Josep nos trae la última entrega de la trilogía: El petróleo y conclusiones de offshore drilling. Os recuerdo que en la primera vimos una introducción al offshore drilling y en la segunda analizó en particular a unos de los principales actores, Ensco vs sus competidores.

Cerramos el monográfico:

Para finalizar la serie vamos a ver cómo está el factor más importante.

EL PETRÓLEO

 Esta es la variable más relevante porque influencia a todas las demás que tienen repercusión en el offshore y el offshore drilling. Comprobaremos algunas leyendas urbanas y observaremos la situación actual.

Con el auge del VE el petróleo tiene los días contados

Mucha gente los piensa. ¿Es eso cierto? Plantearemos una hipótesis e intentaremos refutarla por reducción al absurdo.

Las ventas de coches y vehículos ligeros en todo el mundo son aproximadamente 100M de unidades al año. Supongamos que las ventas de VE Vehículos Eléctricos crecen enormemente a razón del 100% anual en media geométrica (CAGR) durante los próximos 6 años, eso significaría doblar las ventas cada año. Esta hipótesis agresiva nos llevaría a pasar desde el 1,28% o 1,28M sobre 100M, hasta cerca  del 70% de las ventas en nuevos vehículos dentro de 6 años. Para el año 6 sería : 1,28M x 2 elevado a 6 = 81,92M de VE. Según nuestra hipótesis las ventas totales de vehículos de gasolina también crecerían, si bien a un ritmo más modesto al son del crecimiento de la economía mundial.

Junto con los VE se llegaría a unos 120M en ventas totales de vehículos nuevos en 6 años, el 70% de las cuales (unos 82M) serían VE. Evidentemente no sabemos cuánto van a ser esas ventas de VE, tal vez en algunos años vayan crecer al 50% y en otros al 150%, lo importante del razonamiento es que estamos asumiendo una premisa de crecimiento muy fuerte para ver qué sucedería en caso de cumplirse.

El total de VE dentro del parque automovilístico global sería entonces la suma acumulada de 1,28 + 2,56 + 5,12 + 10,24 + 20,48 + 40,96 + 81,92 = 162,56M. Y aquí le podríamos sumar también otro millón y pico de VEs vendidos con anterioridad a 2017. Subimos el total a 164M. Supondremos que no se desguaza ninguno para simplificar.

Las preguntas ahora son : ¿Eso es mucho o es poco? Y ¿Cómo puede eso afectar al petróleo? La 1ª respuesta es que esos muy optimistas 164M representan poco del parque automovilístico mundial estimado en 1200M de vehículos a finales de 2017. Un parque que probablemente será de 1,400+M dentro de  6 años al ritmo de crecimiento actual, y de los cuales sólo unos 164M serían VE. Es decir, poco más del 11% del total del parque previsto. Bloomberg pronosticaba el año pasado un 2% de VE en el parque automovilístico para 2025 y un 19% para 2035, números quizás demasiado pesimistas.

Según Panasonic, que fabrican las baterías para Tesla y para otros constructores, las buenas, las baterías pata negra con un tiempo de carga inferior a 5-10 minutos van a tardar en llegar por lo menos unos 7-8 años. Y según los fabricantes de coches, los VE no van a ser competitivos en precio con los de gasolina hasta dentro de ese mismo tiempo.

En lo referente al consumo de hidrocarburos y aparte de los vehículos ligeros también hay que tener en cuenta el crecimiento en número de aviones, barcos, y camiones, los cuales de momento no pueden ir con baterías. Por lo tanto es bastante probable que dentro de 6 años se consuma más petróleo que ahora, incluso si los vehículos de gasolina se vuelven más eficientes en consumo de combustible y el VE va triunfando.

Es de esperar que el VE acabe siendo un éxito y descontaminando nuestras ciudades que buena falta les hace, lo que pasa es que llevará su tiempo. No sabemos cuándo se producirá el punto de inflexión en ventas de coches nuevos ni tampoco en el total del parque de autos, si bien todo parece indicar que llegará un momento dónde empezarán a consumirse menos hidrocarburos. Dentro de 10, 15, 20, o 25 años. Nadie lo sabe. Pueden aparecer disrupciones tecnológicas que cambien el panorama, perol mientras tanto el petróleo y el gas no sólo son necesarios sino que su consumo sigue creciendo. Y el offshore que representa el 30% de la producción mundial también es necesario y es posible que crezca.

