El petróleo y los OCTG continúan creciendo, aunque obstaculizados por las presiones laborales

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Para los jugadores en el mercado de productos tubulares para campos petrolíferos (OCTG), observar cómo les está yendo a las compañías petroleras y cómo tratan a sus inversores es solo una parte del panorama. La verdadera pregunta es, "¿Cuánta tubería están usando?"

Si el último año es una indicación, la respuesta es: "Bastante".

El Preston Pipe & Tube Report de diciembre registró un aumento del 55,5 % en los envíos de productos energéticos (OCTG y tubería de conducción) con respecto a diciembre de 2021, que a su vez marcó un aumento del 48 % con respecto al diciembre anterior. Si bien Preston se negó a cotizar tonelajes específicos, esos aumentos representaron cada uno cientos de miles de toneladas de tubería enviadas desde fábricas estadounidenses o importadas al mercado estadounidense.

Ese nivel de demanda de tubería de conducción y otros productos de petróleo y gas hizo que las cosas fueran muy interesantes el año pasado para los centros de servicio. Con los molinos agotándose, los distribuidores tuvieron que ser creativos para satisfacer las necesidades de los clientes, dijo Fadi Samara, supervisor de tuberías de conducción en Chicago Tube & Iron, Romeoville, Ill.

"Hubo mucha demanda el año pasado", dijo Samara. "La capacidad del molino, hasta el día de hoy, no se ha alcanzado por completo. Los plazos de entrega fueron muy prolongados, más de lo habitual, y realmente provocaron una dinámica interesante en el mercado para gran parte de nuestra base de clientes, o simplemente en general. Está comenzando para estabilizarse ahora. Está empezando a ser más consistente, pero no ha vuelto a ser lo que era, diría, hace dos o tres años".

Cuando los precios del petróleo se desplomaron al principio de la pandemia (el crudo intermedio del oeste de Texas se vendió a $23,55/bl en marzo de 2020), las compañías petroleras no pudieron simplemente perforar su camino de regreso a los ingresos óptimos. Tuvieron que repensar el flujo de efectivo: ¿cómo iban a generar ingresos con precios bajos de materias primas (y acciones)?

Entonces, esa redirección inducida por la pandemia fue algo así, según Matt Hagerty, gerente sénior de análisis de energía de BTU Analytics, una empresa de FactSet con sede en Denver: en lugar de invertir hasta el 95 % del flujo de efectivo libre de las operaciones en capital y exploración, como lo hicieron los principales productores de petróleo desde 2010 hasta 2019, esas empresas redujeron su inversión de capital al 42% del flujo de efectivo en el tercer trimestre de 2022 y, en cambio, ofrecieron dividendos saludables a sus inversores.

Por ejemplo, ExxonMobil reportó recientemente $22,700 millones en gastos de capital en ingresos de $56,000 millones para 2022, en comparación con $26,000 millones en gastos de capital en $21,000 millones en ingresos para 2018.

“Había presión por las devoluciones, pero el gran catalizador fue realmente la pandemia”, dijo Hagerty. “Entonces, los precios se desploman y hay una reorganización completa de la forma en que operas, porque no puedes producir todo lo que quieres. Es necesario que haya un pensamiento estratégico en ese sentido.

"Ese [retorno de los accionistas] ha sido la única forma en que los productores realmente han podido atraer a los inversores de nuevo al espacio".

E incluso con los precios del petróleo sostenidos más altos en los últimos tiempos: el crudo intermedio del oeste de Texas saltó a más de $ 106 / bl en junio de 2022 (el crudo Brent superó los $ 123 / bl un mes después) antes de caer a $ 75,95 / bl en febrero de este año: público las empresas no se han apresurado a perforar nuevos pozos.

"Cuando comenzamos este año, había mucho fervor debido al gran aumento en los precios para agregar rápidamente producción y actividad para aprovechar los precios", dijo Hagerty. "Pero al mismo tiempo, todos estos productores públicos estaban guardando sus cartas con cuidado, o no estaban dispuestos a agregar actividad rápidamente. Los productores públicos están perforando aproximadamente un 39 % menos de pozos que antes de la pandemia, y eso es incluso con los precios llegando a $ 120 este verano.

