Tesis de inversión Antero Resources

Nuevamente Josep nos trae una nueva de inversión vinculada al negocio del sector energy en USA, unos de los grandes afectados por la geopolítica como hemos podido comprobar esta semana con el ataque a 2 buques en el Golfo de Omán.  Sin más os dejo la primera entrega de esta tesis de inversión Antero Resources.

Antero Resources corp. es una gasística americana, una E&P Exploración y Producción con sede en Denver, Colorado, que explota yacimientos al noroeste de US. Es por lo tanto una compañía relacionada con las commodities, el petróleo y el gas, de cuyos precios depende.

“Investing consists in figuring out when it´s safe and wise to concentrate” -Charlie Munger-

Antero es una compañía decente pero no disfruta de los mejores atributos, consecuentemente esta no es una de esas ocasiones en las que hay que poner toda la carne en el asador. Al mismo tiempo está barata, muy barata, y a los precios a los que cotiza creo que hay un buen margen de seguridad.

Eso no significa que no pueda caer más. Como casi siempre, en este valor entré demasiado pronto y ha seguido cayendo. Cuando entramos en una compañía y pensamos que vale más de lo que cotiza, inconscientemente creemos que va a ir inmediatamente para arriba, sin embargo las probabilidades de que vaya para arriba o para abajo están al 50%.

Si compramos a 10 pensando que vale 20 y cae a 5, eso provoca una disonancia cognitiva, al menos a corto plazo, porque está ocurriendo lo contrario de lo que pensamos debería ocurrir. Si hemos hecho un buen trabajo con la valoración y no ocurren sorpresas desagradables, a largo plazo sí debería ir para arriba, pero no sabemos cuándo.

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#Antero $AR Antero Resources chart

A post shared by @ finanzasmania on Jun 16, 2019 at 9:26am PDT

Antero salió a cotizar en el parqué del NYSE en octubre 2013 a $38 y en menos de 6 meses casi dobló su valor, entonces el shale gas estaba de moda. Desde máximos de más de $60 en mayo 2014 ha caído un 88% hasta los $7-8 en mayo 2019.

AR perfora sus pozos en las cuencas Marcellus y Utica, en la región de los montes Apalaches en la intersección de los estados de Pennsylvania-West Virginia-Ohio, su “core drilling acreage” está en West Virginia. De Marcellus sale el grueso del shale gas americano, gas de esquisto por fractura hidráulica. Antero Resources es la cuarta productora de gas natural en US y la primera productora de NGLs Natural Gas Liquids, principalmente etano y propano, con algo de butano, además también saca un poquito de petróleo que sólo representa el 2-3% de la producción total. Antes de meternos en faena con el análisis, no hay que anclarse en cuál fue su precio pasado porque informa poco a la hora de tomar una decisión de inversión de cara al futuro. De todas formas unas cuántas preguntas surgen inmediatamente observando la gráfica de cotización :

¿Hay riesgo de quiebra inminente? No

¿Fraude tal vez? No parece

¿Dilución continuada de las acciones? No

¿Riesgo de expropiación? Please, this is an american company.

¿Se enfrenta a graves litigios medioambientales o de otra índole? No

¿Tiene problemas serios de liquidez? No

¿Tiene excesiva deuda? No. 2,1-2,5x Deuda Neta/EBITDAX no es poco pero es aún razonable para una E&P.

¿Sus reservas de gas y petróleo están menguando? Para nada, están creciendo en los últimos años.

¿Sus costes de producción son demasiado elevados? Pues tampoco. Está en la parte media de la curva de costes.

Entonces ¿Qué le pasa? Pues le pasa lo mismo que a algunas de sus competidoras de Marcellus como Range Resources, EQT, Consol Resources, etc.

The bad news first

Las reservas de petróleo y gas en US se han duplicado en los últimos 10 años gracias al desarrollo del shale oil & gas. Curiosamente el problema del shale gas está siendo el shale oil. Las petroleras de la cuenca Permian en Texas, la más prolífica de US, han aumentado muchísimo la producción durante los últimos años y siguen aumentándola. Esa producción de petróleo viene acompañada de una producción de gas natural como subproducto que también crece mucho. Así, el total de producción de gas natural no ha parado de crecer en los últmos años, especialmente a partir de 2016, y principalmente gracias a las aportaciones de las cuencas de Marcellus y Permian.

