Jueves  27 de Diciembre de 2018

Creen que la frazada del shale en EE.UU. quedará corta en 2019

El modelo que hasta ahora dominaba el sector se apoyaba en las tasas de interés bajas y en el estímulo monetario que llegaron después de la crisis financiera

Las E&P norteamericanas se verán perjudicadas si se les hace más difícil conseguir cobertura.

Todas las revoluciones industriales necesitan dos cosas: tecnología y financiamiento. La revolución del shale estadounidense fue posible gracias a los avances en perforación horizontal y fracturación hidráulica que permitieron extraer petróleo y el gas de rocas antes inaccesibles. Pero esas innovaciones se convirtieron en un boom de producción porque el sector recibió financiamiento.

El modelo financiero dominante en la industria se basa en un grupo altamente competitivo de compañías de exploración y producción de hidrocarburos (E&P) que toma deuda en el mercado de bonos y adquiere préstamos bancarios garantizados con reservas de petróleo y gas. A menudo emplean derivados para cubrir parte o todos sus ingresos, por lo que las entidades de préstamo confían en que podrán pagar los intereses aunque caigan los precios del petróleo y el gas.

Para la mayoría de los participantes del boom del shale, la infraestructura financiera se apoyaba en las tasas de interés bajas y la flexibilización cuantitativa (QE, por sus siglas en inglés) que siguieron a la crisis financiera. El aumento de la producción petrolera estadounidense ha sido el resultado del estímulo monetario, y también del boom de las startups tecnológicas y de la suba del S&P 500.

Cuando creció la producción, la industria estadounidense de E&P no pudo financiar sus programas de perforación con sus flujos de caja operativos, y los ingresos constantes de capital fueron esenciales para mantenerse a flote. Con la caída de los mercados de acciones y de los precios del petróleo, y la Reserva Federal aún sin dar señales de su intención de seguir elevando las tasas de interés, las condiciones financieras que han protegido a la industria del shale como una cálida frazada podría el año próximo empezar a gastarse.

Un factor mencionado por Philip Verleger, un economista especializado en energía, es el panorama para la cobertura que emplean las E&P para proteger sus ingresos y tranquilizar a las entidades de préstamo. Las estrategias varían, pero la práctica estándar es que las compañías establecen un piso debajo del precio efectivo de parte o toda su producción mediante la compra de opciones de venta.

Verleger asegura que esas opciones han sido un factor importante que provocó el derrumbe de los precios del petróleo, que llegaron a su nivel más bajo en 15 meses desde octubre. Los bancos de inversión y otras instituciones financieras que vendieron esas opciones de venta deben proteger sus propias posiciones, algo que normalmente hacen vendiendo petróleo en el mercado de futuros. Cuanto más probable es que se ejerzan las opciones, más petróleo deben vender las entidades financieras, mediante una práctica conocida como delta hedging. Eso crea una retroalimentación: cuando los precios caen, las entidades financieras que han vendido opciones de venta necesitan vender más petróleo, lo que conduce a que el precio caiga aún más.

La escala de los programas de cobertura de las E&P norteamericanas es lo suficientemente elevada, calcula Verleger, como para que expliquen gran parte de la caída del crudo desde octubre. Una vez que empezó a bajar el petróleo retrocedió más cuando la administración Trump decidió suavizar el bloqueo a las exportaciones de petróleo iraní, y por la preocupación por el crecimiento global se notó el efecto del delta hedging, lo que convirtió la retirada en una fuga.

Esta dinámica no dura para siempre. Finalmente, los bancos y otros operadores que venden opciones de venta habrán cubierto totalmente sus posiciones, y cede la presión de venta. La mayoría de las opciones adquiridas por las E&P cotizantes tenían precios de ejercicio entre u$s 50 y u$s 60 el barril para el crudo West Texas Intermediate, lo que implica que los precios se tensionan cuando están dentro o cerca de ese rango. Ahora el WTI está en u$s 45,59 el barril, por lo que podría estabilizarse.

Goldman Sachs sugirió el mes pasado que una vez agotado el efecto del delta hedging, los precios del petróleo podrían recuperarse rápidamente.

Sin embargo, Verleger asegura que las E&P norteamericanas se verán perjudicadas si se les hace más difícil cubrirse. Menor cobertura implica menor capacidad de endeudamiento, lo que significa menor perforación. Según él, la producción de Estados Unidos podría caer entre 5% y 10% el año próximo si eso empieza a tener efecto. Esa potencial reducción de la cobertura se sumaría a otras presiones que sufren los grupos de E&P estadounidenses como resultado de la caída del precio del petróleo, la debilidad de los mercados de acciones y el alza de las tasas de interés.

Los menores precios del crudo golpearán las valuaciones de las reservas empleadas para garantizar los préstamos bancarios, y los mercados de deuda no reciben tan bien a las petroleras que quieren tomar crédito. El derrumbe de los precios de las acciones de E&P el índice de la industria de exploración y producción de gas y petróleo de S&P retrocedió 43% desde principios de octubre, dificulta también el financiamiento a través de la emisión de acciones.

La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) notó hace poco que cuando se produjo la última caída de los precios del petróleo, las E&P norteamericanas estaban prácticamente en la misma situación financiera que cuando los valores se derrumbaron en 2014. Si estamos frente a una repetición, eso sería razonablemente alentador: la mayoría de las E&P sobrevivieron al último derrumbe y muchas luego prosperaron.

Pero tal como señaló la EIA, "la volatilidad del precio del petróleo y la incertidumbre siguen elevadas". Los grupos petroleros estadounidenses han superado muchos desafíos en su esfuerzo por hacer viable el shale. El año próximo, enfrentarán algunos más.

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