“El flujo de caja de las petroleras baja, pero no el dividendo y la inversión”
Lydia Rainforth Analista de renta variable de petróleo y gas de Barclays
La decisión de la OPEP de recortar la producción de petróleo levantó el precio del barril Brent este lunes un 6%. Una decisión que para la analista de renta variable de petróleo y gas de Barclays, Lydia Forth, 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, sigue viendo valor en un sector que mantendrá su peso en el mercado la próxima década.
¿Cuál es su visión para el sector europeo 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.
¿Cree, como el mercado, que la demanda para 2023 superará los 100 millones de barriles diarios?
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.
Las integradas están intentando no depender del margen de refino o reducir la sensibilidad al precio del crudo.
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.
¿A quién ve como los principales actores en este contexto?
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 importa más en ese proceso?
Las conexiones con los clientes. Para reducir sus emisiones necesitarán gas, pero también hidrógeno, biocombustibles... Y tener esas conexiones es donde marca la diferencia con algunas firmas de EEUU.
¿Y en el 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.
¿Cuándo supondrán las renovables la mitad del negocio?
Líderes: “Hay tres actores que pueden marcar la diferencia a nivel global: BP, Shell y TotalEnergies”
Campeón regional: “Sobre Repsol pienso que será un líder de la descabonización en Iberia”
Las divisiones de renovables se volverán 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.
¿Contempla fusiones o adquisiciones en el sector?
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.