Tesis de inversión de la petrolera canadiense Cescent Point Energy (CPG), por Jorge Arjona

Este mes de septiembre publicaremos la 9ª Edición de la Revista Buscando Valor. En el próximo post anunciaremos algunos de los autores que participarán en la siguiente edición pero mientras tanto...

Hoy recordamos la tesis de inversión de la petrolera canadiense Cesent Point Energy (CPG) que Jorge Arjona publicaba en la 8ª Edición de la revista. Y atentos porque a día de hoy cotiza con descuento.

Si todavía no tienes el último ejemplar de la revista Buscando Valor o quieres acceder a alguno de los anteriores, simplemente tienes que descargar la revista desde aquí de manera totalmente gratuita. Al descargarte la revista recibirás un aviso en cuanto se publique una nueva edición de manera trimestral.

Dicho esto... ¡Aquí está la tesis de inversión de Cesent Point Energy (CPG)!

Cescent Point Energy (CPG), por Jorge Arjona

Cescent Point Energy (CPG) es una empresa productora de petróleo canadiense con pozos en Saskatchewan (Canadá) y North Dakota (US).

Fundamentalmente es un productor de petróleo convencional. El porcentaje de crudo sobre el total de la producción de Oil & Gas es del 78%, siendo la referencia en el shale en torno al 55%.

Análisis de oferta y demanda del sector de petróleo y gas

Mi base es seguir la filosofía descrita en Capital Accounts y Capital Returns donde buscan sectores que han sufrido de exceso de oferta pero que tienen mecanismos para corregir los desequilibrios entre oferta y demanda.

El Oil&Gas es un sector donde la demanda en condiciones normales crece entre un 1% y un 2% anual. En los últimos 20 años solo había decrecido en 2008 y 2009, siendo el 2020 un año especial y lo explicaré más adelante.

De 2010 a 2018 la demanda creció en 12 millones de barriles día, habiendo alcanzado los 100 mb/d en 2019. En este periodo la producción convencional decayó en -1,4 mb/d. La razón por la que en estos años no hemos sufrido un incremento de precios en las gasolineras es porque la producción no convencional ha crecido en 10mb/d, representando el shale americano 75% del crecimiento de la producción. Por último, la OPEC aportó los 3,5mb/d (2mb/d de crudo y 1,5 mb/d de NGL) necesarios para equilibrar oferta y demanda.

Los desequilibrios entre oferta y demanda provocan que aumente o disminuya la cantidad de oil, gas y productos derivados almacenados, existiendo una clara relación inversa entre el stock y el precio del Brent.

Actualmente, con un Brent cerca de los 40$ parece que se ha recuperado la relación entre stock y precio del barril.

¿Por qué existe esta oportunidad?

Comparando el peso en el S&P 500 de los sectores de Tecnología y Energía, se ve que las empresas de Energía nunca han estado tan baratas, ni siquiera durante la burbuja puntocom.

Shale oil

Como se ha mostrado antes, el shale oil es casi lo único que ha crecido en los últimos años. El shale oil se ha convertido en el área de inversión preferente porque se tarda solo 7 meses desde que se inicia el taladrado del pozo hasta que se completa y se puede recoger crudo. 

Como referencias, con el barril por debajo de 26$ a la mayoría les interesa detener la producción por no cubrir costes de operación.

Y para llegar a hacer FCF de cero y sin crecimiento  necesitan un barril de unos 50$. El problema es que con esa cifra no generan suficiente caja para poder pagar sus deudas y encima en estos años, como ya hemos visto, las empresas se han dedicado a invertir por encima del CapEx de mantenimiento. La razón ha sido los incentivos perversos de los directivos americanos, que han provocado que se busque crecer a toda costa sin asegurar la supervivencia de la empresa o el retorno a accionistas o bonista. Como en otras ocasiones en el pasado, los trabajadores de las empresas de shale y sus directivos se han enriquecido abultadamente mientras que los inversores han perdido hasta la camisa.

En resumen, la inmensa mayoría de los productores de shale americanos han estado quemando caja al crecer por encima de sus posibilidades pero es que, además, al crecer a base de deuda, en 2020 les llegaba un muro de vencimientos difíciles de renegociar.

Volviendo a 2020. A lo que ya era una situación insostenible por parte de la oferta, si le sumas el Coronavirus, la consecuencia ha sido que se hayan producido quiebras como la de Whiting Petroleum o Diamond Offshore. Y, habiendo según Fitch, 43 B$ de junk bonds que vencen en 2020, parece que esto solo es el principio.

