo en África y que, repentinamente, una vez están sus pozos en producción, ve cómo los precios se desploman por la llegada de una crisis. En ese momento, todo el plan de negocio del empresario cambia: los márgenes que esperaba cobrar por el crudo se deterioran y la previsión de flujos de caja futuros se viene abajo.
Sin embargo, la empresa no puede mirar atrás con arrepentimiento y esperar que le devuelvan el dinero con el que ha financiado los bienes de capital de su inversión. Es decir, ese dinero empleado es un coste hundido, un dinero que solo puede recuperar a través de la producción de crudo o vendiendo la explotación (cuyas perspectivas de beneficio se han deteriorado de la noche a la mañana).
Así que en su cabeza solo se comparan los costes operativos de producir un barril con los ingresos que este le genera, sin tener en cuenta los costes de desarrollar la explotación, que de alguna manera son agua pasada. Precisamente porque el sector es intensivo en capital, los costes operativos son pequeños respecto a los costes totales, y pueden generarse incentivos para seguir produciendo con pérdidas económicas, siempre y cuando el negocio siga generando efectivo.
Además, las empresas intensivas en capital suelen trabajar con altos grados de endeudamiento. En ese aspecto, un yacimiento petrolífero no es diferente a una inversión inmobiliaria: se hace una gran inversión inicial para recibir rentas recurrentes durante décadas. Pues bien, esa deuda también disciplina a la empresa, que se asegurará de seguir produciendo para poder pagarla. Así se entiende que la oferta se mantenga relativamente constante mientras la demanda cae en años de recesión, deprimiendo los precios.
Ahora bien, los bienes de capital tienden a desgastarse o se agotan. Las reservas de crudo encontradas y explotadas requieren de capital para ser repuestas. Así que mientras los precios bajos son suficiente para mantener la producción de los pozos existentes, pueden no serlo para incentivar el desarrollo de nuevos yacimientos, lo que antes o después acaba reduciendo la producción total del sector y genera de nuevo escasez y precios altos.
Estos ciclos de precios bajos son sanadores, pero a veces duran demasiado para que las empresas de costes más altos y más endeudadas sobrevivan. Sin embargo, por mucho que duren, no debemos dudar de que los espíritus económicos acaban haciendo su trabajo, y que lo que parece una oferta abundante y unos precios irremediablemente deprimidos, son el germen de una escasez que necesariamente acabará apareciendo por la falta de inversión en capital.
Pero el fracking lo cambió todo… ¿o no?
Siendo este ciclo de capital ampliamente conocido, la aparición de una nueva técnica de extracción de petróleo ha cambiado por completo la forma en la que muchos inversores interpretan la industria.
El fracking consiste en introducir agua a presión en una reserva de petróleo para fracturar la roca y permitir que el crudo fluya a través de un pozo. Las reservas de shale son menos permeables que las reservas convencionales, por esta razón es necesario fracturar la roca a través del agua a presión, a la que se le añade arena y químicos para aumentar su capacidad de erosión. Las reservas de shale han estado siempre ahí, pero ahora sabemos cómo explotarlas.
Este proceso productivo es más rápido (cuestión de días frente a años), pero menos duradero. Es decir, las tasas de declino del shale oil son mayores. La producción de un pozo está concentrada en sus primeros años y las empresas pueden adaptar mejor la cantidad que ofertan al mercado: en el momento en el que dejan de perforar nuevos pozos, la oferta disminuye rápidamente.
Además, es menos capital intensivo y tiene unos costes operativos mayores, fruto de la cantidad de energía que tengo que emplear para bombear el agua con la que romper la roca que encapsula el petróleo en la reserva. Así que los precios bajos realmente impiden al empresario seguir produciendo a no ser que la empresa se haya endeudado fuertemente y se vea obligada a seguir generando flujos de caja, hecho que se ha repetido recurrentemente en las empresas de shale oil americanas, y que ha llevado a la quiebra a muchas de ellas.
Sea como fuere, se podría decir que el shale oil es petróleo, por fin, a la demanda. No solo ha permitido explotar reservas que antes no eran técnicamente viables, aumentando la oferta de crudo; también ha acortado el ciclo de capital de la industria.
¿Y ahora qué?
Un inversor que entendiera el ciclo de capital ha podido tradicionalmente aprovecharse de los largos ciclos de la industria del petróleo para entrar cuando el sector estaba sanando y salir cuando los precios se habían recuperado. Es decir, la cuestión no era si la oferta se acabaría racionalizando, la cuestión era cuándo.
Las empresas que operan en el segmento convencional del sector no son de gran calidad, requieren mucho capital, no tienen un producto diferenciado y los retornos a lo largo de todo un ciclo son bajos. En raras ocasiones han sido un buy and hold, pero si uno acertaba con el momento de entrada, podía ganar mucho dinero. Creo, sinceramente, que ese razonamiento sigue siendo válido, aunque esta no sea la narrativa que impera en la industria. Por ejemplo, el segmento del petróleo convencional no está invirtiendo lo suficiente para reponer las reservas explotadas a través de nuevos descubrimientos. En cuanto al crecimiento de la capacidad productiva, apenas consigue compensar las tasas de declino anuales de la producción existente, que son del orden de 1,2 millones de barriles al día. A esto hay que añadir que las reservas de más bajo coste se van agotando a nivel global, y la industria cada vez percibe un riesgo mayor en embarcarse en nuevas campañas de exploración o en el desarrollo de las reservas que quedan por explotar.
Por su parte, el shale ha conseguido cubrir la práctica totalidad del crecimiento de la demanda global en los últimos años. Prácticamente todo el crecimiento de la producción fuera de la OPEP ha provenido del shale americano, generando la sensación de que los productores convencionales simplemente no son necesarios porque cualquier demanda adicional será provista desde Estados Unidos.
A pesar de los grandes logros del shale, no conviene pensar que es omnipotente o que puede sustituir de la noche a la mañana la producción convencional, que todavía provee una parte sustancial de la demanda mundial. Es significativo que algunos accionistas de las empresas de shale americano no han ganado dinero; cada céntimo que han obtenido por la venta del crudo se ha dirigido a perforar nuevos pozos para aumentar o mantener la producción, en lo que muchos consideran un esquema Ponzi que no genera valor. En cierta medida, el sector ha vivido una huida hacia delante: para refinanciar sus deudas y mantener la confianza de sus inversores, han aumentado su producción aun en entornos de precios que no lo justificaban, y lo han hecho explotando sus zonas más productivas y rentables en un fenómeno llamado high grading.
Por supuesto, esta imagen no es fiel para todas las empresas del sector. Hay empresas de shale oil que han sido rentables y lo seguirán siendo. Como se suele decir, la felicidad va por barrios. Pero no sería extraño ver cómo el capital también empieza a racionalizarse en esa parte del sector. Entonces, las fuerzas del ciclo de capital se dejarían ver con mayor claridad.
¿Qué deparará el futuro?…
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Artículo de David Sánchez
