Veniturile SLB din Orientul Mijlociu au scăzut cu 13% în T1, deoarece s-a demobilizat în Qatar și Irak, dar Production Systems a crescut cu 23%, iar ciclul de ape adânci din Brazilia și Guyana se accelerează indiferent de conflict. Transocean a înregistrat contracte noi de 1,6 miliarde de dolari la tarife medii zilnice de aproximativ 410.000 de dolari, cele mai mari din ultimul deceniu, Petrobras blocând trei prelungiri ale navelor de foraj până în 2030. Baker Hughes a atras comenzi IET de 4,9 miliarde de dolari, inclusiv un premiu major pentru turbine cu gaz de la QatarEnergy și un contract pentru un terminal LNG din Texas, arătând că construcția de infrastructură pe termen lung continuă chiar și pe măsură ce criza se desfășoară.
Când forțele americane și israeliene au lansat lovituri aeriene coordonate asupra Iranului la sfârșitul lunii februarie, prima întrebare a pieței energetice a fost cât timp va rămâne închisă Strâmtoarea Hormuz. Zece săptămâni mai târziu, această întrebare este încă deschisă. Brent se situează în jurul valorii de 107 dolari, Trump a numit luni ultima contrapropunere a Iranului „total inacceptabilă”, iar CEO-ul Saudi Aramco, Amin Nasser, a avertizat piața că pierde aproximativ 100 de milioane de barili de aprovizionare în fiecare săptămână în care blocada este menținută.
Pentru serviciile petroliere, întreruperea a fost dezorientantă într-un mod foarte specific. Orientul Mijlociu a fost piața de creștere. După ani în care America de Nord a condus ciclul pe baza șisturilor bituminoase, la mijlocul anilor 2010 a avut loc un val de cheltuieli internaționale, iar Golful a fost locul unde au aterizat cele mai mari contracte. Saudi Aramco derula programe de extindere de mai multe miliarde de dolari... ADNOC construia infrastructura offshore din Abu Dhabi... QatarEnergy dezvolta North Field.
Jucătorii mari OFS și-au construit întreaga strategie de viitor în jurul acelei geografii. Apoi, aproape peste noapte, acele contracte s-au stins. SLB s-a demobilizat în Qatar după ce a fost declarată forța majoră. Operațiunile offshore din Golful Persic au fost suspendate. Cel mai recent Short-Term Energy Outlook al EIA fixează întreruperile regionale de producție la 7,5 milioane de barili pe zi în martie, crescând la 9,1 milioane în aprilie.
Întrebarea evidentă este unde se duce munca în schimb, iar răspunsul prinde deja contur. Brazilia și Guyana derulează programe de ape adânci care urmau să continue indiferent de ceea ce s-a întâmplat la Teheran. Permian începe să răspundă la semnalul de preț, încet, dar măsurabil. Capacitatea de export LNG a SUA este construită într-un ritm pentru care fiecare importator european care tocmai a pierdut accesul la gazul din Qatar este profund recunoscător. Iar companiile care se întâmplă să fie deosebit de bine poziționate în acele locuri sunt, nu întâmplător, printre cele mai interesante nume din sector în acest moment. Iată cinci care merită o privire.
**SLB (NYSE: SLB)**
Lectura convențională despre SLB în acest moment este că compania este prea expusă la Orientul Mijlociu pentru a arăta atractivă. Pe o bază pură a trimestrului I, nu este greșit. Veniturile din Orientul Mijlociu și Asia au scăzut cu 13% de la an la an și cu 17% secvențial, conform comunicatului companiei. SLB s-a demobilizat în Qatar după forța majoră, a retras echipaje din Irak și a închis operațiunile offshore în mai multe țări din motive de securitate. EPS a scăzut de la 0,58 dolari la 0,50 dolari, iar fluxul de numerar liber a devenit ușor negativ.
