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viernes, 22 de enero de 2016

10 puntos destacados del CEO de Schlumberger

Schlumberger fue la primera empresa en O & G para informar resultados del 4to. Trimestre de 2015. 

1.    Schlumberger prevé que sus Clientes experimentarían una crisis financiera. En el comunicado de prensa, Paal Kibsgaard dijo: "Las condiciones de empeoramiento del mercado añaden más presión a una profunda crisis financiera en la industria de E & P y llevó a los clientes a hacer mayores recortes en los niveles de inversión de exploración y producción." Kibsgaard dijo que 2015 fue la peor crisis de la industria desde 1986.
2.    La predicción de diciembre de 10,000 despidos se confirmó. SLB confirmó un adicional de 10.000 despidos, llevando el total de despidos por la recesión hasta 34.000. En el informe de resultados del 4to Trimestre, el CEO Paal Kibsgaard dijo: "En previsión de una actividad debilidad prolongada en la primera mitad de 2016, se implementó otro ajuste significativo a nuestros costos y recursos de base durante el cuarto trimestre. Esto incluyó una reducción adicional de plantilla de 10.000 empleados, así como una mayor racionalización de nuestros gastos, infraestructura y activos de base. "Es importante destacar que creemos que el número de empleados es ahora el adecuado para el 2016, lo que implica que no hay más despidos en vista. Eso ciertamente podría cambiar con las condiciones del mercado, pero es alentador. “
3.    Con la esperanza de haber tocado fondo en 2016, pero Schlumberger no está segura todavía. Cuando se le preguntó en la conferencia telefónica, si el mercado había tocado fondo en 2016, Kibsgaard dijo: "Bueno, creo que es demasiado pronto para decirlo, pero yo no creo que  2017 vaya a ser peor. Con eso dicho, todavía no estoy listo para decir que hemos tocado fondo en 2016. Nos estamos focalizando en el los resultados trimestre por trimestre. Sigo siendo optimista y yo espero que 2016 sea el fin pero no puedo decirlo todavía. "Schlumberger espera precios del crudo en ascenso durante el 2016, pero la fecha en que se dará está en función directa con las tasas de declinación de producción de países no OPEP.
4.    Cancelaciones abruptas de trabajo por los clientes. CEO Paal Kibsgaard citó cancelaciones "abruptas" y las interrupciones de la actividad en varias ocasiones a lo largo de la nota de prensa. Esto es nuevo y muestra la severa presión de los operadores y el aumento del riesgo de imprevisibilidad para los contratistas petroleros. En la llamada, Kibsgaard dijo: "las cancelaciones no programadas y abruptas de actividades van creando un entorno operativo que es cada vez más complejo de manejar." Algo de esto fue parte del fenómeno del 4Q 2010 pero es algo a tener en cuenta durante 2016.
5.    Schlumberger puede volver a comprar hasta $ 10 mil millones de sus acciones. Las acciones de Schlumberger ha caído casi un 50% en 18 meses. Esta caída se relaciona con el programa de recompra de acciones en dólares $ 10 mil millones. Durante 2015, SLB recompró $ 2.2 mil millones de sus acciones. El jueves, motivado en parte por el precio de las acciones, la compañía anunció una nueva carga de la recompra de $ 10 mil millones. El viernes, dijo Kibsgaard del despliegue de capital: "No vamos a aumentar los dividendos de este año. El próximo año va a ser un equilibrio entre las oportunidades que tenemos en M&A y las oportunidades que para recomprar nuestras acciones".
6.    Write-offs de Activos, SLB previsiona $ 1,6 mil millones. Kibsgaard dijo en el comunicado de prensa que la empresa hizo una pérdida contable antes de impuestos para los activos fijos, inventarios amortizaciones, cierres de instalaciones, terminaciones de contrato y otros activos deteriorados de $ 1.600.000.000. "Esto marca el comienzo de un write-off de activos en este trimestre, tanto para E&P  como para las empresas de servicios petroleros. Es parte del doloroso proceso de reequilibrio para calibrar organizaciones construidas con $100 el barril de crudo, a las nuevas realidades de precios”.
7.    Cierre del acuerdo con Cameron en marzo. Los planes de integración de Cameron están completos y será simple. Cameron se convertirá en el cuarto grupo de productos en Schlumberger, añadiéndose a la caracterización de reservorios, a perforación y a producción. De Scott Rowe, CEO de Cameron, dirigirá este grupo y Cameron mantendrá en gran parte su forma actual. La interfaz del cliente va a cambiar, la administración se racionalizará y la Investigación y Desarrollo se fundirán en Schlumberger con el tiempo.
8.    Las compañías de E&P están repensando la manera de hacer las cosas. Las ventas de nueva tecnología (productos desarrollados dentro de los últimos 5 años) que comprende el 24% de 2015 los ingresos de Schlumberger, son notablemente más altas que lo que vimos en la crisis anterior 2008-2009. Esta es una señal de E&P están pensando en maneras innovativas de reducir costos.
9.    La disminución de la producción de petróleo viene a equilibrar el mercado. En América del Norte la producción de petróleo de shale está declinando más o menos como esperaba Schlumberger y estaba en diciembre, por debajo de los niveles de producción de hace un año. La aparente flexibilidad de producción fuera de la OPEP y América del Norte está, en muchos casos impulsada ​​porque los productores necesitan maximizar el flujo de caja, lo que también significa que veremos altas tasas de declinación de pozos cuando estas medidas de corto plazo se hayan agotado.
10. Cuando el mercado se recupere, las reducciones de costos para extraer crudo serán como un resorte. Schlumberger piensa que su negocio internacional actuará como un resorte en espiral de alta compresión, y que verá ganancias en aumento cuando las inversiones de exploración y comiencen a recuperarse.

