Blog

Apr 09, 2023

Los inventarios de DUC disminuyen: identificación de los peores infractores en E&P

ArtistGNDphotography/E+ a través de Getty Images Dejando de lado la acción reciente del precio, el

ArtistGNDphotography/E+ vía Getty Images

Dejando a un lado la acción reciente del precio, los buenos tiempos han estado rodando en el esquisto en tierra durante el año pasado. Con los precios de las materias primas al alza, incluso las jugadas más chatarra con poca superficie han visto dispararse los precios de las acciones. La franja de futuros, si bien está profundamente atrasada, sigue siendo un apoyo increíble para la mayoría en la industria. Los retornos de capital son el nombre del juego ahora en el sector de la energía, ya sea directo a través de recompras o dividendos o indirecto para las empresas que aún necesitan reparar el balance.

Todos continúan enfocándose en la línea superior, pero es probable que 2022 se centre más en la diferenciación de costos. El mercado tiene la mala costumbre de extrapolar la realidad actual hacia adelante, y aunque creo que algunas de las lamentaciones sobre la estructura de costos del esquisto son exageradas en ciertas esferas de discusión, 2022 será un desafío para muchos. La inflación en el diesel, el acero, varios productos químicos y el cemento se ve fácilmente y, cuando se combina con un mercado más ajustado para los servicios de campos petroleros, esto aumentará los costos de perforación y terminación de pozos. Esos son puntos de discusión para otro día, pero el agotamiento de pozos perforados anteriormente pero sin terminar es donde veo desafíos para varios productores.

Los pozos perforados pero no terminados, o "DUC", son increíblemente importantes a medida que los inversores comienzan a pensar en los niveles de gasto de mantenimiento para los jugadores de esquisto en el mediano plazo. Como su nombre lo indica, los DUC son pozos de petróleo y gas donde se ha perforado pero el productor no ha pasado por el proceso de terminar el pozo para ponerlo en funcionamiento.

Hay muchas razones por las que los pozos no se completan. Los DUC se han utilizado para retener los derechos de superficie en el término secundario, ya que muchos arrendamientos de perforación no terminarán siempre que el arrendatario haya comenzado a perforar durante el término primario de buena fe. Los productores también perforarán pozos, pero no los completarán para aprovechar sus contratos con los proveedores de plataformas, ya que puede ser ventajoso asumir el costo en el período actual en lugar de perder el tiempo del contrato. En otros casos, un productor podría haber alquilado una plataforma para operaciones durante un año, pero no necesariamente tener compromisos de los equipos de terminación para manejar todos los pozos que se han perforado o incluso tener la infraestructura intermedia para llevar ese producto al mercado. Para proveedores bien capitalizados, también podría ser simplemente una forma de continuar perforando mientras se pospone la producción para un período posterior; un DUC puede ponerse en línea rápidamente en respuesta a precios más altos. Muchas razones válidas, y esto significa que siempre hay algún tipo de inventario de estos pozos, esperando ser fracturados y la producción formalmente puesta en línea.

En el entorno actual, los DUC han adquirido un nuevo propósito. Dado que la mayoría de los productores se han comprometido a mantener los niveles de producción estables y los inversionistas han comenzado a concentrarse en los presupuestos de gastos de capital y en qué tipo de gasto es necesario para compensar el declive natural dentro de las carteras de E&P, los equipos de gestión recurren cada vez más a aprovechar sus inventarios de DUC. Francamente, en muchos casos se puede hacer para verse mejor frente a sus compañeros. Cuanto más bajos sean los costos de inversión de capital, más efectivo estará disponible para los accionistas y más eficientes se verán estas empresas. Después de todo, con los costos de perforación y revestimiento del contrato que ejecutan el 25-35% del pozo típico en la mayoría de las cuencas (llámese $ 2.2-3.0 mm por pozo en promedio), terminar los pozos que soportaron estos costos en períodos anteriores ahorra mucho dinero.

Pero los buenos tiempos no pueden rodar para siempre. Durante 2020 y 2021, muchas empresas de exploración y producción redujeron significativamente sus inventarios de DUC. En algunos casos, no quedan muchos DUC viables para muchos. El momento no podría haber sido peor en algunos casos, ya que la escasez de mano de obra y los largos plazos de entrega para contratar a los proveedores de servicios petroleros significan que será más difícil y más costoso perforar nuevos pozos en 2022 en comparación con 2020 o 2021. La administración de Apache fue solo uno de un puñado de E&P que hablaron sobre esta dinámica un poco antes durante el tercer trimestre:

La plataforma adicional de la que hablamos, la plataforma incremental a mediados de 2022. Creo que es importante señalar, en primer lugar ... es más difícil levantar una plataforma rápidamente, son un par de cuartos desde el momento en que haces esa decisión hasta el momento en que haya [terminado] solo debido a los artículos con mucho tiempo de entrega, los problemas de la cadena de suministro y para asegurarnos de que tenemos todo lo que necesitamos para mantener esa plataforma en funcionamiento.

Esto dejará a algunos productores en una posición bastante pobre a medida que ingresan al proceso de presupuesto y gasto de capital de 2022. Dado que la mayoría de las empresas dan su perspectiva inicial en el cuarto trimestre, algunos inversores podrían encontrarse con una desafortunada sorpresa. Pero según los datos operativos, ¿quiénes han sido los peores infractores?