Desde septiembre 2016 la producción de gas natural (dry gas) ha subido desde 70Bcf/d hasta casi 90Bcf/d actuales (Billions of cubic feet per day), lo que significa cerca de un 30% de incremento en menos de 3 años. Algo sin parangón. La demanda también creció pero ni de lejos a ese ritmo, y las terminales de exportación de LNG Liquified Natural Gas no pueden absorber tal crecimiento, lo cual presiona el precio del gas natural a la baja.

En Texas suelen gastar la broma de que si haces un agujero y no sacas petróleo tienes otra oportunidad, si haces un agujero y sacas gas, estás despedido. El énfasis está en el petróleo y el gas natural asociado a la extracción de petróleo es sólo un subproducto. El aumento del subproducto disponible se ve acuciado por el déficit temporal de infraestructuras para llevarlo al mercado, mira que hay un montón de tuberías y aún así faltan gasoductos y oleoductos en Texas.

La producción de gas natural en Permian ha pasado de cerca de 7Bcf/d hace un par de años a los cerca de 10Bcf/d en la actualidad, y representa más del 11% del total de gas natural producido en US. Esa producción de gas asociado está previsto que vaya a representar aproximadamente el 60% del crecimiento en oferta de gas natural, llegando a representar el 14% del total de producción para 2023. Mientras el petróleo acompañe, el gas natural les sale muy barato a los Texanos.

Bastantes petroleras de Permian podrían llegar a ganar dinero incluso con un precio del gas negativo siempre que el precio del petróleo fuese lo bastante elevado para compensarles. Y a veces el exceso de gas que acompaña al petróleo simplemente se quema, “flaring”.

Se da prioridad a los oleoductos, y los nuevos gasoductos previstos no van a entrar en servicio hasta 2020, para entonces el nuevo acuerdo de exportación con Mexico y la necesidad de LNG habrán probablemente aumentado la demanda.

El shale oil de Permian con su gas asociado tiene mucha cuerda todavía y nadie sabe hasta dónde puede llegar. Últimamente también está el recrudecimiento de la guerra comercial con China que impuso nuevos nuevos aranceles a las exportaciones de gas americano como represalia a las acciones de Trump, cuando muchos daban por hecho un acuerdo y un posible compromiso de compra masiva de energía americana por parte de los orientales, ocurrió lo contrario.

Todas estas razones hacen que el sentimiento en estos momentos sea negativo para el Natty (Gas Natural) y las E&P gasísticas americanas. ¿Va a seguir esta tendencia? Es posible que siga durante cierto tiempo, incluso que empeore. ¿Va a seguir indefinidamente? Pues sería la 1ª vez que pasa algo así ¿Por qué?

• Ley de los grandes números y ley de los rendimientos decrecientes. Los pozos de shale tienen tasas de declive enormes, del 50%-70% el primer año, con lo cual a medida que el número de pozos crece cada vez es más difícil incrementar la producción. Imaginemos que encendemos una vela, y esa vela se va consumiendo perdiendo el 50% de su intensidad lumínica rápidamente y después más lentamente. A medida que vamos añadiendo más velas, cada vez un mayor número pierde el 50% de su intensidad lumínica inicial. Y cada vez es más difícil aumentar la intensidad lumínica total porque necesitamos cubrir el declive de más y más velas encendiendo un número aún mayor. Este proceso tiene unos retornos decrecientes y además no puede durar ad infinitum porque el número de velas disponibles es finito y como más velas gastamos menos quedan. Los hidrocarburos, al igual que las velas, también son un recurso escaso.
• Ley del movimiento perpetuo. ¿Qué ley es esa? ¡Exacto! El movimiento perpetuo no existe ni en la física ni en la economía. Las tendencias no continúan para siempre. El precio de los hidrocarburos podrá subir o bajar, pero tarde o temprano las fuerzas del mercado actúan reajustando los precios al equilibrio de oferta-demanda. Ese precio de equilibrio no es fijo y también se mueve, pero a largo plazo va a tender hacia el coste marginal de producción. Ese coste marginal ha ido bajando en los últimos años y puede seguir bajando, en la actualidad se estima un poco por encima de $3/MMBtu Millions of British Thermal Units para el gas natural de Marcellus, un precio superior al actual strip price de la curva de futuros del NYMEX.