By Joseph Triepke 

martes, 19 de enero de 2016

La visión de la EIA en enero 2016 sobre los precios del petróleo

El precio del Brent disminuyó en $6/b en diciembre a un promedio mensual de $38/b, el precio promedio mensual más bajo desde junio de 2004. Los precios bajaron en diciembre, porque los productores de la OPEP (durante su reunión de 4 de diciembre) indicaron planes para continuar la política de defensa de la cuota de mercado en un entorno de precios de crudo bajo al tiempo que los inventarios globales de petróleo continuaron creciendo. La continuidad de los aumentos en stocks de líquidos ha puesto una significativa presión a la baja en los precios del petróleo desde mediados de 2014. Los inventarios aumentaron un estimado de 1,9 millones b/d en 2015, y los precios del petróleo crudo Brent promediaron $52/b en el año 2015, un descenso de 47 dólares/b en 2014.
Con stocks globales que continúen los pasos del año pasado, la presión alcista sobre los precios del crudo será limitada. La previsión de precios del Brent es un promedio $40/b en el año 2016. Los mayores  inventarios se producirán en el primer semestre de 2016, manteniendo los precios por debajo de $40/b hasta abril.
Para 2017 los precios del Brent se prevén en un promedio de 50 dólares/b, con presiones de precio ascendente, concentradas en la última parte de ese año. En ese momento se espera que el mercado experimente pequeñas disminuciones de inventario con la probabilidad creciente de mayores disminuciones. La previsión de precios del Brent promedia $56/b en el cuarto trimestre de 2017.
El WTI promediaría alrededor de $2/b menos que el Brent en 2016 y $3/b en el año 2017. EIA previamente había asumido la diferencia con el WTI en $5/b. El pronóstico de una menor diferencia WTI-Brent se basa en la disponibilidad de almacenamiento en los Estados Unidos en comparación con otras regiones lo que alienta a almacenar crudo en el mercado de Estados Unidos en un periodo de sobreoferta global.
Durante el período de pronóstico, los precios del petróleo podrían continuar con períodos de mayor volatilidad. El  mercado de crudo enfrenta muchas incertidumbres en 2016, incluyendo el ritmo y el volumen en que el petróleo iraní llegará al mercado, la fuerza de crecimiento del consumo de crudo y la capacidad de respuesta de la producción de la OPEP a precios bajos del petróleo.

lunes, 18 de enero de 2016

¿El pánico por el reingreso de Irán necesita un Reality Check?