La consecuencia es que a nivel global se ha recortado el CapEx y cerrado los pozos no rentables que, en bastantes casos, será de manera permanente. Por poner una cifra, la inversión en equipos para completar pozos de shale (Frac Spread Count) ha caído en un 91% en un año.

Fuente: Primary Vision

Para que se entienda por qué es esto importante, una de las características más llamativas del shale oil es su fuerte y rápido declino (pérdida de producción por agotamiento del pozo). Según Goldman Sachs, alrededor del 30% anual. Con el vertiginoso descenso en la inversión en equipos de completado de pozos, la caída de producción estructural esperada en 2020 es de cerca de 3 millones de barriles al día, es decir, una pérdida de producción estructural cada mes de 250kb/d solo en Estados Unidos

Producción convencional en offshore

La producción de crudo en offshore supone el 27% del total mundial, pero, frente a los 7 meses desde que se inicia el taladrado hasta que se extrae el crudo en el shale, en los proyectos en altamar se tarda de 3 a 7 años. La consecuencia ha sido que desde 2014 se ha producido un cambio estructural en el destino del CapEx de exploración y desarrollo de petróleo. Tecnologías convencionales como el offshore drilling han perdido la mitad de su inversión desde hace más de 5 años en favor del shale oil y no parece que en los próximos años la perspectiva cambie.

Así mismo, los últimos proyectos de la época de alta inversión (2014) como los de Noruega y Brasil, acaban de entrar en servicio, con lo cual, ya sin el efecto del coronavirus, había un déficit de proyectos de largo lead time para cubrir los incrementos de demanda desde el 2021 al 2025. 

Como resumen sobre el análisis de oferta, según la IEA en su informe de World Energy Investment, sumando todas las tecnologías, sin inversión, los declinos en la producción estructurales son del 8% anual (-8 mb/d) y se puede afirmar que actualmente se cumple esta hipótesis. 

¿En qué situación se encuentra la oferta y demanda actualmente?

A pesar de la brutal caída en la demanda por el COVID-19 (-25 mb/d  en abril-20), la oferta se ha regulado rápidamente y desde mitad de mayo ya no se están produciendo incrementos de stock de líquidos a nivel mundial.
 

Fuente: HFIR

Y aunque sectores como el del transporte aéreo siguen estando en niveles de entre el -70% y -80%, el transporte por carretera de países como Alemania y EE.UU. se ha recuperado según fuentes como el de Tendencias de Movilidad de Apple, representando el transporte por carretera un 48% del consumo de Oil&Gas total frente al 7% de la aviación.
 

Tesis: La clave es invertir en empresas coste por barril bajo y que vayan a sobrevivir a precios atractivos

¿Por qué productores de crudo versus empresas de servicios?

Si se recupera el precio del petróleo, las empresas productoras van a recoger el beneficio de manera inmediata en forma de mayores ventas y margen bruto a igual volumen. 

Por contra, las de servicios solo se van a recuperar cuando se vuelva a incrementar la inversión que, con lo deteriorados que ya tenían muchos productores sus balances, puede que no vean suficiente contratación en años.

Ventaja competitiva de Crescent Point Energy: 

• Produce crudo a 17 US$ vs 28 $ de media en EE.UU. 

• Incluyendo CapEx de mantenimiento (producción plana): 37 US$ vs 50 $ de media en EE.UU.

• Produce más crudo en porcentaje que sus competidores de shale, con lo cual consigue más barriles a precios 4 veces superiores a los del Gas Natural o NGL.

• Al estar en la frontera entre los dos países norteamericanos no se ve afectada de manera tan significativa por el descuento del barril canadiense versus el WTI que sí que sufren los productores de Alberta (Canadá).

¿Y cómo está el mercado? Después de alcanzar precios negativos, el precio de los barriles se ha ido incrementando hasta cerca de los 40$ el Brent y el descuento al que cotiza el crudo canadiense (CL y WCS) se ha reducido a mínimos al no estar los pipelines hasta arriba.

En lo que respecta a CPG, con dos tercios de la producción “hedgeada” a principios de año a precios altos y con un barril WTI a 36$, se asegura un FCF de 0 sin pérdidas de producción estructurales en el peor año de la historia.

¿Va a sobrevivir?

