Algo tenía que cambiar. Los inversionistas se preparaban para un recorte de dividendos, pero Shell en cambio redujo el gasto en proyectos y vendió negocios de bajo rendimiento. El mes pasado, anunció un plan de capital hasta 2020 que incluye más ventas de activos y un límite al gasto de capital.
En épocas de altos precios del crudo, las grandes petroleras utilizan sus ganancias para expandir sus reservas. El resultado es una caída de la rentabilidad sobre el capital empleado, que en última instancia el mercado castiga reduciendo el valor de sus acciones.
Según Doug Terreson, analista de energía de Evercore ISI, las cinco mayores empresas del sector — Exxon Mobil Corp., Shell, BP PLC, Total SA y Chevron Corp.)— gastaron en la última década US$1,2 billones en inversiones de capital, casi el triple de lo que habían invertido durante la década anterior. En consecuencia, el retorno sobre el capital empleado cayó en 2015 cerca de 70% respecto de 2005.
La severa caída del precio del crudo en 1997 y 1998 había impuesto en el sector un largo período de moderación del gasto y la inversión, lo que elevó los retornos de capital hacia 2005. Entonces comenzó una década de precios mayormente altos, a excepción del breve, aunque pronunciado, descenso en 2008 y el reciente derrumbe. Las grandes petroleras se descuidaron con el gasto, lo cual afectó la rentabilidad y las valoraciones de las acciones.
El compromiso de Shell de priorizar la rentabilidad sobre el crecimiento, que según la empresa va a continuar aún si el precio del crudo aumenta, podría estar marcando un nuevo giro.
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Shell Transport and Trading, cuyo nombre previo era Tank Syndicate, comenzó en 1892 a transportar crudo desde Asia Central hacia el Reino Unido. El padre de los dos hermanos fundadores era un importador de conchas marinas para decoración, lo que originó el nombre. Royal Dutch Petroleum, por su parte, se remonta a una operación de perforación en la entonces colonia holandesa de Sumatra que comenzó en 1890. Las dos firmas se fusionaron en 1907 para competir mejor con la estadounidense Standard Oil. (Cuatro años después, esta fue disuelta por la Ley Antimonopolio Sherman en varias empresas, dos de las cuales se convertirían en Exxon y Mobil).
A pesar de operar en conjunto, Royal Dutch y Shell mantuvieron por mucho tiempo identidades corporativas separadas en La Haya y Londres y participaciones de 60% y 40%, respectivamente, por casi un siglo. La compleja estructura no le permitió moverse rápido durante la ola de fusiones desatada por la caída del petróleo de 1998, cuando Exxon se unió con Mobil, BP compró Amoco y Arco, Total se quedó con PetroFina y Elf Aquitaine, y Chevron adquirió Texaco. Hoy en día, Royal Dutch Shell tiene su sede en Holanda pero está incorporada en el Reino Unido. Sus acciones primarias se cotizan en Londres y otras emisiones secundarias en Ámsterdam y Nueva York.
En 2014, Shell ascendió a Ben van Beurden, jefe de refinación, a la presidencia ejecutiva. Van Beurden, de 58 años, lleva más de 30 años en la empresa y a él se le atribuye haber hecho rentable el negocio químico. Se espera que haga lo mismo con la empresa, que tiene retornos crónicamente bajos.
En abril de 2015, con el barril de crudo en alrededor de US$60, Shell anunció una oferta de US$70.000 millones en acciones y efectivo por BG, una compañía de producción escindida de la ex British Gas. La oferta representaba una prima de 50% respecto del precio de BG antes del anuncio.
Previendo el endurecimiento de las regulaciones ambientales, Shell ya había comenzado a reestructurar su producción dándole mayor importancia al gas natural. Al mismo tiempo, había empezado a hacer grandes inversiones en instalaciones para licuar y transportar gas de mercados de bajo costo como Estados Unidos a los de mayor costo. BG agregó 20% a la producción de Shell y 25% a sus reservas totales de energía, incluyendo sus codiciados depósitos submarinos frente la costa de Brasil.
Con esta compra, valorada en US$53.000 millones al cierre, Shell se convirtió en el mayor productor de gas y de gas natural licuado (GNL) del mundo, y en el segundo productor de energía después de Exxon. En un año típico, casi tres cuartas partes de las ganancias de Shell provienen de la producción de energía. Gran parte del resto proviene en su mayor parte de sus refinerías, su cadena mundial de estaciones de servicio, otros productos de consumo, como el aceite de motor Pennzoil, y sus plantas petroquímicas.
Los resultados financieros de 2015 dan una idea de los desafíos que enfrenta Shell. El flujo de caja operativo cayó de US$45.000 millones en 2014 a poco menos de US$30.000 millones. Esto puede parecer mucho, pero solamente el pago de dividendos le cuesta a Shell US$12.000 millones al año, y en 2014 tuvo gastos de capital de más de US$37.000 millones. El año pasado, redujo el gasto de capital a menos de US$30.000 millones, pagó US$2.600 millones de sus dividendos en acciones y vendió activos por US$5.500 millones. El retorno sobre el capital empleado se derrumbó de 7,1% a 1,9%.
Los analistas pueden estar en desacuerdo sobre el verdadero costo de capital de Shell, pero no hay duda de que sus ganancias están consistentemente muy por debajo de ese costo. Por eso es que los inversionistas aplaudieron el mes pasado el anuncio de un plan de crecimiento que más bien se parece a un plan de reducción de tamaño.
Shell dice que entre 2017 y 2020 la inversión de capital de sus dos compañías combinadas totalizará entre US$25.000 millones y US$30.000 millones. Esto representa un recorte de por lo menos 36% respecto de 2014.
Sin embargo, todavía puede hacer más ahorros. Shell espera que para 2018 la adquisición de BG le permita recortar US$4.500 millones de costos anuales, frente a una previsión inicial de US$3.500 millones. Van Beurden afirmó que el nuevo presupuesto es lo suficientemente grande como para financiar la expansión en las áreas donde cree que Shell tiene una ventaja competitiva. Sus prioridades son la perforación en aguas profundas, en particular frente a Brasil y en el Golfo de México, y los productos químicos. La financiación de estas inversiones provendrá de lo que Shell llama sus generadores de efectivo, entre ellos los pozos rentables, las operaciones de GNL, las estaciones de servicio y la minería de arenas bituminosas. Otros negocios, como el esquisto y las energías alternativas, son vistos como futuras oportunidades, lo que sugiere que Shell no piensa poner mucho efectivo allí por ahora.
¿Qué podría salir mal en este esquema? En primer lugar, que los precios del petróleo permanezcan débiles por varios años más. Al igual que muchas previsiones de analistas, el plan de Shell supone un barril de US$60 para 2018, basado en la reducción de la producción. El Departamento de Energía de EE.UU. estima que la producción en ese país, que en 2015 fue de 9,4 millones de barriles diarios, caerá a 8,6 millones este año y a 8,2 millones en 2017. China redujo también drásticamente su producción.
No obstante, si los precios no suben, Shell podría quedar por debajo de su meta de flujo de caja libre o tener que conformarse con menos dinero al que espera por sus desinversiones. La ponderación del sector energético en el S&P 500 ha caído de 13% en 2008 a 7%. Aun así, Shell tiene más espacio para la autoayuda que sus rivales. Ahora también cuenta con las herramientas y, al parecer, la voluntad de cambio.