 

El fracking va a reemplazar a la producción offshore

Bueno, si se generaliza en todo el mundo puede que sí. Vamos a examinarlo más de cerca. Se considera que aproximadamente el 70% de las mejores tierras de perforación para shale oil & gas en las principales cuencas americanas de Bakken, Eagle Ford, Marcellus, y Permian ya están copadas, luego es difícil que puedan mantener el ritmo de crecimiento actual indefinidamente porque al pasar a perforar en suelo con peores yacimientos el precio de producción sube y la producción total baja, especialmente en las maduras Eagle Ford y Bakken. Permian y Marcellus (gas) tienen más cuerda.

Offshore drilling: Ensco vs sus competidores

Fuera de US hay principalmente 3 zonas de características geológicas similares a Permian que es la mejor cuenca de US. Son la Magdalena en Colombia, Vaca Muerta en Argentina, y Bazenov en Rusia. Por porosidad de la roca, concentración de hidrocarburos y otras características, estas zonas presentan buenas perspectivas. Vaca Muerta ya se está explotando poco a poco por compañías como Exxon. La Magdalena se está también empezando. Bazenov, la mayor y más prometedora, aún está en pañales por las sanciones al gobierno Putin que les impiden comprar lo último en pozos direccionales.

Los rusos aún no tienen una buena tecnología de fracking por sí mismos y además su petróleo convencional es barato de producir, con lo cual de momento tampoco les preocupa. En el resto del mundo hay algunas zonas prometedoras en China, Polonia, UK, etc ; pero de peores perspectivas. En otros países como España, Alemania, o Francia, simplemente está prohibida la fractura hidráulica por temas medioambientales.

Otro problema del fracking es el enorme declive de los pozos, del 60-70% después del 1er año, lo que obliga a perforar continuamente y exige elevada inversión permanente .

El total de producción mundial de petróleo vía fracking es de menos del 8%. Ni manteniendo un buen crecimiento pueden en un futuro próximo suplir al offshore que representa el 30%.

  

Onshore vs Offshore

Hay una gran ventaja en la producción onshore. El capital inicial para perforar un pozo en tierra es una fracción de lo que cuesta en el mar, entre una quinceava y una veinteava parte. Eso hace que los proyectos en el mar deban amortizarse a un buen número de años con una producción sostenible y a un precio adecuado. Comparativamente, el offshore no ha mejorado tanto como por ejemplo el fracking, pero también lo ha hecho.

Los nuevos drillships y plataformas de última generación pueden perforar hasta un 30% más rápido y a mayor profundidad. Las técnicas de alta presión pueden aprovechar hasta un 20% adicional los yacimientos marinos. Los costes operativos han bajado y la caída de los dayrates junto con la estandardización de proyectos han reducido el capex necesario en un 30-40%. Para algunas empresas consultoras eso no basta, y puede que tengan razón.

En McKinsey proyectan una leve recuperación para 2025 y hablan de un petróleo a $70/b para más allá de 2020. Es muy difícil hacer predicciones, especialmente sobre el futuro :D, y muy especialmente precisas predicciones para un futuro lejano. El razonamiento de muchas consultoras suele ser lineal y el modus operandi al uso es extrapolar los datos y tendencias actuales hacia el futuro.

Podría muy bien ocurrir así, y al mismo tiempo la historia demuestra que el mundo del petróleo no se comporta de forma lineal, jamás lo ha hecho. ¿Es el offshore viable?

breakeven price crude oil

Bueno parece que sí. Por supuesto los árabes podrían producir más si quisieran, reduciendo el pastel offshore del resto. Producen muy barato.

cost of producing a barrel

Pero eso no es todo lo que cuenta, ya que los países de la OPEP necesitan cubrir sus presupuestos fiscales.

opep oil price

Según Statista Arabia Saudí, líder de la OPEP, “necesita” un precio del Brent por encima de $80 para mantener el tinglado de su sistema feudal, puede que sea un poco menos. Lo que nos demuestran acontecimientos recientes es que un barril a $50 no les basta. Cuando el petróleo empezó a caer hace 4 años con el fuerte aumento de producción del fracking, la OPEP respondió doblando la apuesta y aumentando a su vez la producción provocando un desplome del precio del crudo.

