JESSICA RESNICK-AULT, DMITRY ZHDANNIKOV Y DAVID GAFFEN

Las compañías de petróleo y gas invirtieron más de 156.000 millones de dólares en adquisiciones corporativas y acuerdos de tierras durante el segundo auge del esquisto en Estados Unidos, en una apuesta masiva de que continuarían los buenos tiempos y subirían los precios del crudo. Muchos de esos acuerdos se han convertido en un albatros financiero.

La perspectiva de alivio es limitada: la industria todavía está atravesando el impacto de un colapso histórico en la demanda de combustible en un período de tiempo tan corto, provocado por el impacto repentino del coronavirus en la movilidad global. Las compañías petroleras están recortando sus presupuestos para conservar el efectivo y sobrevivir, no para gastarlo en comprar más compañías.

Eso deja a pocas empresas con el dinero o el apetito para comprar activos en dificultades. Otros 150 productores de petróleo y gas de América del Norte podrían enfrentar la bancarrota para fines de 2022, según Rystad Energy, si los precios del crudo se mantienen cerca de los niveles actuales.

La revolución del esquisto convirtió a Estados Unidos en el mayor productor de crudo del mundo, produciendo más de 12 millones de barriles por día (bpd) en su punto máximo. La industria superó una y otra vez los pronósticos de crecimiento de la producción, pero rara vez de rentabilidad financiera.

Aún así, la promesa de rendimientos futuros atrajo a los inversores, incluida una ola de adquisiciones que ocurrió después del primer auge cuando los precios retrocedieron bruscamente entre 2014 y 2016.

Ahora, muchos de los acuerdos de esquisto de 2016 a 2019 son financieramente inviables debido a los bajos precios del petróleo, según seis personas familiarizadas con las transacciones.

De las 50 compras de superficie más grandes o transacciones de fusiones y adquisiciones entre 2016 y 2019, al menos 31 agregan valor solo si el crudo Brent de referencia global LOCc1 está por encima de los 50 dólares el barril, o 5 dólares más que los niveles actuales, según la firma de investigación energética Wood MacKenzie.

Los inversores desconfían de las acciones de energía, ya que el sector S&P 500 Energy .SPNY ha bajado un 40% este año, incluso cuando el mercado de valores estadounidense tocó nuevos máximos este mes.

Compañías petroleras como BP Plc (BP.L), Occidental Petroleum Corp (OXY.N) y Exxon Mobil Corp (XOM.N) realizaron compras muy publicitadas que han perdido un valor sustancial. BP, Royal Dutch Shell (RDSa.L) y otros han reducido el valor asumido de esos activos, y conceder grandes apuestas al esquisto no dará sus frutos.

En mayo de 2019, Occidental compró Anadarko Petroleum por 38.000 millones de dólares, asumiendo una deuda para superar la oferta de la petrolera Chevron Corp (CVX.N) en una gran apuesta por un mayor crecimiento en el parche petrolero más grande de EE. UU. En la Cuenca Pérmica. La compañía combinada valía alrededor de $ 80 mil millones cuando se anunció el acuerdo, pero ahora vale solo $ 12,1 mil millones.

Occidental recortó el gasto de capital esperado para este año en más de la mitad después de que los precios del petróleo se desplomaran y redujo su dividendo trimestral a un centavo por acción.

“Tomó una empresa (Occidental) que era saludable y potencialmente un objetivo de adquisición en sí misma, y ​​parece que creó una empresa mucho más grande que no era saludable”, dijo un abogado de fusiones y adquisiciones de energía.

Existen pocas estrategias de salida para las empresas que tienen activos y superficie no deseados. Algunos, como Occidental, buscan vender activos para pagar deudas a pesar de que los compradores son escasos. Es probable que otros se vean obligados a deshacerse de las apuestas con pérdidas.

Ha habido algunas ofertas. Chevron ejecutó la más grande: una compra de Noble Energy por $ 13 mil millones (NBL.O). Pero es poco probable que haya más adquisiciones importantes, dijo Sven del Pozzo, analista de IHSMarkit.

“No creo que vayan a comprar jugadores de esquisto en el corto plazo. Muchas de estas empresas ni siquiera han podido demostrar que pueden ganar dinero con lo que tienen ”, dijo.

Occidental dijo recientemente que vendería activos en Colorado y Utah mientras lucha por reducir su carga de deuda de $ 36 mil millones.

“La gente estaba demasiado concentrada en el crecimiento en lugar de realmente perforar cosas que tienen sentido”, dijo Brock Hudson, director gerente del banco de inversión y firma de asesoría Carl Marks Advisors. "Es difícil no parecer que pagó de más cuando terminamos en una situación como la que estamos ahora".

En general, las compras de la cuenca del Pérmico representaron casi un tercio de los acuerdos de 2016-2019, dijeron Ernst and Young. En el Pérmico, se realizaron más de 80 acuerdos en los que las empresas de exploración y producción (E & Ps) pagaron más de $ 10,000 por acre, según el proveedor de información de la industria Enverus.

“El entorno actual de precios no es de ninguna manera suficiente para una gran cantidad de E&P en el mediano plazo”, dijo Artem Abramov, jefe de investigación de esquisto de Rystad Energy.

Se pueden usar diferentes fórmulas para evaluar acuerdos, pero los analistas dijeron que la compra de RSP Permian de Concho Resources Inc ( CXO.N ) en marzo de 2018 fue una de las más costosas. El acuerdo de $ 9.5 mil millones implicó un precio de compra de $ 75.504 por acre.

La compra de Diamondback Energy Inc ( FANG.O ) en 2018 de Energen tuvo un precio de $ 54,977 por acre, pero de una métrica de precio por barril, fue el acuerdo de Pérmico más caro, según Wood MacKenzie, a un precio promedio de Brent. de más de 77 dólares el barril.

e espera que las quiebras se recuperen en la segunda mitad del año. En julio, 32 productores de petróleo y gas se declararon en quiebra, según el bufete de abogados Haynes and Boone. Después de una fuerte caída de precios en 2014, alrededor de 100 empresas se acogieron a la protección por quiebra en 2015 y 2016, dijo la firma.

Las quiebras de este año hasta ahora dejaron alrededor de $ 49,7 mil millones de deuda garantizada y no garantizada por liquidar, en comparación con $ 73 mil millones en 2015 y 2016, dijeron Haynes y Boone.