Muchos de mis errores de inversión se han debido a extrapolar una situación, buena o mala, del presente hacia el futuro. Inconscientemente estamos primados para otorgar más peso a tendencias y acontecimientos recientes, son las heurísticas de representatividad o de negligencia de probabilidad.  Si algún tipo de compañía o grupo de compañías presentan el suficiente margen de seguridad y la tendencia negativa en la que están envueltas no tiene por qué ser definitiva, entonces se pueden considerar. Y eso está pasando en algunos segmentos del sector energía y las commodities.

The good news

Vamos a ver las proyecciones a futuro porque hay un par de oleadas más de inversión en terminales de exportación de LNG que pueden suponer un significativo aumento en la demanda de gas natural.

Hay un montón de capacidad adicional prevista, y probablemente no acaben construyéndose todas estas terminales, pero las que sí lo hagan necesitarán ser abastecidas. ¿Qué pasaría si la mayoría se acabasen construyendo?

Lo que parece, es que va a hacer falta mucho gas en el mundo y por eso se proyectan tantas terminales de exportación de LNG. Ese gas va a provenir de las cuencas con menores costes de producción, entre ellas Marcellus. Se vislumbra como la energía de transición hasta que algo mejor aparezca, es menos contaminante que el carbón o el petróleo y no presenta el problema de la intermitencia de las renovables, ya que el sol sólo luce la mitad del día y el viento sólo sopla el 40% del tiempo.

No tengo ni idea de cuál será la realidad futura para el gas natural pero la sobre-oferta es posible que en algún momento deje de estar ahí, de hecho el guidance de muchas E&P de Marcellus para 2019 incluye una moderación en volúmenes de extracción, va a ser más difícil ver crecimientos de producción del 10-15% como en años pasados, serán más modestos, y en otras cuencas serán planos o decrecientes. Si bien de momento las perspectivas siguen siendo de mucha producción a corto-medio plazo,

Algunas voces apuntan a que nos estamos acercando al límite tecnológico en desarrollo de técnicas de perforación horizontal y de que el crecimiento en productividad está llegando a una meseta. Según Schlumberger el declive de los pozos de shale oil podría ser mayor del previsto en algunas zonas.

En Wood McKenzie que es una de las consultoras más reputadas en petróleo dicen que algunos pozos en zonas calientes de Permian como Wolfcamp estarían perdiendo casi el 15% de output anualmente (a los 5 años) comparado con un declive inicialmente esperado del 5-10%, así que algunos pozos estarían declinando hasta 2x más rápido de lo esperado :

«If you were expecting a well to hit the normal 6% or 8% after five years, and you start seeing a 12% decline, this becomes more of a reserves issue than an economics issue.,.-R.T. Dukes, Wood Mackenzie-”.

Es decir, algunas reservas estimadas podrían ser menores y valer menos de lo que se supone que valen. De momento sólo es en algunas zonas y está por ver cuál es el impacto real de todo esto.

La mayor demanda de gas natural proviene de la producción industrial y de la generación de energía. Ambas se prevén que vayan aumentando un ritmo ligeramente por debajo del PIB, quizá un poco más rápido para uso industrial. Sin embargo la demanda de gas para plantas de energía puede variar considerablemente según los precios del gas ya que cuando el gas natural está cerca de $2 por mil pies cúbicos resulta más barato producir electricidad a través del gas que a través del carbón, y entonces las utilities americanas aumentan sus compras. Sin embargo cuando el gas está a más de $3 ocurre lo contrario.

