El increíble encogimiento de las grandes empresas petroleras

El crecimiento de la producción de petróleo fuera de la OPEP+ y los esquistos estadounidenses ha sido extremadamente difícil de lograr, incluso antes de las recientes presiones ESG*. Durante los últimos 20 años, a las grandes petroleras Exxon, Chevron, Royal Dutch Shell y Total les ha resultado difícil mantener su base de reservas y su nivel de producción. A pesar de que el gasto de capital upstream ha aumentado, la producción y las reservas han disminuido de manera persistente. Dado que las presiones ESG restringen el gasto upstream, es probable que tanto las reservas de petróleo como la producción de estas cuatro empresas experimenten graves caídas. Debido a la tremenda dislocación corporativa creada por el derrame de petróleo de Macondo en 2010, hemos dejado a BP fuera de este estudio.

Desde el año 2000, todas las grandes petroleras se han fijado como objetivo un crecimiento de la producción del 5 %. Estas proyecciones de crecimiento no solo eran demasiado ambiciosas, sino que dos de las cuatro grandes empresas ahora son más pequeñas que hace 20 años. La producción upstream de Exxon ha bajado un 12 %, mientras que Royal Dutch Shell ha bajado un 9 %. Solo Total y Chevron se han distinguido por mostrar algún crecimiento de producción anual: 1,7% y 0,6% CAGR** respectivamente desde 2020. Las reservas probadas de petróleo y gas pintan la misma imagen. Las reservas de Exxon son un 27% más bajas, mientras que las de Royal Dutch Shell son un 56% más bajas y las de Chevron son un 3% más bajas. Solo Total ha crecido en los últimos 20 años: sus reservas probadas de petróleo y gas son un 14% mayores que en 2000.

Las cosas se ven significativamente peor si te enfocas solo en el petróleo crudo. Mientras que la producción de crudo de Exxon ha disminuido un 8% en los últimos 20 años (en línea con la producción de gas), la producción de crudo de Royal Dutch Shell se ha derrumbado un 20% mientras que la de Chevron ha caído un 7%. Si bien Total es una vez más la única empresa que muestra algún crecimiento, ha sido modesto: la producción de petróleo aumentó un 0,8% CAGR en los últimos 20 años. Las reservas probadas de petróleo cuentan una historia similar. Las reservas probadas de petróleo de Exxon han bajado un 26%, mientras que las de Royal Dutch Shell se han derrumbado un 57% y las de Chevron han caído un 29%. Incluso las reservas probadas de petróleo de Total se han contraído un 16% desde 2000.

Las reservas han caído más rápido que la producción, lo que ha provocado que la relación reserva-producción (R/P) disminuya. El ratio R/P de Exxon*** para las reservas probadas totales cayó de 10,1x en 2000 a 8,4x para 2020, mientras que el índice de Royal Dutch Shell cayó de 14,6x a 7,4x y el de Chevron cayó de 11,9x a 9,9x. Incluso Total no pudo detener la caída de su relación R/P. A pesar del crecimiento de las reservas, la producción creció más, lo que provocó que la relación R/P de la reserva probada total cayera de 13,8x en 2000 a 11,1x en 2020.

Una vez más, centrarse solo en el petróleo es aún peor. Si bien las cuatro supermajors vieron caer sus índices R/P probados totales en un 26 % en promedio, sus índices R/P probados solo para petróleo cayeron en un 30 %. De las cuatro empresas, solo la relación R/P del petróleo probado de Exxon se mantuvo por encima de 10 en 2020.

Si bien estas métricas upstream por sí solas apuntan a un futuro desafiante para las grandes empresas, cuando se tiene en cuenta el gasto de capital masivo que tuvo lugar durante la última década, la verdadera gravedad de la situación se vuelve clara.

Entre 2000 y 2010, las cuatro grandes empresas gastaron 615.000 millones de dólares en gastos de capital upstream. Durante el mismo período, produjeron 50 300 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) y encontraron 41 100 millones de boe de nuevas reservas, lo que resultó en un índice de reemplazo de reservas del 86 % (no muy bueno) con un costo promedio de búsqueda y desarrollo de $14,30 por boe. .