En febrero de 2020, antes de la pandemia, había aproximadamente 9000 DUC en los Estados Unidos. Sin embargo, una parte de estos son los llamados DUC "muertos", o pozos perforados hace más de dos años. Los datos han demostrado que una vez que estos pozos alcanzan esta edad, hay muy pocas posibilidades (5,0%) de que estos pozos eventualmente se completen. Un ejemplo para aquellos que han seguido mi investigación energética sería Unit Corporation (OTCQX:UNTC). La empresa tiene 46 DUC según los reguladores estatales y, a pesar de salir de la bancarrota con un balance relativamente limpio e incentivos increíblemente altos para reanudar la terminación de pozos debido a sus acuerdos intermedios, la administración actualmente no tiene planes de completar ninguno de estos pozos.

Excluyendo los DUC muertos, el inventario disponible era de 6943 en febrero de 2020. Lo que he hecho a continuación es mostrar cómo las veinte principales empresas públicas por inventarios antes de la pandemia han agotado sus reservas durante los últimos dos años aproximadamente. En total, estas veinte empresas tenían más de 4.000 DUC que podían aprovechar o el 57,9 % del inventario perforado disponible. Según el informe más reciente, las empresas de exploración y producción han reducido este saldo en más de 2000 (o los pozos han pasado a un estado inactivo), lo que ha hecho que el inventario general de DUC vuelva a los niveles de 2012. Si bien quizás haya cierta disponibilidad para continuar recurriendo a los DUC en 2022, está silenciado para varias E&P.

*Fuente: ShaleProfile.com. Incluye Hess Corporation (HES), Enerplus (ERF), BP (BP), SM Energy (SM), Pioneer Natural Resources (PXD), Continental Resources (CLR), Apache (APA), Occidental Petroleum (OXY), EOG Resources ( EOG), ConocoPhillips (COP), Devon Energy (DVN), Civitas Resources (CIVI), Diamondback Energy (FANG), Range Resources (RRC), PDC Energy (PDCE), Chevron (CVX), EQT Resources (EQT), Exxon Mobil (XOM), Marathon Oil (MRO), Chesapeake Energy (CHK).

Casi todas estas empresas aún no han proporcionado mucho en cuanto a una perspectiva para 2022. Eso generalmente viene en el cuarto trimestre, pero hay algunas señales a las que aferrarse. Hess Corporation está agregando una plataforma en Bakken por razones obvias, y como se indica en la conferencia telefónica, eso aumentará el gasto de capital en $ 200 millones en comparación con 2021 como una "regla general". Enerplus prevé un gasto de 500 millones de dólares en 2022, por encima de los 380 millones de dólares previstos en 2021, por lo que la inflación material allí (aunque con algo de crecimiento en la producción de líquidos). Occidental Petroleum, aunque aún no comparte un plan firme, mencionó explícitamente su uso de DUC como un desafío al pensar en el presupuesto de 2022:

Y lo único que realmente podría señalar, en términos de lo que dijimos antes sobre esto, es que en 2022 no tendremos tantos DUC para completar como en 2021. Entonces, hay una diferencia allí. Completamos alrededor de 100 DUC en este año.

En pocas palabras, con la mayoría de los productores ejecutando libros de cobertura muy ligeros hasta 2022, se espera que el enfoque se desplace a todos los débitos por debajo de la línea de ingresos. Diferenciales, costos de equilibrio, tasas de declive, gastos de capital: estos serán los puntos de enfoque del mercado el próximo año. El gran movimiento en materias primas ha sido la marea proverbial que ha levantado todos los barcos. Un inversor no tenía que elegir grandes empresas a principios de 2020 para sacarlas del parque; solo tenían que hacer una macrollamada de contraconsenso. Para los inversionistas que quieren ganar mucho dinero en el sector de la energía desde aquí, será necesario un poco más de matiz para hacerlo bien.

¿Es usted un inversionista que busca investigación de calidad dentro de la industria del petróleo y el gas? La Autoridad de Ingresos de Energía es la fuente. Muchos se perdieron el repunte de estas empresas el año pasado. Incluso ahora, varias empresas siguen cotizando por debajo del valor intrínseco.

El análisis de inmersión profunda y los informes mensuales forman la piedra angular de la plataforma. Muchas empresas se incluyen en el universo de cobertura, desde gasoductos hasta energías renovables y productores. Reciba una investigación procesable para mantener su cartera superando a los puntos de referencia: la cartera de EIA lo ha hecho en cuatro de los últimos cinco años.

Regístrese para unPRUEBA GRATUITA SIN COMPROMISO¡hoy!

Este artículo fue escrito por

Autor de la Autoridad de Inversión en Energía

Analista del 1% superior según TipRanks

Tengo una década de experiencia tanto en la asesoría de inversiones como en la banca de inversión, con períodos en gestión de carteras, valores respaldados por hipotecas residenciales, derivados y auditoría interna en varias empresas. Hoy, soy un inversionista de tiempo completo y un "analista independiente de alquiler" aquí en Seeking Alpha.

Divulgación del analista: Yo/nosotros tenemos una posición corta beneficiosa en las acciones de APA ya sea a través de la propiedad de acciones, opciones u otros derivados. Escribí este artículo yo mismo, y expresa mis propias opiniones. No estoy recibiendo compensación por ello (aparte de Seeking Alpha). No tengo ninguna relación comercial con ninguna empresa cuyas acciones se mencionan en este artículo.

Buscando la divulgación de Alpha: El rendimiento pasado no es garantía de resultados futuros. No se da ninguna recomendación o consejo sobre si alguna inversión es adecuada para un inversionista en particular. Es posible que los puntos de vista u opiniones expresadas anteriormente no reflejen las de Seeking Alpha en su conjunto. Seeking Alpha no es un corredor de valores autorizado, corredor o asesor de inversiones o banco de inversión de los EE. UU. Nuestros analistas son autores externos que incluyen tanto inversores profesionales como inversores individuales que pueden no estar autorizados o certificados por ningún instituto u organismo regulador.