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Rainforth (Barclays): "El flujo de caja de las petroleras bajará, pero no el dividendo y la inversión"

  • El sector seguirá siendo clave durante toda la década
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La decisión de la OPEP de recortar la producción de petróleo levantó el precio del barril Brent este lunes más de un 5%.  Una decisión que para la analista de renta variable de petróleo y gas de Barclays, Lydia Rainforth, tiene varias respuestas como puede ser la "precaución ante cualquier debilidad de la demanda relacionada con la macroeconomía dada la reciente crisis bancaria". No obstante, esta experta sigue viendo valor en un sector que mantendrá su peso en el mercado durante la próxima década.

¿Cuál es su visión para las petroleras integradas para este año tras un 2022 de récord?

Es probable que el sector de la energía domine los mercados de capitales la próxima década. Y lo que estamos viendo es un periodo prolongado de elevados precios del petróleo y el gas. Por elevados no quiero decir 150, pero incluso 80 a 100 dólares por barril es un alto nivel de precios. Las firmas que cubro generaron 200.000 millones de dólares en flujo de caja libre en 2022. 2023 no será tan bueno y creo que aquí es donde algunos títulos han sufrido un poco de presión. Pero todavía es probable que generen entre 140.000 y 150.000 millones de dólares de flujo de caja libre. La deuda es baja y las recompras de acciones continúan, y eso apoyará a las cotizaciones. Hay un conjunto de negocios que son generadores de flujo de caja y pueden utilizarlo tanto para devolver efectivo a los accionistas como para hacer más inversiones de manera efectiva.

El mercado sigue creyendo que en 2023 la demanda superará los 100 millones de barriles diarios. ¿Lo ve posible?

Absolutamente. Creo que ya estamos por encima de los 100 millones de barriles diarios de demanda y que terminaremos el año por encima de los 102 millones. Volvemos a estar por encima de los niveles prepandemia. La demanda de combustible para aviones sigue recuperándose en términos de niveles. Hay preocupación por el posible impacto de la ralentización de la economía en EEUU, pero China se está recuperando rápidamente. Y muchos de los indicadores que estamos viendo están ahora por encima de los niveles prepandémicos de la demanda. Pero queda un poco más por hacer. China equivaldría a cerca de un millón de barriles diarios de suministro adicional de 2022. 

Quizás ahora mismo las petroleras europeas están intentando no depender del margen de refino o reducir la sensibilidad al precio del petróleo aunque este margen sigue siendo importante para este tipo de compañías. ¿Cree que en 2023 será importante mantener o aumentar los ingresos en este año?  

Si pienso en Repsol, vimos márgenes de refino de 20 dólares por barril, y normalmente estaría entre 5 y 6. Todavía estamos en ese rango de 12 a 15 dólares. Todo vuelve a la idea de la oferta y la demanda: al aumentar la demanda, las refinerías trabajan más y necesitan márgenes más altos para funcionar. 2022 se caracterizó por los márgenes del gasóleo. En este vemos más equilibrio entre los productos, por lo que la gasolina también está tan alta como el gasóleo y la rentabilidad es mucho más equilibrada que el año pasado. Lo que no sabemos aún es cuál será el impacto de las sanciones europeas a Rusia. Es algo a vigilar, porque la falta de productos procedentes de Rusia es lo que puede apoyar los márgenes de refino a medida que avanzamos en la segunda mitad del año. En última instancia, las empresas de refino siguen pensando a largo plazo en el combustible de aviación sostenible, en los biocombustibles, debido a la incertidumbre sobre lo que ocurrirá con los coches de combustión en 2035. Y están tratando de ajustar la combinación de negocios para reflejar los biocombustibles y combustibles sostenibles.

En este contexto, ¿cuáles son los principales actores?

El mundo está tratando de hacer algo que no ha hecho antes en términos de gestión de las emisiones de carbono. Y hay tres actores en el mundo que pueden marcar la diferencia globalmente: BP, Shell y Total. Entre los campeones regionales veo a Repsol lo veo como líder de la descarbonización en Iberia.  

¿Qué es lo más importante en ese proceso? 