El sábado, la Agencia Internacional de Energía Atómica (IAEA) determinó que Irán ha cumplido con los términos del Plan de Acción Conjunto para frenar sus ambiciones nucleares. El P5 + 1 (Estados Unidos, China, Rusia, Alemania, Francia y el Reino Unido) e Irán acordaron en el acuerdo de julio de rescindir sanciones contra la República Islámica "simultáneamente con la aplicación verificada por el IAEA " del acuerdo. El sábado, el principal funcionario de petróleo de Irán ordenó movilizar la industria petrolera del país.
El vice ministro de Petróleo de Irán Rokneddin Javadi ordenó un aumento de 500.000 bpd en la producción de petróleo. Sin embargo, dijo que hacerlo podría llevar tiempo debido a las restricciones sobre los bancos de Irán.
Javadi, quien también es el director de la National Iranian Oil Company, fue reportado por iraní Press TV diciendo "Con la eliminación de las sanciones, Irán está dispuesto a aumentar la producción en 500.000 barriles por día y hoy se emitió esta orden."
Sin embargo, Javadi dijo que podría tomar 9 meses antes de que el país suscriba su primer nuevo contrato de exportación de petróleo. Irán todavía tiene la intención de aumentar su producción en 1 MM/bpd, dijo, pero esto podría llevar tiempo debido a los problemas en curso en relación con los bancos del país.
La agencia de noticias Shana dijo por Javadi: "En la actualidad, estamos estudiando los problemas que enfrentan los bancos nacionales con este fin. Una vez que se resuelven, producción y las ventas en el extranjero de crudo aumentará."
Irán dice que su producción actual de petróleo es de aproximadamente 2,8 MM /bpd y sus exportaciones son un poco más de 1 millón.
Dijo además que, si bien el volumen de las exportaciones de petróleo de Irán podría enviar a Europa no está establecido, parte de su petróleo podría inmediatamente venderse a China y otros países asiáticos a través de contratos existentes, informó el Wall Street Journal.
En declaraciones al mercado del petróleo actualmente con oferta excesiva Javadi dijo que si la producción de petróleo se redujese, debería aplicarse proporcionalmente a todos los productores.
"Si Irán no aumenta su producción de petróleo, los países vecinos pueden elevar su producción de crudo en los próximos seis meses a un año, tomando así parte de la participación de mercado de Irán".
Todas las sanciones en materia nuclear impuestas por las potencias occidentales fueron levantadas el sábado, incluyendo las restricciones sobre las exportaciones de petróleo de Irán. Otras sanciones en materia de derechos humanos y el terrorismo siguen en vigor.
Debido a los acontecimientos del sábado, entre 500.000 y 1 MM/bpd de petróleo iraní están ahora a punto de volver a un mercado global ya sobre ofertado en 2 MM/bpd. Irán tiene la cuarta mayor reserva de petróleo del mundo y la mayoría de las reservas de gas natural del mundo.
Con la implementación del acuerdo de julio, Irán obtiene acceso inmediato a alrededor de $ 50 mil millones en cuentas congeladas en el extranjero, informó Bloomberg y agregó que el gobierno dice que utilizará estos fondos para reconstruir las industrias y la infraestructura del país.
El levantamiento de las sanciones también permite a las empresas extranjeras a entrar de nuevo a Irán. El presidente iraní, Hassan Rouhani dijo el sábado en un discurso televisado que la República Islámica está tratando de atraer a $ 30 mil millones en inversión extranjera en los próximos 5 años.
El Ministerio de Petróleo iraní ordenó el domingo a las empresas a aumentar la producción y de terminales de petróleo "estar listos".
Por lo tanto, el fin de semana el entusiasmo del momento sustituyó temporalmente el cuidado aconsejado el Lunes por Javadi, y a principios de este mes por Seyyid Mohsen Ghamsari, el jefe de asuntos internacionales de la National Iranian Oil Co. Este último dijo el 2 de enero que Irán "va a tratar de entrar en el mercado de una manera de asegurarse de que la producción impulsado no cause una mayor caída de precios... El potencial de producción significa que estaremos produciendo tanto como el mercado puede absorber ".
Y en una entrevista fue aún más cauteloso, "No queremos empezar una especie de guerra de precios. Vamos a ser más sutiles en nuestro enfoque y puede aumentar gradualmente la salida. Tengo que decir que no hay espacio para bajar los precios más lejos, dado el nivel donde están”.
La "diplomacia cautelar" de estos comentarios estuvo ausente en los comentarios del ministro de Petróleo Bijan Zanganeh  este fin de semana. Fue citado por Shana como diciendo: "Ahora es nuestro turno para llevar a cabo nuestros deberes de la mejor manera en la era post-sanciones y materializar la demanda de la gran nación de Irán y altos funcionarios del país de la industria petrolera”.
También dijo que la industria petrolera iraní debería "redoblar sus esfuerzos para desarrollar la industria y aumentar la producción, con el fin de construir una economía que va a ser resistente ante los impulsos externos", informó Shana.
"Hoy tenemos que tomar medidas para que... la presencia de los inversores y las empresas extranjeras, ya sea como proveedores de servicios técnicos o proveedores de equipos en diversos campos de la industria del petróleo esté condicionada al desarrollo de las capacidades nacionales " enfatizó Zanganeh.
El Presidente Rouhani presentó la propuesta de presupuesto 2016 de Irán ante el Parlamento iraní el domingo. El Ministerio de Petróleo del país tiene previsto emitir 5.000 dólares en bonos tanto en bolsas extranjeras y en rial, para desarrollar proyectos de O&G.

