Petróleo: de no invertible a imprescindible

Existen notables similitudes entre el mercado del uranio de hace doce meses y el del petróleo de hoy. Casi de la noche a la mañana, el uranio pasó de no ser objeto de inversión a ser una obligación, y creemos que el petróleo está a punto de hacer lo mismo. El uranio entró en déficit estructural por primera vez en su historia; sin embargo, una fuente de suministro secundaria temporal ocultó la escasez. El petróleo crudo también ha entrado en déficit estructural por primera vez en su historia. Durante las dos crisis del petróleo de los años 70, la OPEP mantuvo una amplia capacidad excedentaria. Del mismo modo, durante el mercado alcista de 1999 a 2008, el mercado estuvo temporalmente tenso, pero nunca en déficit estructural.

En el caso del uranio, las considerables reservas comerciales acumuladas tras el terremoto y el tsunami japoneses de 2011 ocultaron la realidad de que la demanda de los reactores superaría la oferta de las minas a partir de 2019. A principios de este año, la reserva se agotó, la escasez latente se hizo patente y los precios se dispararon. La demanda de crudo superó la producción ya en 2021; sin embargo, las liberaciones masivas de las reservas estratégicas gubernamentales enmascararon el déficit a lo largo de 2022 y la primera mitad de 2023. Durante ese periodo, las reservas estratégicas mundiales liberaron casi 300 mm de barriles, lo que equivale a 500.000 barriles diarios, la liberación más importante de la historia. EE.UU. dejó de liberar sus reservas en la última semana de junio, y el petróleo subió de 67 a 90 dólares por barril. Aunque recientemente ha retrocedido hasta los 75 dólares, creemos que se trata de una corrección temporal en un mercado alcista por lo demás sólido.

Gráfico

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Fuente: Goehring & Rozencwajg, IEA

Si se tienen en cuenta las liberaciones de SPR, los inventarios han caído 800 mm bbl en los últimos tres años, es decir, 750.000 b/d, lo que representa el mayor descenso de la historia del mercado petrolero.

Varios medios de comunicación declararon sin valor los activos petrolíferos hace menos de dos años. La demanda de VE significaba supuestamente que el pico de demanda era inminente, mientras que las posibles responsabilidades medioambientales que se avecinaban dejaban sin valor las valoraciones. Los analistas hablaban a menudo de "activos varados". La AIE declaró que las empresas energéticas no debían invertir ni un dólar más en activos de hidrocarburos. En "Investing in the Uninvestible" (Invertir en lo no invertible), nos opusimos, prediciendo que los activos petrolíferos pronto serían la clase de activos "imprescindible" de la década. Hoy, nuestra predicción está empezando a cumplirse en todas partes excepto en la renta variable pública. Creemos que este error de valoración crea las oportunidades de inversión actuales.

La propiedad de minerales y cánones es un fenómeno claramente estadounidense. En Estados Unidos, los particulares pueden ser propietarios privados de los derechos minerales subyacentes a los bienes inmuebles de superficie. En la mayoría de los países, los derechos minerales son propiedad del gobierno. Cuando las compañías petroleras perforan en busca de petróleo o gas, arriendan los derechos minerales del subsuelo a cambio de un pago inicial y un canon continuo (normalmente 1/8 de toda la producción). El operador dispone de un periodo para perforar un pozo, tras el cual el canon existe mientras el pozo siga en producción. Con el tiempo, los derechos sobre la superficie y los minerales suelen separarse y pueden cambiar de manos repetidamente. El sólido, aunque a menudo ineficaz, mercado de minerales y cánones está dominado por los veteranos del petróleo. En general, los cánones se han revalorizado de forma espectacular. Mientras que hace unos años se podían conseguir terrenos de primera calidad en el Pérmico por 5.000 dólares por acre neto de royalties, el precio medio ha subido desde entonces hasta acercarse a los 25.000-30.000 dólares. Lo que antes no se podía vender se ha convertido rápidamente en una obligación.

Los compradores corporativos de petróleo también han cambiado de tono. En las últimas semanas, Exxon anunció que comprará Pioneer Natural Resources. Chevron comprará Hess, y ambas transacciones suman 120.000 millones de dólares: el periodo de consolidación del sector más importante que se recuerda.

¿Qué saben los compradores de royalties y los ejecutivos de las empresas petroleras que el mercado público no conoce? Tal vez que la superficie de primera no perforada se está agotando rápidamente. Según nuestra red neuronal, Pioneer posee, con diferencia, la mejor superficie no explotada del Pérmico. Mientras que la mayoría de las empresas tienen, en el mejor de los casos, entre tres y cinco años de inventario de perforación de nivel 1, el de Pioneer casi se ha duplicado. Siempre hemos creído que Pioneer acabaría siendo adquirida por su posición insustituible en cuanto a superficie. La motivación de Chevron para comprar Hess tiene más que ver con el potencial marítimo de Guyana. Durante mucho tiempo hemos sostenido que los activos offshore experimentarían un auge de desarrollo a medida que se hiciera evidente la ausencia de potencial de esquisto de alta calidad y hemos mantenido aproximadamente el 10% de nuestra cartera en nombres relacionados con el offshore.