Eso puede provocar volatilidad en la demanda y en los precios que se pueden ver afectadas a la vez por otras fluctuaciones estacionales cuando se recrudece el invierno o cuando sube el calor en verano, lo que significa más energía para calefacción o aire acondicionado, y por lo tanto también más electricidad y más gas para producirla. Así que hay que tener claro que el precio del gas va a fluctuar, a veces violentamente, come este invierno dónde subió momentáneamente hasta los $4,5/Mcf por una ola de frío en US, eso también podría afectar a las operaciones y a la cotización de las compañías relacionadas.

A diferencia de las E&P puras en gas natural, Antero Resources es el productor nº 1 americano de NGLs y cuenta con un 33-40% de su mix de producción sobre ventas en esos NGL, los cuales cotizan en paralelo al barril de petróleo, eso le permite cierta flexibilidad. Sobrevivió al temporal de 2016 cuando se dieron los peores precios en el petróleo y el gas de los últimos años gracias a tener su producción cubierta a un precio superior al de mercado vía derivados (hedging), y es una de las compañías más eficientes gestionando sus coberturas.

Por supuesto si el oil & gas cayese de forma prolongada no tendría escapatoria y a largo plazo ni siquiera el hedging la salvaría. A diferencia de majors como Chevron o Exxon, se diría que el mercado ha perdido fe en algunas de estas E&P medianas como Antero, años de expandir producción y de tener poco que mostrar en forma de beneficios han contribuido a ello.

Los Orígenes

El CEO actual Paul Rady y el Chairman-CFO Glen Warren tienen una dilatada experiencia en el mundo del petróleo y el shale. Fundaron Antero en 2002 junto con Warburg Pincus, Yorktown y Trilantic como private equity sponsors. Primero se centraron en la cuenca Barnett de Texas y 3 años después en 2005 vendieron la empresa por $685M a XTO Energy, que ahora es parte de Exxon. Dos años más tarde la actual Antero se fundó con los mismo gestores e inversores, inicialmente operando en Oklahoma y Colorado, posteriormente dichos activos se vendieron para trasladarse a Marcellus.

Empezando con sólo un pozo en 2009 y habiendo salido a bolsa en octubre de 2013, Antero Resources es hoy en día uno de los líderes en extracción de gas natural y el líder en extracción de NGLs en US. Paul Rady y Glen Warren siguen al pie del cañón controlando el 9% de la compañía mientras que los private equity sponsors han ido reduciendo su participación.

Simplificación de la estructura

Ha habido muchos cambios recientes en la estructura corporativa de Antero y tenemos que ponernos en antecedentes. Las compañías petroleras y gasísticas se dividen en :

• Exploración y producción.
• Transporte-oleoductos,
• Refino-gasolineras.

Compañías integradas como Shell o BP incluyen a los 3 segmentos. Hasta hace 3 meses Antero comprendía los segmentos de upstream con Antero Resources corporation y el de midstream con Antero Midstream Partners LP + Antero Midstream GP. En el segmento del midstream que se dedica a desarrollar gasoductos, estaciones de bombeo y plantas de procesamiento, es bastante frecuente encontrar estructuras societarias tipo MLP Master Limited Partnership, con cierto parecido a los REITs. Este tipo de sociedades casi no retienen beneficios y reparten el cash flow que generan en dividendos. Se suele decir en broma que en una MLP, el LP Limited Partner (socio capitalista) pone el dinero y el GP General Partner (socio gestor) pone la experiencia, al cabo de los años el LP se queda con la experiencia y el GP con el dinero.

Algo de eso pasaba con Antero. Así la el GP tenía unos IDR Interest Distribution Rights sobre el LP, estos IDR suponían derechos preferentes sobre los dividendos. O sea que cada año una parte de los dividendos subían por la estructura societaria directamente a Antero Midstream GP. Y no sólo eso, los ínclitos Mr. Rady y Mr. Warren junto con sus amigos del Private Equity poseían acciones restringidas clase B en el GP que les otorgaban derechos especiales sobre los dividendos preferentes. Hablando en castizo, una chorizada doble y agravio comparativo con el pequeño inversor. Tal despropósito empezó a cambiar el año pasado cuando se anunció la desconsolidación-simplificación societaria.