Aun así, Shana informa que el proyecto de ley de presupuesto "asume un presupuesto menos dependiente [en] petrodólares desde la revolución [iraní] de 1979 ", suponiendo una dependencia del 25% "de los gastos del estado con respecto a los ingresos por crudo, lo que es un record sin precedentes”.
 por Jeff Reed

miércoles, 4 de noviembre de 2015

Menos Perforación: Estrategia de las Petroleras

Las compañías petroleras siguen presionando por la optimización de sus activos re-valorando sus mejores concesiones por explorar y aprovechando las rebajas de costos de los proveedores de servicios. Surge así la posibilidad de un cambio de estrategia emergente que podrían sustentar una mayor desaceleración en la perforación aun cuando el escenario está listo para una mayor la producción de petróleo en el corto plazo. Esto puede sonar desalentador, sin embargo, hay un resquicio de esperanza en el horizonte.
El equipo de RigData News & Analisis llegó a esta conclusión después de examinar lo dicho durante las conferencias con algunos analistas financieros apuntando a la reducción de gastos de exploración en 2016. Ellos encontraron que Occidental y Anadarko Petroleum destacan mejoras en la eficiencia de perforación en Wolfcamp Shale, Texas (unos de las mayores formaciones de shale oil & gas). 
Estos dos operadores también proporcionan un contraste entre operadores como Occidental, de aplicación total al modelo de fuerte desarrollo-producción frente a un modelo más pausado como el de Anadarko que abarcaría el próximo año.
En relación con 2014, OXY redujo su promedio de costo en Wolfcamp un 42% a $ 6.3 millones/pozo, mientras que APC redujo su costo promedio en Wolfcamp en alrededor de 37% a $ 7.5 millones/pozo y se espera que reduzca entre $ 1,5 y $ 2,0 millones de su costo futuro cuando extienda su “pad drilling” (perforación horizontal múltiple desde una misma área reduciendo la logística y servicios)  a todo el campo. Gran parte de los ahorros de costos se deben a la reducción de los tiempos de perforación, así como a los costos diarios de los equipos de perforación. 
Anadarko ha bajado sus tiempos de perforación en Wolfcamp en un 13% comparando 3Q15 vs. 2Q15. OXY, que comenzó con un tiempo mucho más bajo, todavía fue capaz de reducirlo en un 5% comparando trimestre contra trimestre. Es probable que tales mejoras en los tiempos de perforación sean los que sustentan el incremento del 18% en la cantidad de pozos perforados en Wolfcamp en Q3. Uno de los pocos que tuvo un incremento en el trimestre. Pareciera que aún hay margen para mejoras en la eficiencia, pero la baja de inversiones de capital en medio de los bajos precios del petróleo ha mitigado un poco esa iniciativa de eficiencia.
En consecuencia, el aumento en el número de pozos perforados aún no completadas (DUC- drilled yet uncompleted wells) refleja la necesidad de aumentar las ganancias debido a los recortes de precios de los proveedores. Este fenómeno comenzó a disminuir y entonces las petroleras ahora favorecen el completar los pozos atrasados ​​en vez de invertir para perforar y completar nuevos pozos. Las petroleras están más inclinadas en reducir o al menos no incrementar su inventario DUC en el futuro cercano. 
Anadarko dijo que su incremento de DUC en el cuarto trimestre de 2015 sería de 25 pozos. Esto contrasta con los anteriores 3 trimestres cuando promedió un incremento de 67 DUC cada trimestre.
El equipo RDNA cree que esta tendencia de desaceleración en DUC se está convirtiendo en un modelo-patrón para la industria en los Estados Unidos y sería el precursor lógico lo que Dave Lesar de Halliburton describió como "Perforo o Muero".


Las petroleras, en algún momento, van a experimentar una disminución en el volumen de producción debido a la falta de inversión en pozos de exploración y desarrollo. Pero en un ambiente de precios de crudo y gas natural deprimidos, trabajar sobre un inventario de DUC le permite agregar producción a un menor costo unitario. Así, mientras que las actividades de terminación disminuirán en el futuro, hoy permite asignarles una mayor proporción de los presupuestos de capital que a las actividades de perforación. Dicho esto, una vez que esta fase termine, obligará a las petroleras a restablecer sus campañas de perforación lo que causará un rápido aumento en la actividad que estimamos será en el tercer trimestre de 2016.