Las conexiones con los clientes. Para reducir sus emisiones de carbono necesitarán gas, pero también hidrógeno, biocombustibles, energía eólica y salina. Esto se convierte en algo increíblemente complejo de gestionar. Y es donde la diferencia viene con algunas firmas de EEUU. Tener esos negocios de marketing, tener esas conexiones con los clientes, es lo que creo que empieza a diferenciar a las empresas a medida que avanzan. 

¿Y a corto plazo? 

Los negocios de renovables crecerán con bastante rapidez después de 2025. A corto plazo, la diferencia la siguen marcando los precios del petróleo y el gas y los márgenes de refino. Y ahí es donde, si busco qué empresas pueden proporcionarme crecimiento ahora y a partir de 2025 están BP, Total o Galp. Estratégicamente sigo pensando que las firmas que más ganan son las que pueden hacer ambas cosas. Ese flujo de caja libre del que he hablado es el que da oportunidades para aumentar el capex en el espacio de baja emisión de carbono y crear negocios diferenciados que empezarán a emerger hacia el final de la década. Algunos de los análisis que hemos hecho muestran que puede llevar hasta ocho o diez años que las valoraciones lo reflejen.  

¿Cuando el negocio de energías renovables supondrá más de la mitad del total? 

Las divisiones de renovables se volverá más grandes entre 2038 y 2040, según los modelos que barajamos. Para 2030 posiblemente una cuarta parte del negocio será lo que yo llamo bajo en carbono, pero esto incluye otros negocios como los artículos que se venden en las estaciones de suministro. Creo que se tendrá el 50% al final de la próxima década aunque la transición se haga muy rápida en esta.

Hablando de jugadores internacionales, ¿podremos ver fusiones o absorciones entre las petroleras más grandes? 

A gran escala, no lo creo. En el lado de las renovables, siempre está bien que BP o Shell estén mirando a un gran jugador de energías renovables. Pero creo que el momento de las fusiones ha pasado.

¿Cuál es para usted la empresa integrada petrolera más verde en cuanto al capex invertido en este tipo de energías?

Hay muchas tecnologías diferentes para este desafío. La empresa que ha sido más explícita sobre lo que quiere hacer es BP, que han dado cifras hasta 2030. Su gasto de capital en esta línea será casi la mitad del gasto de capital para 2050. Pero creo que lo que será interesante es ese equilibrio con la Ley de Reducción de la Inflación de EEUU, porque esa legislación ciertamente ha creado incentivos significativos para trasladar empresas a EEUU. El hidrógeno verde en los EEUU ya es una realidad, por lo que el hidrógeno hecho con el lado renovable ahora es rentable y en realidad más barato que el hidrógeno hecho con combustibles fósiles. Ese no es el caso en Europa. 

¿Hay una brecha en la valoración de petroleras integradas a ambos lados del Atlántico?

Por lo general, las empresas estadounidenses cotizan con una prima de alrededor del 50% con respecto a las empresas europeas. Y sí, nuevamente, debido a cómo se está desarrollando la legislación, las empresas estadounidenses tienen muchos de sus propios activos upstream para desarrollar, y ahora tienen muchas de las ventajas bajas en carbono. De nuevo, volvemos a la idea de que todas las empresas están generando mucho flujo de efectivo, todo se reducirá a qué hacen con él a medida que avanzamos más hacia 2025, 2026... a medida que obtienen posiciones netas de efectivo. Estratégicamente, creo que se han movido en diferentes direcciones. Las empresas en este momento lo que necesitan averiguar es cómo obtener valor para los negocios existentes que están funcionando y cómo obtienen reconocimiento por su propio lado renovable antes de que se centren en incrementar valor por el lado de las adquisiciones o fusiones. 

¿Puede la legislación europea influir de alguna manera en las petroleras integradas?

Los incentivos estadounidenses son muy fáciles de implementar. Y nuevamente, hay menos desafíos en torno a los permisos de planificación. Entonces, una de las áreas que ciertamente la UE puede hacer y puede implementar sería acelerar los procesos de planificación. Porque puede llevar hasta ocho años obtener la aprobación de un parque eólico o solar. Y, absolutamente, es bueno que se sigan unos procesos adecuados pero se debe ser más rápido y efectivo. Y debido a que, de nuevo, no sabemos cómo será la demanda dentro de ocho años, tiene que haber voluntad de hacer esos cambios.

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