Este cambió societario culminó en el mes de marzo 2019. Por un lado Antero Midstream Partners LP y Antero Midstream GP se simplificaron en una sola compañía deshaciendo la MLP y pasando el  negocio de midstream a ser una corporación llamada AM Antero Midstream corp. Los dichosos IDR desaparecen y la chorizada también, bueno, si excluimos algunas stock options. La actual estructura organizativa simplificada queda así.

La participación AR en el midstream, anteriormente del 58%, ha menguado hasta el 31% en la nueva AM, recibiendo AR $300M en compensación, los cuales ha utilizado para reducir su deuda. El proceso de reducción de deuda y simplificación se ha financiado con una venta parcial de su hedge book. Los resultados de AM ya no aparecen consolidados dentro de AR Antero Resources corp. al haber bajado la participación a menos del 50%, y se contabilizan a partir de este año por el equity method según el % de participación en los beneficios de AM que le correspondan.

Casi me pierdo tratando de describir los hechos, espero que se entienda, de todas formas lo importante de cara al futuro es que el choriceo ha cesado y la estructura societaria se ha racionalizado y simplificado. Rady y Warren controlan el 9% de AR y el 10% de AM, lo que representa una parte significativa de su patrimonio, hay por lo tanto “skin in the game” y no son malos operadores. Eso sí, teniendo en cuenta los precedentes habrá que vigilar un poco al management.

Bien, lo expuesto hasta ahora ya nos da pie para una valoración preliminar. Si AR controla el 31% del midstream AM, como mínimo debería valer eso y algo más por el upstream ¿Verdad? Bueno, antes habría que ver cómo está la deuda y el resto de activos de AR, cosa que haremos, pero sería una primera aproximación “a cuchillo jamonero”. Vamos a ver rápidamente si el valor de AM se sostiene. En AM han dado un guidance para este año de $1,24/acción en dividendo, cubierto justito por DCF Distributable cash flow, lo que representa actualmente casi un 10% de rentabilidad por dividendo. Hay que decir que AM también se ha llevado un varapalo cuando rebajaron el guidance de crecimiento del dividendo, de un 20% anual en 2018 al actual 7-9%, y más varapalo se llevaría si tuviesen que recortarlo.

El renovado énfasis de AM está en aumentar la cobertura del dividendo hasta 1,2-1,3x DCF. La deuda no es elevada y un ratio actual de 3,1x Deuda Neta/EBITDA la sitúa en el rango bajo de las midstreams, por ejemplo si la comparamos con Kinder Morgan corp, una vieja conocida en este blog, KMI tiene una deuda neta sobre EBITDA de 4,5x, si bien con mejores activos. Bueno, no veo peligro inminente y por ese dividendo el mercado podría pagar como poco 10-11x. Más o menos esto es lo que está pagando ahora porque las acciones de AM cotizan alrededor de $13. Entonces :

$13/acción de AM x 507M de acciones AM x 31% de participación de AR en AM = $2000M.

AR cotiza mientras escribo estas líneas a unos $7/acción, que son unos $2200M de capitalización bursátil para sus 309M de acciones, es decir, nos llevaríamos AR por unos $200M (2200-2000). Y si contásemos los derivados que constan en el balance a unos $300M mark-to-market, sólo los activos líquidos de AR ya más que cubrirían su cotización y el negocio de upstream podría salir gratis. Antes de que nos invada el entusiasmo hay que tener en cuenta que los ingresos de AM provienen de los volúmenes de gas natural y NGL que le suministra AR, así que ambas empresas van en tandem, si se hunde el upstream con ella arrastra al midstream. También queda por comprobar el resto de activos junto con la deuda, pero de entrada pinta bastante bien.

En la próxima entrega nos meteremos ya con el modelo de negocio y los números. ¡Hasta muy pronto!

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.