La increíble contracción de las grandes petroleras (II)

Los problemas de las grandes petroleras siguen aumentando. En el artículo La increíble contracción de las grandes petroleras, hablamos de su incapacidad para reemplazar la producción con nuevas reservas y de cómo la producción tanto de petróleo como de gas decepcionaría significativamente a medida que avanzáramos en esta década, especialmente teniendo en cuenta el colapso de los presupuestos de gasto de capital de las empresas de exploración y producción el año pasado. También hablamos de las fuerzas que están aplicando ahora a las empresas varios grupos ESG, tanto los accionistas con participación mínima como varios sistemas judiciales, y de cómo estas fuerzas no harían más que agravar los problemas de sustitución de reservas y de producción a los que se enfrentan actualmente estas empresas.

Hay una serie de acontecimientos recientes que merecen ser discutidos. Tanto el gasto de capital como la producción de petróleo y gas natural siguen cayendo para las cuatro grandes empresas (Exxon, Chevron, Royal Dutch Shell y Total Energies). En 2019, los gastos de capital de exploración y producción promediaron 15 mil millones de dólares por trimestre para estas cuatro empresas. El gasto se desplomó a la par que los precios del petróleo en 2020; en el primer trimestre de 2021 había caído más del 50%. Aunque los precios del petróleo han repuntado, el gasto de capital se ha quedado muy atrás, con una tendencia al alza en 2021 desde el mínimo del año pasado, pero todavía muy por debajo de los niveles de 2019.

La gran caída del gasto de capital ya ha ejercido una notable presión sobre la producción de petróleo y gas en las cuatro grandes empresas. El aumento de los costes de descubrimiento y desarrollo durante la década anterior, combinado con cualquier descenso prolongado del gasto de capital en las fases iniciales, producirá grandes caídas en la reposición de reservas y en la producción en el futuro.

Nuestros modelos sugerían originalmente que la reposición de reservas de hidrocarburos se reduciría a sólo un 40%, mientras que la producción misma caería más de un 30% de aquí a 2030, a menos que la tendencia del gasto de capital sea mucho mayor. Ahora parece que la fuerte caída (y el débil repunte posterior) del gasto de capital en los últimos 20 meses ya está presionando la producción de petróleo y gas natural. La producción de los supergrandes ya ha caído más del 10% desde principios de 2019.

Tres de las cuatro grandes petroleras se enfrentan a un intenso escrutinio relacionado con la ESG.

Después de reemplazar con éxito el 25% del consejo de administración de Exxon a pesar de poseer sólo el 0,02% de las acciones en circulación, Engine No. 1, el hedge fund activista centrado en el clima, se reunió con la dirección de Chevron a finales del verano pasado. En unas conversaciones que posteriormente se describieron como "cordiales", los ejecutivos de Chevron compartieron su plan para reducir las emisiones de carbono. Posteriormente, Chevron anunció nuevos planes para reducir aún más la producción de carbono, junto con su intención de nombrar un nuevo director con "experiencia medioambiental". Aunque no está claro qué planea exactamente Engine No. 1, los rumores sugieren que el fondo se ha puesto en contacto con otros inversores, lo que sugiere claramente que tienen la intención de lanzar una segunda campaña en un futuro no muy lejano.

Recientemente, The Wall Street Journal publicó que Exxon estaba considerando abandonar dos enormes proyectos de gas natural: el proyecto Rovuma LNG de 75 trillones de pies cúbicos (tcf) (con un coste de capital de 30.000 millones de dólares) y el proyecto de gas Ca Voi Xanh en el mar de Vietnam de 5 tcf (con un coste de capital de 10.000 millones de dólares). Los miembros del consejo de administración de Exxon (entre los que probablemente se encuentran los tres que apoya Engine No. 1) han expresado públicamente su preocupación por ambos proyectos.

Según informes internos, estos proyectos se encuentran entre los que más CO2 producen en el gasoducto de Exxon; no es de extrañar que estos proyectos hayan sido cuestionados. Sin embargo, la situación de ambos yacimientos nos parece desconcertante, ya que su producción serviría casi con toda seguridad para desplazar el carbón en la generación de electricidad, reduciendo las emisiones de CO2 en casi un 50%. Este hecho parece haberse perdido en los nuevos miembros del consejo de administración de Exxon.