RigData News & Analisis

lunes, 2 de noviembre de 2015

Precio del crudo, tratando de entender qué pasó y va a pasar

Ha pasado casi un año desde que los precios del petróleo alcanzaron nuevos mínimos después de la decisión de OPEP en noviembre 2014 de no reducir la producción. La especulación de las compañías petroleras, analistas de la industria, inversores y expertos financieros que los precios del petróleo se recuperarían, no se ha hecho realidad y los precios seguirán bajos independientemente de los pocos intentos de recuperación de los precios del petróleo.
Desde principios de 2015, el precio del crudo ha visto recuperaciones modestas que en su mayoría eran debidas a la caída del Rig Count, la declinación en la producción de petróleo en USA, la debilidad del dólar estadounidense o, la escalada del conflicto en el Medio Oriente. Sin embargo, esas recuperaciones fueron de corta duración.
Un ejemplo fue el último repunte de principios de octubre, cuando el WTI pasó de mediados de los $ 40 a $ 50 por barril tras la noticia de la caída del Rig Count y la declinación de la producción petrolera estadounidense. Muchas empresas y analistas de O & G pusieron su esperanza en este rally y lo vieron como la primera señal de una larga y duradera recuperación de los precios del petróleo. No duró mucho tiempo.
A la semana siguiente y como los mercados del petróleo comenzaron a digerir "el qué pasará después" más el hecho de que los fundamentos subyacentes de la oferta y la demanda se mantuvieron sin cambios, debido al crecimiento continuo de la oferta de otros productores -en su mayoría miembros de la OPEP como Irak, Emiratos Árabes Unidos, Irán- los precios del crudo retrocedieron de nuevo. El WTI bajó de $ 50 por barril de nuevo a $ 47 por barril.
Es indudable que el rally de octubre y cómo terminó, fue una sorpresa para muchos de los que todavía estaban esperando un rebote. Quedó en claro que en vez de una esperanza de rebote, las compañías petroleras deberían aprender a ser rentables con precios del crudo en $ 40 por barril o menos.
Además, ahora está claro que la cuestión es quién va a ganar la guerra fría entre la pelea por cuota de mercado, o bien equilibrar la oferta y demanda. La OPEP siempre jugó el papel de equilibrar la oferta y la demanda, pero esta vez optó por ganar cuota de mercado. Por lo tanto, oferta y demanda sólo se están utilizando como armas.
El rally de octubre también indicó que serán poco probables los altos precios de crudo ya que la estrategia de precios bajos por más tiempo sería la nueva norma en el mercado del petróleo y el gas.
La nueva norma: "precios bajos durante más tiempo" y por qué
La reunión de noviembre 2014 de la OPEP fue un momento crucial para la industria de petróleo y gas. Un momento en el que todos miramos hacia atrás y nos preguntarnos ¿podrían las cosas volver a como estaban antes?
La respuesta a esta pregunta es sin duda un gran "NO" y creo que a estas alturas, muchos de los que estaban esperando que las cosas mejoraren y los precios aumentasen a $ 70 por barril se han dado cuenta de que no es probable que suceda en el corto plazo. Eso significa aceptar la estrategia "precios bajos durante más tiempo" como la nueva norma en el mercado.
La estrategia actual de la OPEP para priorizar su cuota de mercado por sobre la estabilización del mercado, se ve como respuesta a la amenaza planteada por los productores de petróleo de shale en Estados Unidos. Mediante la búsqueda de cuota de mercado y manteniendo el nivel de producción, los precios de crudo que colapsan, la OPEP pretende así exprimir a los productores de petróleo de shale de alto costo y sacarlos fuera del mercado poniendo fin a la amenaza que ellos representan para su cuota de mercado.