La pregunta clave, además del nivel de deuda, es cuándo tiene los vencimientos y el nivel de liquidez.

La respuesta es que ya no tiene vencimientos en 2020 y que entre 2021 a 2023 la cifra de bonos que vencen es reducida. 

Fuente: Cescent Point Energy

Así mismo, dispone de una línea de crédito que acaba de extender desde 2021 hasta el 2023 con margen para tomar prestados unos 2.000m C$ adicionales.

La razón por la que CPG tiene un balance tan saneado es que desde 2018, con el nuevo management, se ha dedicado a vender activos non-core a múltiplos significativamente superiores a los que cotiza la empresa en su conjunto. Esos ingresos extraordinarios los ha utilizado para repagar deuda y recomprar acciones (en vez de comprar otras empresas o hacer crecer su producción como sus competidores americanos).

Lo más importante es que si se volviese a los precios ultradeprimidos o los precios actuales se prolongasen, CPG aguantará la situación mucho mejor que los productores del shale americanos, es decir, poco downside, pero es que, además, viendo los múltiplos a los que cotiza el upside es tremendo.

Por otra parte, como ya se ha mencionado, hay un viento de cola adicional, con la quiebra de otras empresas y la falta de inversión; la oferta mundial se reducirá por sí sola por los declinos a la vez que la demanda está regresando.
 

¿Cómo es de bueno el management?

El management, en mi opinión, es conservador, hábil y con la generación de valor para el accionista fijada en su cabeza:

• Las ventas de los activos de Oil&Gas a múltiplos muy superiores a los que cotiza actualmente la empresa (EV/CFO 2019 de 2,05).

  • Activos Uinta Basin y en Saskatchewan por 900m C$ y unos múltiplos de EV/CFO de 4,7 en Sep-19.

  • Activo de gas por 500m $c un EV/CFO de 10,6 en Jan-20 .

 Así mismo la dirección sigue buscando más oportunidades de venta.

• Utilizando los ingresos extraordinarios para prioritariamente reducir deuda y recomprar acciones con un descuento significativo.

• “Hedgeando” parte importante de la producción a precios de barril competitivos: con un barril entre 20 US$ y 30 US$ van a generar ganancias extraordinarias de entre 350m c$ y 450m c$.

• Conservando la línea de crédito: solo han tomado 500m c$ de un tope de 2.500m c$

• Aplicando programas de inversión en CapEx flexibles para no quemar caja en situaciones críticas.

• Año a año, invirtiendo para mantener la cifra de reservas probadas y probables plana (reponen la producción): 14,3 años. 

• En 2019 consiguió superar los objetivos declarados en el guidance de principios de año, por ejemplo, reduciendo los costes operativos -7% por debajo de lo presupuestado.

Como indicio adicional de momento de clara oportunidad, en los últimos meses los directivos han estado comprando acciones de manera significativa.

¿Está barata? 

Disponiendo evidencias de que lo peor ya ha pasado para cotización del barril y habiendo tomado medidas para proteger la liquidez y los pagos de deuda, ¿se puede considerar que la acción está barata?

Estando el EV/CFO de 2,05 (múltiplo deprimido) y la cotización 2,4 c$. Con EV/CFO de 5 y 55$ el barril WTI, la acción estaría a 10,70 c$... Pero es que no hace mucho estaba a múltiplos EV/CFO de x8.

Para más referencias, a principios de 2018 estaba cotizando a 11,25 c$ y en 2014 a 47 c$.

¿Qué descuenta el mercado?

Realizando ingeniería inversa, el precio del barril hasta el infinito que justifica la cotización actual es de 44,5 US$. A este WTI el shale oil entero no generaría FCF ni para mantener la producción actual ni pagar deudas, con lo cual la oferta mundial de crudo decrecería y con el tiempo se alcanzaría un valor de equilibrio muy superior.

Net Asset Value (NAV) de los activos

Por último, el valor de los activos (reservas + land and seismic) con precio de barril de 55 US$, descontada la deuda y con una tasa de descuento del 10% son los siguientes:

Fuente: Cescent Point Energy

Lo que supone un gran descuento sobre la cotización actual de 2,4 c$*

*A fecha de Junio de 2020, a fecha actual de septiembre de 2020 cotiza a 1,91 CAD.

Si te ha gustado la publicación y no quieres perderte todas las novedades suscríbete al blog justo aquí bajo para recibir una notificación cuando publiquemos un nuevo post.