La infructuosa estrategia de enfrentarse al fracking y defender cuota de mercado le costó caro a Arabia, cientos de millones de dólares de sus reservas se evaporaron además de tener que emitir deuda soberana para cubrir la falta de liquidez y el déficit fiscal. Lo nunca visto por esos lares. Eso llevó en última instancia a un acuerdo de control de producción patrocinado por los saudíes a finales de 2016, acuerdo que aún se mantiene. Por supuesto la OPEP (+Rusia) puede decidir aumentar la producción otra vez, y por ahora eso no les conviene demasiado.

En la última reunión de Viena en junio sólo decidieron aumentar la producción en unos 700.000 barriles al día para cubrir el descalabro venezolano, más el bajón libio, angoleño, y nigeriano. Está pendiente el impacto iraní tras las sanciones americanas. Otros 300.000 barriles al día adicionales de Rusia apenas cubren el incremento de demanda indio y chino. La previsión de crecimiento de la demanda mundial es de unos 1,4-1,5M/b al día por año y además hay que sustituir los yacimientos que se van agotando.

Una de las mayores incógnitas es la reacción del shale oil a precios del crudo más elevados, entonces podrían entrar en juego cuencas menos prolíficas que Permian y de producción mas cara como Bakken o Eagle Ford. Y eso a su vez podría provocar una respuesta de la OPEP.

S-Curve y oferta-demanda

La tasa de declive media mundial de los yacimientos es del 4-6% al año, yacimientos que tarde o temprano hay que reponer para mantener la producción. Con la caída del precio del petróleo en 2014 las petroleras redujeron al mínimo las inversiones en exploración y producción enfatizando proyectos de corto ciclo de capital como el fracking y retardando proyectos más largos. Actualmente se gasta menos del 50% de capex en nuevos proyectos comparado con 4 años atrás. Mientras tanto la demanda no para de crecer.

Tesis de inversión de Cambria Automobile CAMB

A medida que un país pobre va aumentando su PIB per cápita, hay un punto de inflexión  dónde el consumo de energía y materias primas por habitante se dispara. No se trata de una relación lineal. Eso pasó en la China de hace 15 años. Ahora está empezando a pasar con otros países asiáticos.

El petróleo y conclusiones de offshore drilling

Es previsible un crecimiento del consumo de energía durante los próximos años en países como Indonesia, Filipinas, Vietnam, etc. Y especialmente en la muy poblada India a medida que ésta vaya entrando en la “S-curve”.

spending per capita oil

El crecimiento de China probablemente sea un caso único que no vaya a repetirse, pero el efecto combinado de otros países emergentes sí presagia un considerable aumento del consumo de energía, una parte del cual serán hidrocarburos.

Futures & Stocks

Si miramos la curva de futuros, veremos que está en backwardation

oil future backwordation

Ha ido pasando de contango (pendiente positiva) a backwardation (pendiente negativa) durante los últimos 12 meses.

brent future curve

Esa tendencia, de mantenerse, es bullish para el petróleo. Aquí tenéis una una explicación de lo que eso significa.

Si echamos un vistazo a los inventarios veremos que ya no hay acumulación de producción. Ocurre lo contrario, con los stocks por debajo de la media de los últimos 5 años tanto en la OCDE como en US. Una tendencia que puede oscilar a corto plazo y debe confirmarse, pero que en todo caso indica que desapareció el exceso de oferta.

oecd total oil stock

us crude oil stock

Conclusión

Podemos decir que ni el coche eléctrico va a suponer por ahora un impacto tan grande como se prevé ni la oferta está claro que vaya a estar ahí debido al crecimiento de la demanda. Con lo cual hay un caldo de cultivo para que el petróleo se comporte razonablemente y el offshore drilling con él. Sin despreciar la posibilidad de que cualquier choque de demanda, como por ejemplo una recesión, se lleve nuestro razonamiento por el desagüe.

Es muy complicado pronosticar el precio del barril ya que es una commodity con una oferta muy inelástica, lo que significa que es difícil poner o quitar nueva producción en el mercado rápidamente según las variaciones de demanda. Esa inelasticidad repercute en oscilaciones de precio que pueden ser bruscas. Ese precio debería moverse a largo plazo alrededor del coste marginal de producción, que es el coste de producir el último barril necesario para abastecer al mercado.