La generación de electricidad en Vietnam se basa en un 50% en el carbón, mientras que sólo un 8% proviene del gas natural. El país ha declarado que su objetivo a largo plazo es que el 80% de su electricidad proceda del gas natural. Si Vietnam consigue su ambicioso objetivo, reducirá las emisiones de carbono en casi un 30%. El desarrollo del yacimiento de Ca Voi Xanh es una parte fundamental de este plan.

Del mismo modo, es probable que grandes volúmenes de GNL de Rovuma se destinen a desplazar el carbón en la India. Sólo el 7% de toda la electricidad india procede del gas natural, mientras que el carbón representa el 55%. India quiere que el gas natural represente el 15% de su combinación energética en 2030. La cancelación del proyecto Rovuma LNG complicaría sin duda este objetivo, con grandes implicaciones para la reducción de CO2.

Ya se ha producido una escasez mundial de gas natural y creemos que esto es sólo el principio de un largo periodo de déficit estructural. El mundo necesita desesperadamente el desarrollo de campos masivos de gas natural como Ca Voi Xanh y Rovuma para satisfacer la demanda en el futuro.

Los desafíos de Royal Dutch Shell en materia de ESG no cesan. Un tribunal holandés dictaminó en mayo que Royal Dutch Shell debe reducir su producción de CO2 en un 45% para 2030, con el fin de alinear sus políticas con el Acuerdo Climático de París. En un comunicado emitido tras el veredicto, un portavoz de Shell reconoció que "es necesario tomar medidas urgentes contra el cambio climático y la empresa está acelerando sus esfuerzos para reducir las emisiones". Por si la presión de los tribunales holandeses no fuera suficiente, un accionista activista ha propuesto separar la empresa para abordar las preocupaciones en materia de ESG. El 27 de octubre, Third Point Management anunció lo siguiente:

"Si Shell sigue este tipo de estrategia, probablemente se aceleraría la reducción del dióxido de carbono. [...] La división de Shell en dos unidades operativas crearía un negocio energético independiente (upstream, refinado y productos químicos) que podría ralentizar el capex más allá de lo que ya ha prometido, vender activos y dar prioridad a la devolución de efectivo a los accionistas, que puede reasignarse a áreas del mercado con bajas emisiones de carbono."

Shell ya ha recortado drásticamente el gasto en la última década. Después de haber alcanzado un máximo de 39.000 millones de dólares en 2013, el gasto de capital en exploración y producción se redujo a sólo 17.000 millones de dólares en 2020, una caída de casi el 60%. El gasto apenas se ha recuperado en los tres trimestres de 2021. La falta de gasto ya ha afectado a la producción. Proforma para la adquisición de BG Group en 2016, la producción total de Shell ha caído un 13% desde que el gasto de capital alcanzó su punto máximo en 2013. Estas tendencias se están acelerando: La producción de Shell en los primeros nueve meses de 2021 ha caído un 7% en comparación con el mismo periodo del año pasado.

Si el gasto de capital de Royal Dutch Shell se mantiene en los deprimidos niveles actuales, estimamos que la empresa solo podrá reemplazar el 30% de la producción con nuevas reservas y que la producción caerá un 40% en los próximos nueve años. Si el gasto se reduce aún más (como se está proponiendo), la producción de petróleo y gas natural de Shell se desplomaría, algo que puede haber empezado ya.

Creemos que el crecimiento de la oferta de petróleo fuera de la OPEP+ será negativo esta década. Los problemas a los que se enfrentan las grandes empresas petroleras son un gran ejemplo de las presiones que se ejercen sobre la industria energética en su conjunto.

A medida que la producción de los países no pertenecientes a la OPEP+ disminuya, la OPEP ganará cada vez más cuota de mercado y poder de fijación de precios. La primera crisis del petróleo del siglo XXI está ya sobre nosotros. No hay más que ver la situación de las grandes petroleras para ver por qué.

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