Ceea ce omite acea lectură, totuși, este ceea ce este de fapt SLB în esența sa. Compania nu doar forează puțuri; oferă tehnologia care face rezervoarele lizibile și sistemele de producție care mențin fluxul de petrol odată ce este găsit. În ape adânci, această distincție contează enorm. Companiile majore care forează în Brazilia și Guyana nu iau decizii de cheltuieli pe termen scurt pe care le vor inversa în momentul în care prețurile petrolului oscilează. Acestea sunt angajamente de infrastructură de miliarde de dolari cu termene de producție care se întind pe decenii. Petrobras construiește bazinul Santos indiferent de ceea ce se întâmplă în Golful Persic. Blocul Stabroek al Exxon din Guyana este pe cale să depășească un milion de barili pe zi în acest an odată cu startup-ul Uaru, iar proiectul Whiptail este deja în curs de dezvoltare în spatele acestuia. SLB este încorporat în toate acestea.
Numerele din trimestrul I reflectă această schimbare. Production Systems, segmentul care acoperă echipamentele care intră în aceste puțuri de ape adânci pe termen lung, a crescut cu 23% de la an la an. Achiziția ChampionX a adăugat tehnologie de ridicare artificială și injecție chimică în portofoliu, contribuind atât cu venituri, cât și cu amortizare EBITDA. CEO-ul Olivier Le Peuch a făcut un punct liniștit, dar important, în apelul de câștiguri: prețurile mărfurilor post-conflict vor rămâne peste nivelurile pre-conflict, deoarece capacitatea de aprovizionare care a fost pierdută necesită ani pentru a fi reconstruită. Investițiile pe termen lung în ape adânci nu se opresc deoarece Golful Persic este temporar inaccesibil. De fapt, pe baza a ceea ce se întâmplă în Brazilia și Guyana, acesta se accelerează.
**Halliburton (NYSE: HAL)**
Pentru a înțelege de ce Halliburton este interesant în acest moment, ajută să înțelegeți cum funcționează de fapt șistul nord-american. Spre deosebire de proiectele convenționale de petrol, care necesită ani de planificare și un capital inițial enorm, șistul este pe termen scurt. Operatorii pot trece de la o decizie de foraj la prima producție în câteva luni. Blocajul este capacitatea de fracturare, flotele de fracturare hidraulică care pompează fluid în formațiuni de rocă la presiune înaltă pentru a elibera petrolul capturat. Halliburton controlează mai mult din această capacitate în America de Nord decât orice altă companie, ceea ce înseamnă că, atunci când prețurile petrolului cresc brusc și operatorii doresc să accelereze, Halliburton este unul dintre primele apeluri pe care le fac.
CEO-ul Jeff Miller a declarat în apelul din trimestrul I că spațiul alb din calendarul de fracturare este „aproape dispărut” pentru trimestrul II și că echipa sa primește o creștere a apelurilor de intrare pentru lucrări la fața locului. Numerele din trimestrul I au fost solide: venituri de 5,4 miliarde de dolari, neschimbate de la an la an, conform comunicatului companiei, venitul net a crescut mai mult decât dublu, până la 461 de milioane de dolari, iar EPS de 0,55 dolari a depășit estimările. Veniturile din America de Nord au scăzut cu 4%, până la 2,1 miliarde de dolari, reflectând presiunea asupra prețurilor care funcționează prin sistem de doi ani, dar direcția se schimbă.
Partea producătorului trimite același mesaj. Diamondback Energy, al treilea cel mai mare operator Permian, a declarat acționarilor săptămâna aceasta că abandonează cadrul de disciplină a capitalului pe care l-a urmat în ultimul an și adaugă atât platforme, cât și echipe de fracturare. ConocoPhillips a ridicat orientarea capex. Continental Resources a inversat o reducere planificată de 20% a cheltuielilor. Chiar dacă o fracțiune dintre operatorii publici respectă, Halliburton este cel mai direct beneficiar din sectorul serviciilor, iar tragerea Orientului Mijlociu asupra EPS-ului din trimestrul I a fost de doar două până la trei cenți.
Avertismentul care merită luat în serios: cel mai recent sondaj energetic al Dallas Fed a arătat că mulți directori E&P sunt încă sceptici că prețurile de astăzi vor rezista suficient de mult pentru a justifica decizii majore de investiții. Amintirea petrolului de 57 de dolari de la începutul anului este proaspătă, iar volatilitatea din ultimele trei luni a făcut ca unii operatori să fie precauți acolo unde alții devin îndrăzneți. Răspunsul șistului este real, dar este încă măsurat. Halliburton este un pariu că răspunsul măsurat devine unul mai agresiv.