La razón principal por la que esta estrategia de precios bajos por más tiempo será la nueva norma, al menos en el corto plazo, es que los precios altos del crudo condujeron a la crisis.
Los altos precios del petróleo llevaron a la crisis actual
Cuando los precios del crudo se mantuvieron altos por un largo plazo, esto proporcionó el excelente desarrollo de tecnologías avanzadas como las utilizadas para la fracturación hidráulica y la perforación horizontal en formaciones shale.
El uso de tales tecnologías incrementó la producción de crudo en Estados Unidos a más de 4,72 millones de barriles/día a finales de 2014 (1,24 MMBD en 2007). La nueva producción de petróleo de Estados Unidos abastece el mercado interno y remplazó las importaciones de petróleo de los proveedores tradicionales como Arabia Saudita, Nigeria y Argelia que necesitaron encontrar nuevos mercados para su petróleo.
La producción de crudo de los productores de petróleo de shale abarrotó el mercado y la OPEP fue llamada a desempeñar su función de estabilizar el mercado mediante el aumento / disminución de su capacidad de producción. Los productores estadounidenses de shale eran ciertamente optimistas acerca de la reacción de la OPEP. Pero esta vez fue diferente. La OPEP se enfrentó con difíciles decisiones.
La función de estabilizar el mercado mediante la reducción de su producción de petróleo significaba para la OPEP perder cuota de mercado en favor de los productores estadounidenses de petróleo de shale. Es algo que la OPEP no podía darse el lujo de hacer, debido a que las consecuencias a largo plazo de tal decisión significarían perder cuota de mercado e influencia en el precios del petróleo. Como resultado, la OPEP decidió seguir la estrategia de conservar su cuota de mercado en lugar de estabilizar el mercado.
La decisión de la OPEP marcó el inicio de la guerra fría por la cuota de mercado y eso condujo los precios del crudo a niveles no vistos desde de la profunda recesión de 2009. La OPEP tiene como objetivo proteger su cuota de mercado, obligar a los productores de petróleo de alto costo, como el petróleo no convencional o el de aguas profundas, fuera del mercado y que se equilibre solo.
¿Por qué habría un aumento de precios del crudo en el corto plazo?
Repasando lo que se ha comentado anteriormente, es claro que las raíces de la actual crisis yacen principalmente en los altos precios del petróleo durante un largo período. Esto significó una producción y el desarrollo sostenido de petróleo de shale no sólo en los Estados Unidos sino también en China y otros países haciendo que la OPEP perdiera influencia y participación de mercado.
Por lo tanto, se espera que la OPEP se apegue firmemente a su estrategia que conduce a bajos precios del petróleo por largo tiempo. Como resultado sacará rivales fuera del mercado, reducirá la inversión en tecnología e innovación y obstaculizará el desarrollo de nuevos proyectos de petróleo de shale.
Lo que agrava la situación aún más es el aumento previsto en la producción de petróleo iraní después de levantar las sanciones. Por otra parte, Rusia, Irak, Libia, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos están trabajando agresivamente en el aumento de sus ventas de crudo. Además, la demanda mundial de petróleo se está retrasando debido a la disminución en la actividad económica. Por lo tanto, los bajos precios del petróleo están aquí para quedarse por un tiempo pero seguramente no durante un plazo prolongado.
La historia nos ha enseñado que en la industria de petróleo y gas los precios del petróleo ni muy altos ni muy bajos son sostenibles durante un largo tiempo. Los actuales precios del petróleo desalentarán la exploración y producción a la vez que afectarán la oferta y en consecuencia conducirán a mayores precios del petróleo. 