Creo que lo estamos rondando y lo situaría sobre los $65-70/b WTI. Puede que algo más con el desbarajuste venezolano. Es terrible contemplar el sufrimiento de nuestros primos caribeños bajo el yugo de un déspota, nuestro corazón está con ellos. Y eso nos recuerda que el gran número de variables político-económicas que influyen en el petróleo hacen complicado tratar de anticipar su comportamiento. Por ahora los indicios apuntan más hacia una subida que hacia una bajada. Si cambian los hechos, con ellos cambiarán las conclusiones, que decía Lord Keynes.

Respecto a los offshore drillers hay que tener en cuenta que puede ser una inversión con más riesgos que otras, no es la Coca-cola para entendernos. Sí puede tener cabida dentro de una cartera diversificada. Siguiendo a algunos de los más reputados inversores value veremos que Ensco está presente en fondos como el de David Einhorn, Arnold Van den Berg, o en el de nuestros compatriotas Paco Paramés y Alvaro Guzmán. En AzValor incluso decidieron completar un paquete junto con Transocean y Diamond aprovechando las caídas de principios de año.

Volatilidad y short squeeze. La cotización de los offshore drillers puede oscilar bastante a corto plazo según las noticias del petróleo y las expectativas del mercado. Inexistente una pauta de beneficios los fundamentales son inciertos y proclives a la especulación. Además hay que considerar la fuerte presión a corto que en agosto 2018 es del 10% del float (acciones cotizando libremente) para Rowan, del 20% para Ensco, Transocean y Noble, ¡Y del 40% para Diamond!

Los movimientos de precios pueden ser violentos cuando los short sellers se ven obligados a cubrir posiciones que van en su contra, es el “short squeeze”. Un ejemplo reciente de ese efecto sería la farmacéutica Teva, la cual contaba con una presión a corto del 20% y en cuanto se metió Berkshire provocó una estampida de short sellers y el rebote violento. El fenómeno también puede suceder a la inversa, así que hay que estar preparados.

¡Feliz inversión!

DISCLOSURE : largo en Ensco.

ATENCION : estos artículos sólo tienen fines informativo-divulgativos y no son ningún consejo de compra. Haced siempre vuestros análisis y no os fiéis de los ajenos.

Buenos Beneficios

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11 Comentarios

  1. Jeje, muchas gracias por la trilogía de magníficos artículos.

    Me río porque iba a decir lo mismo que el Disclosure: Largo en Ensco. el petróleo va a subir de aquí a final de año…

    • Hola Bermejales! Bienvenido y gracias por comentar. Podría ser como dices, si el PIB mundial crece al 4% según la previsones, en principio va a hacer falta más petróleo. Por otro lado, los árabes aún pueden meter mucha producción si quieren. A ver qué hacen en la reunión de noviembre de la OPEP, si se limitan a cubrir Venezuela e Irán o algo más. Desde luego curiosidad por cómo actuarán, si fuese ellos probablemente seguiría tanteando al mercado como en junio, abriendo un poco el grifo para que parezca que apoyan a la economía global con energía barata pero un poco menos de lo que haría falta y así tratar de afianzar los precios.

      Salu2 Cordiales

  2. Gracias Josep, muy bien como siempre. Mis comentarios:

    DEMANDA

    El coche eléctrico no afectará de momento. Aunque se compraran 100% eléctricos hoy día, se tardarían 10-20 años en reponerse la flota (tasa de reposición) y además los coches ligeros representan sólo el 20-25% del consumo de petróleo mundial. Cuando las baterías bajen de 100$/kWh empezaríamos esa curva de S con subida violenta de las ventas de EV , y a partir de ahí, contar esos 10-20 años. Es decir, como dices, al petróleo aún le queda, porque por si fuera poco la demanda aumenta a razón de 1Mbd al año porque el transporte aéreo aumenta rápido, los petroquímicos, etc. Aunque, voy más allá. Se habla del EV, que como vemos tendrá efecto limitado y más suava de lo que se piensa, además existe un incremento de coches anual (en su mayoría combustión) de en torno al 1-3%, que sobre 1200 millones de coches, es mucho. Pero de una cosa no se habla, y es la mejora de la eficiencia de los motores. Se estima que sea de un 3% anuald del parque, de forma que eclipsa el aumento de éste. Lo que no llega a eclipsar es, como digo, al aumento del transporte marítimo, aéreo e industria petroquímica y plásticos.
    La conclusión es que el pico del petróleo existirá, pero el de los coches puede ser en torno a 2025, y el del total del consumo de crudo, en torno a 2035. Pueden ser 10 años más o menos, pero queda lejos en cualquier caso. ASí que de acuerdo con la tesis.