"Algunos de los productores que han podido aprovechar están en el lado privado, no enfrentan la misma presión de los inversores".

Eso ha permitido a las empresas independientes más pequeñas volver al campo y hacer lo que los jugadores más grandes no hacen en este momento: explorar.

"Lo que hicieron, al principio de este período de tiempo, agregaron una gran cantidad de plataformas para comenzar a perforar y perforar y perforar, y en realidad ahora, están perforando un 53% más de pozos que antes de la pandemia", dijo Hagerty. "Entonces, en realidad se han recuperado por completo desde el punto de vista de la perforación".

Y si bien muchas personas predicen, o incluso prescriben, la muerte de los hidrocarburos en un futuro cercano, nada podría estar más lejos de la verdad, según el analista de la industria Uday Turaga, fundador/CEO de ADI Analytics en Houston.

La primera consideración que señaló Turaga es el crecimiento anticipado de los mercados emergentes: el Fondo Monetario Internacional proyecta que la economía de la India crecerá un 6,1% y la de China un 5,2% este año. El segundo es la demanda histórica de petróleo y gas, que no se ha desacelerado (y no lo hará) en un grado considerable, a pesar de las afirmaciones en contrario.

De hecho, dijo Turaga, no ve que surjan alternativas al petróleo y el gas a una escala significativa en los próximos ocho años.

"Creo que son datos claros y simples", dijo Turaga. "Si observa los últimos 20 años, ha habido mucha discusión sobre la moderación, la disminución y todas esas cosas de la demanda de petróleo. Pero si observa la demanda mundial de petróleo, ha estado creciendo a un ritmo bastante constante: 1 % a 2%, generalmente 1.5% más o menos, cada año.

"Hubo una desaceleración durante la pandemia, y existía la expectativa de que... algunos de los usuarios finales de petróleo se cambiaron a otras fuentes o hubo un cambio más amplio en la demanda de petróleo por parte de los consumidores porque hay una mayor proporción de la población que ahora está trabajando desde casa. Con todas estas tendencias en la pandemia, hubo una discusión sobre cómo serían pegajosas y cómo tendrían un impacto en la demanda de petróleo. Si bien eso es cierto hasta cierto punto, la demanda agregada de petróleo en general sigue siendo realmente sólida".

A nivel nacional, señaló Hagerty, algunas barreras se interponen en el camino para satisfacer esa demanda fácilmente, en particular los altos precios del diésel y la disponibilidad de arena para fractura hidráulica, conductores de camiones y capacidad ferroviaria. El desempleo históricamente bajo (el nivel de EE. UU. cayó del 3,5 % en diciembre al 3,4 % en enero) no ayuda a nadie a atraer trabajadores.

"Cuando miras una economía nacional donde la tasa de desempleo es del 3,5%, no hay mucho margen para atraer a los trabajadores de vuelta a un campo que históricamente ha sido de auge y caída para ellos", dijo Hagerty. "Todo lo demás se está acumulando realmente, por lo que hace que agregar equipos de frack sea muy difícil.

"No esperamos que haya un gran aumento general en la cantidad de fracks disponibles", dijo. "Vemos que esta restricción laboral persistirá mucho hasta 2023".

Lo que eso significará exactamente para los tubos de conducción y otros productos OCTG, nadie lo sabe, pero si la perspectiva de los precios es una indicación, las cosas parecen estar calmándose debido a las presiones del último año o dos, según Samara.

"Creo que el precio está en un buen momento en este momento", dijo Samara. "Creo que a medida que avanza el año, es posible que veamos que baja un poco, pero aún es bastante estable. No es tan alto como el año pasado. El año pasado, vimos algunos precios bastante sin precedentes. No es lo que fue hace un par de años, pero todavía es bastante estable".