Alahdal A. Hussein 

Professional Member

Society of Petroleum Engineers



viernes, 23 de octubre de 2015

La recuperación petrolera en forma de Palo de Hockey aún válida

De los CEO de compañías de servicios petroleros nadie ha sido más optimista  en  los últimos 6-9 meses que de Core Lab David Demshur. La mayoría de los analistas ya han avanzado hacia predicciones de recuperación en forma de U alargada, sin embargo Demshur es el último hombre en pie con la predicción de una recuperación en forma de V.
Viendo las condiciones de deterioro de todo el campo petrolero mundial en los últimos meses, nos hemos preguntado si iba a comenzar a dar marcha atrás a su predicción. Pero lo que está viendo en el mercado a partir de ayer todavía le da confianza en una recuperación en forma de V.
El jueves, Demshur habló a los inversores en una conferencia telefónica. "Core sigue viendo ponerse en marcha una recuperación en forma de V en el año 2016", dijo el jueves. "La industria está todavía en el lado izquierdo de esta V al entrar en Q4 2015, tal vez con repuntes de actividad a principios de 2016."
En el núcleo de este punto de vista, Demshur ve la oferta y la demanda global de equilibrio del petróleo a fin de año o principios de 2016-. Esta es una postura más agresiva que la mayoría de sus compañeros comentaristas del mercado del petróleo.
Aquí está la lógica y las cifras que proporciona para apoyar su punto de vista en forma de V, extraído de sus comentarios del jueves:
Por el lado de la oferta de crudo, la producción de crudo estadounidense alcanzó su punto máximo en abril de 2015 a más de 9,6 millones de barriles de petróleo por día. El trimestre pasado, Core proyectó la producción estadounidense cayendo más de 500.000 barriles por día a finales de año 2015 debido a las altas tasas de la curva de declinación asociados con los más de 5 millones de barriles de petróleo que se producen a partir del crudo de reservorios no convencionales. Estas proyecciones demostraron ser demasiado conservadoras con la producción de Estados Unidos que ya ha caído en 500.000 barriles por día según la información actual. Core ahora cree que la producción estadounidense caerá más de 700.000 barriles por día a finales de año 2015. Esto genera una declinación neta en la curva de producción de crudo estimada en 7,8%, más del doble de la tasa mundial estimada por Core recientemente en 3,1%, que a su vez representa hasta 60 puntos básicos por encima de las tasas estimadas de curvas de declinación de crudo a nivel mundial anteriores de 2,5%.
El aumento de 60 puntos básicos está directamente vinculado a las clásicas elevadas tasas de declinación en los primeros años de 70%, 40% y 20% para los tres primeros años de producción, respectivamente, para crudos de reservorios no convencionales. Por lo tanto, aplicando el tipo de curva de declinación de la producción neta de crudo 3,1% estimado en actual producción de crudo a nivel mundial de aproximadamente 85 millones de barriles por día significa que el mundo necesitará producir más de 2,6 millones de barriles diarios de nuevo crudo a esta altura del año que viene o la producción internacional volverá a caer otra vez.
Para mantener los niveles actuales de producción en el próximo año a partir de ahora, el planeta necesitará para producir 2,6 millones barriles diarios nuevos; que simplemente no va a suceder. Para compensar este déficit, los productores deberán producir crudo proveniente de reservas mundiales adicionales que actualmente se acercan a cero.
Desde el punto de vista Internacional, el último trimestre Core creía que los ultra-altos niveles de producción de Oriente Medio no eran sostenibles y cortes de producción fueron anunciados a las pocas semanas. Core cree que los niveles de producción en Oriente Medio seguirán cayendo en el Q4 2015, liderado por bajas de producción de Irak aun considerando los impredecibles y desconocidos suministros de crudo de Irán. Aparte del poco transparente mercado de Irán, Core no ve grandes adiciones factibles a la oferta de crudo en el 2016 suficientes para compensar la disminución en la curva de producción de petróleo estimada del 3,1% a nivel mundial. Por lo tanto, la producción internacional seguirá cayendo por debajo de los niveles de hoy.
Por el lado de la demanda, las últimas estimaciones de la IEA son que la demanda aumentaría en 1,8 millones de barriles de petróleo por día en 2015, seguido de otros 1,2 millones de barriles diarios en 2016, superando todas las expectativas económicas de Asia-Pacífico, en especial China. Paradójicamente en lo que va de 2015, la demanda china de petróleo continúa ocurriendo a niveles récord.