    OFERTA

    De acuerdo con todo. Pero puntualizo una cosa que puede ser importante.
    Los pozos de Fracking tienen una cosa que no tiene la extracción tradicional. Se abren y se cierran muy rápido. El barril sube por encima de X, abren. El barril baja por debajo de X, cierran. Esto hace que el mercado del petróleo se haga mucho más elástico. Funciona como un buffer que mantendrá el precio más estable, creo, los siguientes años, adecuándose a la demanda mejor. Efecitvamente históricamente, mis-matches pequeños entre oferta y demanda del 1-3% han provocado que el precio se mueva un 50%. Esto no se cambia de la noche a la mañana, pero como digo el franking sí puede influir bastante en que esto deje, en parte, de ser así.

    No creo que lleguemos a precios sostenidos de 100$, pero tampoco de 40$, y lo que es seguro es que las inversiones no hechas en los años anteriores se tienen que hacer ya.

    Crees que a un precio de unos 70$/barril durante 2-4 años los offshore drillers volverían a tener demanda y subiría el precio de sus contratos?

  3. Hola MI! Gracias por tus apuntes, ya sabes que son muy apreciados. Sí la cifra mágica para el VE parecen ser esos $100/KWh que comentas, una reducción de peso y tiempo de carga sería un impulso adicional. Hace un par de meses vi la presentación del futurible camión eléctrico de Tesla y me quedé pasmado porque si un coche con motor de 150CV lleva 300+ Kg de baterías, cuántos kg debería llevar un camión con motor de 1500CV? No lo dijeron, claro.

    Sobre tu pregunta, en teoría sí, la mayoría del offshore es viable a esos precios y las petroleras se verían más incentivadas a comprometer inversiones a largo plazo.

    Una cosa que no comenté sobre Ensco y los offshore drillers es que de estar disponibles buenos negocios a precios razonables no las hubiese considerado. Lo que quiero decir es que la 1a opción es tratar de aprovechar oportunidades cuando surgen buenas compañías baratas. Los offshore drillers son negocios mediocres y llevan un componente especulativo, así que la única “protección” que se me ocurrió fue enfocarlo como un “asset play” estilo tankers, preferiblemente comprando por debajo de NAV. Tal vez se les pueda dar un poco más de cuerda porque su deuda es mayormente unsecured en lugar de secured como tienen las compañías de petroleros y además también suelen tener algo menos de proporción de deuda sobre activos, pero vamos, intentando buscar un elevado margen de seguridad.

    Salu2 Cordiales

  4. genial trilogía, muy agradecido por compartir, he aprendido mucho sobre el sector, impresionante, una reflexión que me hago, y que no se si está contestada o no he sabido extraer. Esta claro que el factor petroleo es determinante, dentro de los distintos metodos de extraacción sería este el sector más favorecido? quizas offshore sea el mas penalizado o disfruta de mayor margen de seguridad? parece que las mayores reservas están en Arabia Saudi si no he entendido mal, puede la mayor inversión venir de aquí o de que paises? puede determinar esto el sector más favorecido? demasiadas preguntas quizas! bueno, responde las que considres, mil gracias por adelantado, un saludo

    • Gracias a tí por visitarnos Nicolas Suárez! Me alegro que haya sido de utilidad. Intentaré responder tus preguntas, hasta dónde llegue claro, que siempre hay muchas incógnitas en el petróleo.
      -Arabia Saudí tiene las segundas mayores reservas del mundo, las primeras las tiene Venezuela. Otra cosa es cómo van a explotarlas porque el declive en producción está siendo brutal, sólo este año la producción ha caído más de 500.000 b/d.
      -No entiendo muy bien a qué te refieres con lo de sector más favorecido.
      -En cuanto al offshore como sector penalizado, efectivamente así es comparado con el onshore y especialmente con el shale oil. Las inversiones totales y en pozos marinos han sido muy bajas en los últimos años por parte de todas las petroleras, desde Total, Shell o Chevron hasta nacionales como Petrobras. Se espera un auge en inversiones en sitios como en las costas de Brasil, golfo de Guinea, mar del Norte, etc. Y en general en todo la industria de los hidrocarburos. A medida que a las empresas petroleras les entre más dinero gracias a un petróleo más caro que cubra con creces sus costes podrán dedicar más capex a exploración y producción. Estos 3 últimos años la parte del león en inversiones se la han llevado los americanos con el fracking, pero en total se ha gastado un 50% de lo que se gastaba 6 o 7 años atrás.
      -En cuanto a mayor potencial dentro de la industria, creo que está en las empresas de servicios petroleros debido al diferimiento en renovación de equipos por baja inversión. Algunas de estas empresas han subido ya un poco al mejorar las expectativas, pero aún se pueden encontrar cosas, y entre ellas algunos offshore drillers.