Creemos que estas transacciones señalan un cambio esencial en la industria petrolera. En primer lugar, hace sólo unos años, el Motor Número 1 habría bloqueado cualquier adquisición de Exxon centrada en los hidrocarburos. A pesar de poseer apenas un 0,03% de las acciones ordinarias, el inversor activista en materia climática obtuvo tres puestos en el consejo de administración de Exxon después de que varias empresas que representan grandes cantidades de capital ETF de índices pasivos respaldaran el esfuerzo. Ya no. Aunque el Motor Número 1 conserva sus tres puestos en el consejo, algo ha cambiado en la psicología de la sala de juntas. En segundo lugar, la adquisición demuestra lo poco que queda por perforar. En 2017, Exxon compró la famosa posición de casi 300.000 acres de los hermanos Bass en el Pérmico por 6.600 millones de dólares. En ese momento, se pensó que Exxon aumentaría la producción a 2 mm b/d en pocos años. Chevron, por su parte, adquirió una vasta superficie no explotada en el Pérmico con la esperanza de aumentar la producción. Seis años después, ninguna de las dos operaciones ha funcionado según lo previsto, por lo que ambas empresas necesitan adquisiciones multimillonarias para compensar el declive de sus activos heredados.

Creemos que en ambos casos se infravaloró la diferencia entre los yacimientos de nivel 1 y los de nivel 2.

Nuestra red neuronal ha informado nuestras opiniones sobre la producción de esquisto durante varios años. Fuimos muy conscientes de la importancia de las superficies de esquisto de alta calidad y de la disminución de la oferta de ubicaciones sin perforar. En 2018, el sector estaba ocupado diciendo a los inversores que había mejorado en la perforación de pozos de esquisto. Aunque la productividad por pozo había aumentado entre 2015 y 2017, nuestra red neuronal nos dijo que la mejora se debía principalmente al lugar donde las empresas estaban perforando los pozos (mejorando sus perspectivas de nivel 1) y menos a los avances en sus técnicas de perforación y terminación. El sector no estaba convirtiendo los yacimientos de nivel 2 en yacimientos de nivel 1, como se afirmaba, sino que estaba vaciando las mejores zonas de nivel 1. Llegamos a la conclusión de que el Bakken y el Eagle Ford habían producido la mitad de sus reservas y corrían el riesgo de estancarse, mientras que el Pérmico tenía varios años de crecimiento por delante, aunque a un ritmo más lento.

Las tres principales cuencas petrolíferas de esquisto cayeron durante el COVID-19 al volverse negativos los precios del petróleo. Tal como predijimos, el Bakken y el Eagle Ford han sido incapaces de recuperar sus máximos anteriores. Aparte del Pérmico, la producción de todos los esquistos ha caído casi 1 mm b/d o un 25% desde el máximo anterior a la COVID.

El Pérmico ha alcanzado un nuevo máximo histórico (tal como predijimos); sin embargo, está empezando a ralentizarse drásticamente. Según la Agencia de Información Energética (EIA), el Pérmico sólo ha crecido 17.000 b/d en los últimos seis meses, un 90% por debajo de su tasa media de crecimiento semestral a largo plazo de 250.000 b/d. Ahora calculamos que el Pérmico también ha producido la mitad de sus reservas y esperamos que el crecimiento secuencial se vuelva negativo en los próximos meses. Con un grado de confianza cada vez mayor, prevemos que 2024 será el punto álgido de la producción del Pérmico. En los últimos quince años, los esquistos estadounidenses han representado todo el crecimiento ajeno a la OPEP. En los cinco años anteriores, el Pérmico ha dominado las pizarras estadounidenses. De ser cierto, estamos entrando en un periodo de escasez sin precedentes en los mercados mundiales del petróleo.

Existe un notable paralelismo entre la compra de Pioneer por Exxon y la de XTO Energy en 2009. Exxon compró XTO por su superficie de Barnett, la mejor de su clase, la cuenca de gas de esquisto más productiva. A pesar de la diligencia debida, el Barnett alcanzó su punto máximo menos de dieciocho meses después de la adquisición y desde entonces ha caído un 65%. Creemos que compran Pioneer en un momento similar, a pocos meses de que el Pérmico alcance su máximo. Sin embargo, en un aspecto notable, la adquisición de Pioneer no podría ser más diferente de la de XTO. Exxon adquirió XTO durante un fuerte mercado alcista de la energía. Las acciones energéticas representaban casi el 15% del S&P 500; las materias primas eran tan caras en relación con los activos financieros como en décadas. Como resultado, Exxon tuvo que pagar casi cuatro veces el valor SEC PV-10 de XTO (una medida estándar de los flujos de caja futuros descontados que toda empresa energética tiene que publicar en su 10K). Hoy, estamos cerca del fondo de un mercado bajista de la energía. En lugar del 15%, los valores energéticos representan menos del 5% del S&P 500. En comparación con los activos financieros, las materias primas están más baratas que nunca. En el mercado actual, Exxon tuvo que pagar menos de 1,7 veces el PV-10 de Pioneer según la SEC. En el punto álgido del ciclo, una operación marquista costaba más del doble que hoy. En consecuencia, aunque creemos que el Pérmico no cumplirá las expectativas de Exxon, al igual que el Barnett hace 15 años, es improbable que necesiten un deterioro de 20.000 millones de dólares como hicieron con XTO.

Los verdaderos conocedores del sector le dicen que compre activos petroleros. El mercado público sigue paralizado por el miedo. Invertir en lo invencible requiere una perspectiva contraria y un estómago fuerte. Sin embargo, creemos que los beneficios bien merecen el riesgo.

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