Entre 2010 y 2020, los gastos de capital upstream aumentaron a $1,15 billones. Al mismo tiempo, las empresas produjeron 50,6 mil millones de boe y encontraron 43,3 mil millones de boe de nuevas reservas, muy en línea con la década anterior. Aunque el gasto de capital upstream casi se duplicó, las empresas aún no pudieron reemplazar la producción con nuevas reservas. De hecho, el reemplazo de reservas se mantuvo sin cambios en 85% a pesar del aumento en el gasto. Como resultado, el costo de encontrar y desarrollar un nuevo barril de reserva casi se duplicó de $14,30 por boe a $26,40.

Estos números resaltan los desafíos que enfrentan las supermajors. Con la adición de las presiones ESG, el futuro de estas empresas ha pasado de ser un reto a ser increíblemente sombrío.

En el siguiente link y previa suscripción a la página, puede descargarse el análisis completo en pdf de la firma de análisis estratégico Goehring & Rozencwajg Associates".

* ESG o "Environmental Social Governance", hace referencia a factores ambientales, sociales y de gobierno corporativo, a la hora de evaluar cierto tipo de inversiones.

** CAGR o "Compound Annual Growth Rate", significa tasa de crecimiento anual compuesto.

*** A los efectos de disipar dudas respecto a la notación utilizada en el original, puede considerarse lo que se explica en un artículo de "Global Energy", de mayo de 2021:

"Las reservas probadas de ExxonMobil se redujeron en 7 mil millones de boe en 2020, o un 30%, desde los niveles de 2019. Esto se debió principalmente a las reducciones en las arenas petrolíferas canadienses y las propiedades de gas de esquisto de EE. UU. Las reservas probadas de líquidos de ExxonMobil en Canadá se revisaron de 4.800 millones de barriles de petróleo a menos de 900 millones de barriles, mientras que las reservas relacionadas con el betún para los proyectos de arenas petrolíferas de Kearl y Cold Lake se redujeron de 3.800 millones de barriles a menos de 100 millones de barriles. Además, las reservas líquidas relacionadas con algunos campos de esquisto de EE. UU. Se han reducido en mil millones de barriles.

Además, las reservas probadas de gas de ExxonMobil se redujeron el año pasado en 9 billones de pies cúbicos, principalmente en los EE. UU. Las revisiones se vincularon principalmente a los activos de gas que ExxonMobil compró a XTO en 2009.

Mientras tanto, Shell vio caer sus reservas probadas en un 20% a 9.000 millones de boe el año pasado. Las reservas líquidas representaron un tercio de las reducciones totales y se debieron principalmente a proyectos estadounidenses y sudamericanos, y a la falta de nuevos descubrimientos en otros lugares. Las reservas de gas representaron dos tercios de las reducciones, lideradas por una revisión de 600 millones de boe en proyectos australianos.

Chevron también sufrió pérdidas de reservas debido a deterioros, a pesar de la adición de alrededor de 2 mil millones de boe de reservas probadas a su inventario a través de la adquisición de Noble Energy. De manera similar, BP vio caer sus reservas probadas totales de 19 mil millones de boe en 2019 a 18 mil millones de boe en 2020, principalmente debido a la venta de activos existentes y la falta de nuevos descubrimientos importantes. Total y Eni, sin embargo, han podido evitar cualquier reducción de las reservas probadas durante la última década.

En medio de las reducciones de reservas probadas, debido a deterioros y falta de nuevos descubrimientos, las empresas están viendo un impacto negativo en su relación de reservas probadas a producción. Al evaluar el desarrollo de este índice para el período de 2015 a 2020, ExxonMobil, Chevron y Shell muestran la mayor disminución.

Para ExxonMobil, por ejemplo, la relación entre reservas probadas y producción no ha caído por debajo de los 13 años durante las últimas dos décadas, pero los 15.000 millones de boe de reservas declaradas en 2020 significan que sus volúmenes se agotarían en poco más de 11 años, en comparación. a la expectativa anterior de que estos duraran más de 16 años. Mientras tanto, la relación entre reservas y producción de Shell se redujo drásticamente a 7,4 años en 2020, el nivel más bajo entre todas las grandes empresas. La compañía ya informó que su producción de petróleo alcanzó su punto máximo en 2019 y espera una disminución anual en la producción de entre 1% y 2% hasta 2030.

Los nuevos volúmenes descubiertos, una medida del desempeño de exploración de una empresa, ilustra el enorme desafío que enfrentan las grandes petroleras para mantener su base de reservas y abastecer a los clientes existentes. Durante los últimos cinco años, las seis grandes empresas han reemplazado solo el 45% de su producción a través de reservas de nuevos descubrimientos".