Las petroleras canadienses están gastando en dividendos y no en expansión - World Energy Trade

Las petroleras canadienses están gastando en dividendos y no en expansión

Las petroleras canadienses están gastando en dividendos y no en expansión

Las principales petroleras canadienses han elevado sus expectativas de gasto de capital y producción de petróleo para este año

Economía

Las predicciones sobre la muerte del shale oil de EE.UU. parecen haber sido exageradas, ya que los perforadores han recortado drásticamente la producción y han cumplido su promesa de reducir costos, devolver dinero a los accionistas en forma de dividendos y recompra de acciones, y reducir la deuda.

Hace unos dos años Arabia Saudí afirmó que la edad de oro del shale estadounidense había llegado a su fin, ya que la caída de los precios del petróleo había dejado fuera de juego a cientos de empresas.

Sin embargo, esta predicción no resultó cierta, luego de momentos difíciles para los productores estadounidenses, el sector en general, supo adaptarse y sobrevivir hasta esta época en la cual los precios del petróleo han experimentado un fuerte repunte y el WTI ha superado la barrera de los US$ 80 por barril por primera vez en siete años.

Canadá sigue el buen ejemplo

Después de años, la difícil zona petrolera de Canadá está disfrutando de un raro auge del petróleo, con ingresos de petróleo y gas que se espera que alcancen niveles récord en el año en curso si los precios se mantienen elevados.

El sector petrolero canadiense también se ha ceñido al mismo libro de jugadas de su vecino a pesar de estar inundados de dinero.

En el pasado, durante los auges petrolíferos que siguieron a una recesión, el parche petrolífero canadiense siguió un patrón predecible de establecimiento de nuevas empresas, con precios de la tierra en alza y empresas que aumentaban la producción.

Sin embargo, en el actual ciclo de auge, la situación es diferente, a pesar de que la demanda de petróleo ha resurgido y los precios se encuentran en máximos de varios años.

El índice de referencia de la energía en Canadá, Horizons S&P/TSX Capped Energy ETF, ha subido un 97,8% en los últimos 12 meses, más del doble de la rentabilidad de sus hermanos estadounidenses y más de 5 veces la del índice S&P/TSX Composite.

Demanda récord

Los productores norteamericanos se enfrentan a un verdadero dilema. No sólo porque han prometido una menor actividad de perforación en favor de la devolución de gran parte de sus flujos de caja excedentes a los accionistas en dividendos y recompras, sino también porque la demanda de petróleo está aumentando.

Un reciente informe de BMO Capital Markets publicado este mes afirma que la demanda mundial de petróleo "seguirá creciendo en un futuro previsible y pronto alcanzará máximos históricos".

El informe afirma que la demanda podría aumentar en 4,6 millones de barriles diarios este año, superando finalmente los 100 millones de barriles diarios.

Es un gran salto si se tiene en cuenta que la OPEP+ tiene dificultades para cumplir sus cuotas. Según un informe de octubre, sólo un puñado de miembros de la OPEP son capaces de cumplir cuotas de producción más altas en comparación con sus cuotas actuales.

Sólo Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Irak y Azerbaiyán están en condiciones de aumentar su producción para cumplir con las cuotas fijadas por la OPEP, mientras que los otros ocho miembros probablemente tendrán dificultades debido a los fuertes descensos de la producción y a los años de falta de inversión.

El informe de BMO señala que el sector del petróleo y el gas norteamericano goza de su mejor posición financiera en años. Aun así, el exceso de efectivo se distribuirá en gran medida entre los accionistas en lugar de destinarse a la perforación de nuevos pozos.

Canadian Natural Resources, Suncor Energy, Cenovus Energy e Imperial Oil han elevado sus expectativas de gasto de capital y producción de petróleo para este año. Sin embargo, una gran diferencia esta vez en comparación con años anteriores es que las empresas están optando por gastar en dividendos, recompra de acciones y exprimir más barriles de los activos existentes en lugar de emprender nuevos y grandes proyectos de expansión.

El shale estadounidense

En Estados Unidos, la producción del Pérmico ha empezado a crecer de nuevo gracias a un alto índice de finalización de los pozos existentes, aunque ha provocado una enorme reducción del número de pozos perforados pero no finalizados (DUC).

Según la Administración de Información Energética (EIA), los DUC del Pérmico alcanzaron un máximo en julio de 2020 con 3.705, pero habían caído a un mínimo de cuatro años de 1.869 en septiembre de 2021.

El inventario de DUC del Pérmico se redujo en 125 en septiembre, ligeramente por debajo de la media de 136 al mes en lo que va de año. La reducción de los DUC ha permitido que el número de terminaciones por mes supere los 400, lo que ha dado lugar a un fuerte crecimiento de la producción mes a mes, mientras que los nuevos pozos perforados por mes se han mantenido por debajo de los 300.

El Pérmico es, con mucho, el principal motor del aumento de la producción de esquisto en Estados Unidos.

Obviamente, esta tendencia no puede continuar indefinidamente, y los productores de esquisto tendrán que aumentar la perforación de nuevos pozos tarde o temprano.

Los líderes del sector, Exxon, Chevron y ConocoPhillips, ya han presentado sus previsiones de capital y producción para el año que viene, que, en general, se centran en el control del gasto y la devolución de efectivo a los accionistas. Por su parte, los principales productores de shale, Pioneer Natural Resources, Devon Energy y Diamondback Energy, han anunciado sus planes de mantener las promesas anteriores de reducir el gasto de capital y ralentizar la producción.

 

 

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