Desde que la rentabilidad por dividendo estimada para las petroleras tocó máximos en el 11% se ha contraído hasta el 5,5%, los pagos del sector aún son los segundos más atractivos de la bolsa europea (tras aseguradoras) y están aún en máximos con respecto al resto del mercado si no se tiene en cuenta el último pico que no ha sido real, al no contar la oleada de recortes.
Durante las últimas semanas Eni, Galp, OMV o BP han cercenado sus compromisos de retribución, lo que ha dejado a Total y Repsol como las dos únicas grandes del sector que mantienen sus promesas de dividendo anterior a la crisis del Covid-19. En todo caso, la francesa actualizará su plan estratégico en septiembre y la española lo hará en noviembre, por lo que se espera que puedan dar más visibilidad al futuro de su retribución.
Las estimaciones de dividendo del sector a 12 meses han caído un 35% desde que arrancó el año, a lo que habría que sumar los programas de recompras de acciones que han sido cancelados o puestos en pausa. «Nuestra visión sigue siendo que los dividendos ordinarios deberían ser bajos y pagables en los momentos más bajos del ciclo y en todos los eventos salvo en los más extremos. Debería haber un elemento variable (preferiblemente buybacks) pero esto debería unirse a un manejo de los balances apropiado durante el ciclo», indican desde el equipo de UBS.
La desconfianza del inversor
Sin embargo, el hecho de que sea una de las industrias más rezagadas -cae un 33% en el año- y que los recortes en los pagos hayan sido generalizados -la rentabilidad no era tan baja desde 2004-, ha hecho que los pagos de la industria sigan sobresaliendo. En este contexto, la gran pregunta del inversor es si los recortes han sido suficientes y si estos pagos son sostenibles en el futuro. «Con nuestra previsión de un barril de Brent en 44 dólares en 2020 y 50 dólares en 2021, esperamos que logren un free cash flow de 35.000 y 57.000 millones antes del abono de dividendo. Tras las últimas actualizaciones, eso dejaría un exceso de caja de 4.000 millones tras los pagos en 2020 y de más de 30.000 millones en 2021. Sin embargo, aparte de esperar a que los precios se recuperen, la mayor parte de firmas del sector están acelerando en sus esfuerzos para invertir en la transición energética y pasar de ser grandes petroleras a grandes energéticas», indican en Bank of America.
De momento, el precio del petróleo se sitúa por encima de los 45 dólares y en lo que va de año promedia en torno a los 42,5 dólares por barril, pero el comportamiento de las petroleras indica una cierta desconfianza de los inversores sobre la capacidad de remontar de la industria. Con todo, en estos niveles las compañías serían capaces de generar suficiente caja como para retribuir a sus accionistas y financiar sus inversiones. «Hace 18 meses las firmas más conservadoras se movían en un breakeven de 60 dólares el barril. Ahora calculamos que la neutralidad de caja se lograría en 41 dólares y como mínimo esto debería hacer al sector más resistente», apuntan en UBS.
Con la necesidad de invertir para aprovecharse de la oportunidad que supone la transición energética, el pago de dividendos podría ser menos generoso en el futuro y algunos inversores temen que las inversiones en el segmento renovable puedan acabar destruyendo valor.
«Podemos entender por qué los accionistas están frustrados y han presionado a las compañías a repartir más beneficios, restringiendo el capital disponible para capex. Las grandes europeas se tendrán que ganar el derecho a invertir más en renovables y convencer a los inversores de que no cometerán los mismos errores otra vez. El riesgo es que el accionista potencial está presionando para ver más acción, mientras que el inversor core está más interesado en los dividendos y el retorno de capital. Las directivas tendrán que encontrar un equilibrio y no es algo sencillo», indican en RBC Capital Markets.
Durante el último trimestre las petroleras globales presentaron pérdidas conjuntas de 60.000 millones de dólares y las recurrentes fueron de 13.000 millones de dólares. «Esto confirma la complicada proposición de valor del sector y claramente el ciclo debe cambiar como esperamos que lo haga. La gran pregunta es si el cambio a unas emisiones de carbón más bajas y a la energía renovable que se está acelerando en las firmas europeas puede ayudar a que los inversores vuelvan a la industria», indican en UBS.
Más allá de que las compañías logren convertir estas apuestas en rentables, lo que parece claro es que la industria tiene músculo de sobra para irrumpir en este mercado con fuerza. Desde Berenberg calculan que podrían tener 55 gigavatios de energía renovable en 2025 y 170 en 2035. Esto supondría que el 20% del capex se destinaría a estas nuevas energías en 2025 y el 35% en 2030, con 25.000 y 40.000 millones, respectivamente. «Cuánto más lejano es el horizonte hay mayor incertidumbre y es más probable que haya otras tecnologías alternativas que cambien la foto. Pero ahora construir y vender energía renovable es la ruta más obvia para lograr cumplir con sus objetivos de reducción de emisiones», señalan.