      Salu2 Cordiales

  5. Gracias Josep por tu respuesta, muy agradecido,

    Me refiero al sector más favorecido, de los distintos actores relacionados con oil&gas, services, offshore drilling, etc… cuales serían los más favorecidos por la escasez de oferta, o igual la pregunta es diferente, ante la escasez de oferta y posible busqueda de mas recursos, cuales son los que tienen mayor potencial?

    Arabia puede aumentar la inversión, pero supongo que no precisamente en ofshore, venezuela no lo veo, creo que tiene un gran problema.

    El ofshore supongo está mas penalizado por los mayores costes de extracción y precios pasados del petroleo, si los precios del petroleo bajan creo que tampoco es rentable, siendo esto determinante, que opinas al respecto, muchas gracias

  6. Bueno, dentro de los servicios al oil & gas, como de más potencial diría que los tankers. Los tanker rates que serían el equivalente en superpetroleros a los day rates para los offshore drillers están en mínimos y muchas de estas empresas cotizan por debajo de NAV. Por ejemplo DHT Holdings, Teekay Corp, Scorpio tankers, Euronav, etc. Sólo hablando de potencial eh, que son empresas que llevan su estructura de capital al límite y representan mayor riesgo.
    Al otro extremo tendríamos empresas de servicios líderes como Schlumberger, Halliburton, NOV, etc. O de ingeniería que construyen refinerías y demás como nuestra Técnicas Reunidas. Estas ya han rebotado un poco pero a algunas les queda recorrido.

    Salu2 Cordiales

  7. muchas gracias Josep por tu respuesta, cuando hablas de el otro extremo, supongo te refieres al sertor servicios menos desfavorecidos, lo cual es lógico, sin son los primeros en la cadena, la busqueda y en tierra que es más barato.
    Un cosa interesante que le escuché a Parames hace no mucho, es que en tankers, y concretametne TK, la deduda es de cada barco, es decir si hay un impago pierden el barco, pero no la empresa, esto es así en offshore?, porque esto quitaría muchas presión de quiebra, un placer seguir tus aportaciones, un abrazo

    • Gracias a ti por pasarte. Vamos por partes.
      Cada empresa es singular pero en general los offshore drillers tienen mayormente “unsecured debt”, es decir que mientras paguen los intereses no les pueden ejecutar los activos porque no están como garantía. A veces si se los pueden exigir como colateral si su calidad crediticia se deteriora.
      En el caso de los tankers es mayormente “secured debt”, por lo tanto ahí sí están los barcos como garantía de los préstamos. Si se vulnera alguno de los covenants (restricciones al crédito) les podrían incluso ejecutar el préstamo aunque estén al corriente de pago de los intereses. Su estructura de capital está más apurada y tienen más preferentes, bonos y convertibles. Su proporción de deuda sobre el capital total es mayor.

      Lo que dice Paramés es cierto. Si necesitan barcos para sus operaciones o ven que están baratos los incorporan, y si se pasan de frenada con la deuda se deshacen de ellos. Es como si tuviésemos una hipoteca y dejasemos de pagar las cuotas, entonces el banco se la quedaría. Si bien hacer el acordeón con la flota puede dar un poco de margen, no es protección contra la quiebra, de hecho en épocas de vacas flacas pueden acabar en bancarrota igual que cualquiera.

      Salu2 Cordiales

  8. Regla de tres: Si la electricidad “se come” al petroleo, la electricidad “se come” los 11.570 millones de euros que el estado ingresa por el Impuesto de Hidrocarburos.
    Si el recibo de la luz ha subido el 85,7% en los últimos 15 años… respiraremos aire limpio pero moriremos ahogados con la factura de la luz.

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