**Baker Hughes (NYSE: BKR)**
Baker Hughes a luat o decizie strategică în urmă cu câțiva ani, care arată destul de inteligent în acest moment. Compania s-a repoziționat în mod deliberat dintr-o afacere de servicii petroliere într-o companie de tehnologie energetică, cu segmentul său Industrial & Energy Technology, care produce turbine cu gaz, compresoare și infrastructura care alimentează terminalele LNG și instalațiile industriale, acum partea dominantă a portofoliului.
Această pivotare generează rezultate care ar fi dificil de obținut cu o strategie OFS mai convențională, iar criza actuală face ca logica să fie mai clară cu fiecare trimestru. Veniturile din trimestrul I de 6,59 miliarde de dolari au depășit estimările cu 260 de milioane de dolari. Segmentul IET a înregistrat comenzi de 4,9 miliarde de dolari, al treilea trimestru consecutiv peste 4 miliarde de dolari, determinând un backlog IET record de 33,1 miliarde de dolari, conform comunicatului companiei. Totalul comenzilor a crescut cu 26% de la an la an. Segmentul tradițional de servicii și echipamente petroliere a scăzut cu 7% din cauza perturbărilor din Orientul Mijlociu. Nimeni din apelul de câștiguri nu a petrecut prea mult timp pe el.
Contractul principal al trimestrului a fost un premiu semnificativ de echipamente LNG de la QatarEnergy pentru proiectul North Field West: șase turbine cu gaz Frame 9, 12 compresoare centrifugale și soluții integrate de alimentare cu energie pe două mega trenuri, totalizând 16 MTPA de capacitate. Există o logică ciudată în acest sens, care merită să stai cu ea pentru un moment. Qatar nu poate expedia în prezent niciun LNG, deoarece Strâmtoarea Hormuz este închisă, iar QatarEnergy a declarat forța majoră asupra contractelor cu cumpărătorii din întreaga lume. Cu toate acestea, țara acordă simultan contracte de echipamente de miliarde de dolari pentru a construi mai multă capacitate de export LNG.
Răspunsul este că proiectul North Field West nu va fi operațional decât peste ani; investiția în infrastructură pe termen lung continuă indiferent de întreruperea pe termen scurt, iar Baker Hughes construiește turbinele care o alimentează. Pe lângă premiul Qatar, compania a semnat un acord pentru a furniza echipamente de compresie a gazelor și de generare a energiei pentru un terminal de export LNG de 8,4 MTPA din Texas, exact tipul de capacitate de aprovizionare din SUA pe care importatorii europeni și asiatici nervoși se străduiesc acum să o blocheze. Baker Hughes câștigă ambele părți ale acestui comerț: contractele de reconstrucție Qatar pe termen lung și construcția de export din SUA pe termen scurt. Orientarea pentru întregul an se situează la 27,1 miliarde de dolari venituri și EPS de 2,47 dolari.
**Transocean (NYSE: RIG)**
Există o caracteristică structurală a pieței de foraj offshore care contează foarte mult în acest moment și este ușor să o pierzi dacă te uiți doar la numerele principale. Nu poți construi rapid o navă de foraj de înaltă specificație. O navă modernă de apă ultra-adâncă necesită aproximativ trei ani pentru a fi construită și costă peste 500 de milioane de dolari. După prăbușirea prețurilor petrolului din 2014 până în 2016, industria a încetat să le mai comande. Zeci de platforme mai vechi au fost casate. Companiile care s-au bazat pe echipamente mid-water au pierdut contracte și au dat faliment. Flota de active capabile s-a micșorat dramatic și a rămas mică pe parcursul redresării lente care a urmat.
Consecința acestei subțieri structurale este că acum există foarte puține platforme capabile să foreze în ape adânci, exact în momentul în care jocurile în ape adânci din Brazilia și Guyana au devenit cele mai importante surse noi de aprovizionare din lume din punct de vedere strategic. Petrobras are nevoie de nave de foraj pentru a continua construirea bazinului Santos. Exxon are nevoie de ele în Guyana. Operatorii care urmăresc proiecte de ape adânci pe termen lung peste tot în afara Golfului Persic au nevoie de ele și nu sunt multe de oferit. Transocean are 20 de floaters ultra-adânci și șapte platforme cu mediu dur, iar acea flotă este în esență pe deplin angajată.