miércoles, 21 de octubre de 2015

Escenografías para la siguiente fase de la Industria Petrolera

El viernes, Schlumberger Ltd. fue la primera empresa de servicios petroleros en anunciar que sus ganancias del tercer trimestre, que fueron un 49% inferiores al período anterior, pero en línea con las estimaciones de Wall Street. 
Lo que no estaba en las pantallas de radar de los analistas, sin embargo, era la vista demostrativamente más negativa de la siguiente etapa de la industria del petróleo y el gas, y su impacto en el negocio de servicios de energía, expresado por el líder de la compañía. A principios de este año, Schlumberger redujo agresivamente su estructura organizativa en lo que se percibía como una visión demasiado negativa de la crisis emergente. En retrospectiva, el equipo directivo de Schlumberger parece haber estado más bien acertado que errado en su sentencia. Ahora la dirección de la empresa es menos optimista sobre el calendario de la recuperación se proyecta antes y sugiere más despidos estarán llegando antes de fin de año. Como CEO de Schlumberger Paal Kibsgaard declaró durante una conferencia con inversores sobre los resultados de la compañía, "... mientras que nuestra vista macro no ha cambiado en términos de oferta y demanda más reducidas y una mejora esperada en los precios del petróleo, tenemos que tener en cuenta que la recuperación en los niveles de nuestra actividad ahora parece ser un evento de 2017. "Distinto de la anterior creencia en una recuperación en forma de V para principios de 2016”.
Como Schlumberger acepta una perspectiva más negativa sobre crisis de la industria y su duración, el equipo directivo de la empresa está actuando en concierto con muchos de sus clientes y competidores. Ofrecieron la siguiente declaración acerca de sus futuras acciones de estrategia y de corto plazo: "En nuestra anterior conferencia dijimos que estábamos preparados para trabajar con nuestros costos de base existente con cara al futuro en la medida que estuviéramos cerca de la parte inferior de la baja de los mercados y que la recuperación de la actividad estuviera a sólo un par de trimestres. Como resultado, hemos mantenido nuestra base de costos en Q3, lo que tuvo cierto impacto negativo sobre nuestros márgenes de operación... "Ahora la empresa tiene que hacer ajustes más significativos”.
Con objetivo que el gasto de capital baje significativamente en 2016, Schlumberger, junto con el resto de la industria, se ve obligada a reconsiderar su tamaño, lo que por desgracia significa despidos. Desde un punto de vista positivo, la compañía ha comenzado nuevas medidas de reestructuración para reducir los costos y mejorar la entrega de su tecnología, productos y servicios. Esto significa "la reestructuración de nuestra red de fabricación y distribución mundial..." La mecánica de la reestructuración es menos importante que la filosofía de que la reorganización de los negocios de la empresa será fundamental para futuras ganancias  y el posicionamiento de Schlumberger para maximizar los rendimientos cuando se recupere la industria. Si sus competidores no han pensado en tomar medidas similares, este es un llamado a que considerar medidas de reestructuración radicales con el fin de sobrevivir y competir mejor. No tomar alguna medida podría dañar seriamente esas compañías.
No sólo la industria de servicios petroleros tiene que repensar su estructura de negocios y considerar ajustes radicales en el modelo de negocio con el fin de prosperar en el futuro. Las empresas de Exploración y Producción (E & P) se ven obligadas también a determinar la forma de sostener competitivamente sus operaciones, especialmente a la luz de los balances altamente apalancados ya que los ingresos y las ganancias bajaron por los menores precios del petróleo y del gas. Para muchas de las compañías de E & P, los cantos de sirena del crecimiento en la era un crudo de $ 100 lubricado con capital barato. Es evidente que todos - ejecutivos de la industria y los inversores - sabían que la revolución del Shale requiere un montón de dinero por adelantado para la compra de las tierras, determinar los programas de desarrollo, llevar a cabo los  esfuerzos de perforación y terminación de pozos de alto costo y luego esperar a que haya la cantidad de petróleo adecuada y gas para producir los hidrocarburos. Este último paso fue fundamental para generar ingresos y el flujo de caja operativo. La clave fue que había un montón de capital barato listo, dispuesto y capaz de financiar la industria de E & P.
El problema para la industria de E & P fue que algunos de sus dirigentes estaban dispuestos a seguir el ejemplo de Ulises en La Odisea de evitar escuchar la canción que viene de la isla de la sirena. Se le dijo que si él escuchó la canción, él querría ir a la isla y luego permanecer allí el resto de su vida, algo que quería evitar durante su viaje de regreso a Ítaca. Para evitar ser víctima de la canción tenía tapados sus oídos y el de sus hombres con cera y él estaba atado al mástil. Para los ejecutivos de exploración y los cantos de sirena eran el capital barato - Deuda mercado público y Capital, más el capital privado interesado en la construcción de nuevas empresas, altamente rentables supuestamente - y la mayoría sucumbió a esa canción.
Como se reportan pésimos resultados en el tercer trimestre y los bancos comerciales han disminuido mucho el crédito a empresas que es la base en la que las E & P se basan para apoyar sus programas de grandes inversiones de capital, la deuda pública y los mercados de valores se están cerrando como vías para levantar nuevo capital. Las enormes reservas de capital privado que han estado buscando oportunidades de inversión en energía están cambiando su enfoque de crecimiento hacia supervivencia, lo que a menudo significa que ayuda a restaurar una mayor disciplina de precios y mejorar la rentabilidad. Sin acceso a capital externo, las empresas pueden generar dinero mediante la venta de activos lo que es difícil ya que el mayor valor estará en los mejores activos de la empresa. Las quiebras y temores sobre quiebras potenciales se están convirtiendo en historias más destacadas en la prensa financiera y son sin duda mucho tráfico dentro de la industria de fábricas de rumores.
Los próximos 45-60 días estarán llenos de malas noticias y de pesimismo por las perspectivas para la industria. Esta "medicina" es lo que se necesita para alterar las perspectivas para el negocio. El escenario de recuperación de la industria en forma de palo de hockey invertido, un punto de vista popular hace apenas unos meses, está muerto. Ahora el consenso es que se requiere una recuperación en forma de U, con la única pregunta es cuánto tiempo va a durar la parte inferior. 
Sin embargo, si hubiera una nueva baja en el nivel de actividad y/o de los precios de petróleo y gas la recuperación sería entonces en forma de L sin crecimiento en el futuro cercano.

Allen Brooks  


Managing Director en PPHB LP especializada en información de la industria petrolera