Numerele din trimestrul I reflectă direct această etanșeitate. Veniturile din forajul contractual au fost de 1,08 miliarde de dolari, în creștere cu 19% de la an la an. Venitul mediu zilnic a atins 476.000 de dolari, cel mai mare din ultimul deceniu. Marja EBITDA ajustată a depășit 40%. De la sfârșitul trimestrului, compania a adăugat 1,6 miliarde de dolari în backlog nou, la o rată medie ponderată pe zi de aproximativ 410.000 de dolari, conform raportului privind starea flotei din 4 mai, ducând backlog-ul total la 7,1 miliarde de dolari. Majoritatea acestuia se află în Brazilia: Petrobras a prelungit Deepwater Corcovado pentru 1.156 de zile până în noiembrie 2030, Deepwater Orion pentru trei ani și Deepwater Aquila pentru încă un an. Transocean Barents a blocat, de asemenea, trei ani cu Vår Energi în Norvegia.
Merită să fim cinstiți cu privire la decalajul dintre povestea operațională și cea financiară. Venitul net a fost de doar 71 de milioane de dolari la venituri de 1,08 miliarde de dolari, iar fluxul de numerar liber a fost de 136 de milioane de dolari. Transocean poartă o povară substanțială a datoriilor, moștenirea anilor de răspundere contractuală prin ciclul descendent, și, deși compania a retras 358 de milioane de dolari în note Deepwater Titan în martie și se refinanțează activ folosind backlog-ul ca garanție, contul de profit și pierdere arată încă sub nivel împotriva cifrelor de venituri. Cazul pentru cumpărarea RIG este backlog-ul, tendința ratei zilnice și lipsa structurală a activelor. Nu este actualul cont de profit și pierdere.
**Liberty Energy (NYSE: LBRT)**
Fiecare listă ca aceasta are nevoie de un nume care să-i facă pe cititori să se oprească și să spună „stai, serios?” Liberty este acel nume. Este mică, face un singur lucru și are zero expunere la Orientul Mijlociu și expunere totală la revenirea șistului nord-american pe care toate celelalte patru companii de pe această listă contează în diferite grade. Trimestrul I a depășit așteptările destul de convingător. Veniturile de 1,02 miliarde de dolari au crescut cu 4% de la an la an, EPS de 0,06 dolari a depășit semnificativ un consens care a modelat o pierdere de 0,13 dolari, iar acțiunile au crescut cu aproape 10% la imprimare.
Imaginea marjei subiacente este mai puțin ordonată: EBITDA de 126 de milioane de dolari a scăzut cu 25% de la an la an, reflectând presiunea asupra prețurilor care se desfășoară prin finalizările nord-americane de aproape trei ani. Răspunsul CEO-ului Ron Gusek la acea presiune este tehnologia. Compania a construit o platformă software numită StimCommander care automatizează controlul ratei și al presiunii în toate flotele sale în timp real și un sistem de optimizare bazat pe cloud numit Forge care agregă datele de performanță pentru a îmbunătăți continuu eficiența. Trei trimestre consecutive de depășire a numerelor lowballed sugerează că această abordare funcționează, chiar dacă recuperarea marjei a fost mai lentă decât implică povestea veniturilor.
Mişcarea bilanţului din trimestrul I merită, de asemenea, atenţie. Liberty a emis 1,3 miliarde de dolari în note convertibile cu cupon zero și a încheiat trimestrul cu 699 de milioane de dolari în numerar, ceea ce reprezintă o sumă semnificativă de capital pentru o companie cu o capitalizare de piață sub 3 miliarde de dolari. Conducerea a fost clară că generarea de energie este următorul pas de creștere pe care îl construiesc și că există praf uscat pentru a-l urmări. Dacă redresarea Permian stagnează sau dacă prețurile scad mai repede decât se așteaptă odată ce situația Hormuz se va rezolva în cele din urmă, Liberty este locul unde durerea apare cel mai vizibil. Nu există nicio afacere internațională pentru a atenua lovitura, niciun backlog pe termen lung pe care să ne bazăm. Dar aceeași concentrație, care creează riscul descendent, este exact ceea ce face acțiunile interesante dacă teza timpurie este corectă.