Factores Crediticios Clave para la Industria de Servicios y Equipo
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Criterios .................................................................................................................................................. Criterios | Empresas | Industrias Factores Crediticios Clave para la Industria de Servicios y Equipo para Campos Petrolíferos Fecha de publicación en inglés (global): 16 de abril de 2014 Fecha de publicación en español: 17 de marzo de 2015 Contactos analíticos: Paul B Harvey, Nueva York 1 (212)-438-7696; [email protected] Luciano D. Gremone, Buenos Aires 54 (114)-891-2143; [email protected] Oficiales de criterios: Mark Puccia, Nueva York 1 (212)-438-7233; [email protected] Gregoire Buet, Nueva York 1 (212)-438-4122; [email protected] Peter Kernan, Londres 44 (20)-7176-3618; [email protected] WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 1 Índice .......................................................................................................................................... • ALCANCE DE LOS CRITERIOS • RESUMEN DE LOS CRITERIOS • IMPACTO SOBRE LAS CALIFICACIONES ACTUALES • FECHA DE ENTRADA EN VIGOR Y TRANSICIÓN • METODOLOGÍA • Parte I – Análisis del riesgo de negocio • A. Riesgo de la industria • B. Riesgo país • C. Posición competitiva (incluyendo rentabilidad) • Parte II – Análisis del riesgo financiero • Parte III – Modificadores de calificación • CRITERIOS Y ANÁLISIS RELACIONADOS WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 2 Criterios | Empresas | Industrias Factores Crediticios Clave para la Industria de Servicios y Equipo para Campos Petrolíferos (Nota del editor: Este artículo sustituye a “Key Credit Factors: Global Criteria For Rating Oilfield Services And Equipment Companies”, publicado el 30 de julio de 2012). 1. Standard & Poor’s Ratings Services está refinando y adaptando su metodología y supuestos para sus Factores Crediticios Clave para la Industria de Servicios y Equipo para Campos Petrolíferos. Publicamos este artículo para ayudar a los participantes del mercado a entender mejor nuestro enfoque al revisar los factores crediticios claves en esta industria. Este artículo está relacionado con nuestros criterios para calificar empresas (véase “Criterios para calificar empresas”, publicado el 19 de noviembre de 2013) y nuestro artículo sobre criterios “Principios de las Calificaciones Crediticias”, que publicamos el 16 de febrero de 2011. 2. Estos criterios sustituyen a “Key Credit Factors: Global Criteria For Rating Oilfield Services And Equipment Companies”, publicado el 30 de julio de 2012. I. ALCANCE DE LOS CRITERIOS 3. Por empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos nos referimos a emisores que obtienen la mayor parte de sus ingresos del gasto de inversión de la industria de exploración y producción (E&P), que a su vez, en gran parte, depende de las expectativas para los precios del petróleo y gas natural. Los servicios y equipo proporcionados incluyen los servicios y equipo de fracturación hidráulica, mantenimiento y estimulación de pozos, manufactura de equipo de servicio y perforación para pozos, servicios sísmicos y servicio y equipo de compresión. Hacemos una distinción entre los segmentos de perforación por contrato y los servicios para campos petrolíferos de la industria de servicios y equipo para campos petrolíferos. Aunque comparten el mismo riesgo de la industria, tienen características distintas que afectan la calidad crediticia de los participantes. 4. Estos criterios no son aplicables para el segmento de perforación por contrato de la industria de servicios, equipo para campos petrolíferos y perforación, pero no es poco común que exista cierta superposición entre los segmentos de servicios para campos petrolíferos y perforación por contrato (véase “Factores Crediticios Clave para Empresas de Perforación por Contrato”, publicado el 16 de abril de 2014 en RatingsDirect). Para las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos que participan en otros negocios, incluyendo perforación por contrato, nuestro enfoque para evaluar su riesgo país, riesgo de la industria y posición competitiva en general es el mismo que se describe en “Metodología para calificar empresas”. II. RESUMEN DE LOS CRITERIOS 5. Nuestros criterios para analizar a las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos aplican nuestros criterios para calificar empresas. Calificamos a la industria de servicios y equipo para campos petrolíferos como ‘3’, lo que significa que es una industria de ‘riesgo intermedio’ de acuerdo con nuestros criterios, dado su comportamiento cíclico de riesgo ‘intermedio’ (3) y el riesgo competitivo y crecimiento ‘intermedio’ (3). Al evaluar la posición competitiva de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, hacemos particular énfasis en la posición de mercado, la diversidad de producto, la complejidad tecnológica y diversidad geográfica. Además, dada la alta demanda de capital de la industria durante los picos cíclicos, consideramos la capacidad de la empresa para generar flujo de caja libre en la mayor parte de los puntos del ciclo de la industria para respaldar el crecimiento futuro como un factor importante cuando evaluamos el riesgo financiero de una empresa y utilizamos el flujo de efectivo operativo libre (FOCF, por sus siglas en inglés) a deuda como el índice complementario preferido. III. IMPACTO SOBRE LAS CALIFICACIONES ACTUALES 6. No esperamos que estos criterios deriven en ningún cambio de calificación. IV. FECHA DE ENTRADA EN VIGOR Y TRANSICIÓN 7. Estos criterios entran en vigor de manera inmediata, a partir de la fecha de publicación. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 3 V. METODOLOGÍA Parte I – Análisis del riesgo de negocio A. Riesgo de la industria 8. Dentro del marco de nuestros criterios para calificar empresas para evaluar el riesgo de la industria, consideramos a la industria de perforación, equipo y servicios de petróleo y gas como una industria de ‘riesgo intermedio’ (3). Nuestra evaluación del riesgo de la industria para las empresas de perforación, equipo y servicios se deriva de nuestra evaluación del comportamiento cíclico de riesgo ‘intermedio’ (3) del segmento y de nuestra evaluación de que la industria garantiza una evaluación de riesgo competitivo y crecimiento (3) ‘intermedio’. 9. Las causas clave del comportamiento cíclico en la industria de perforación, equipo y servicios de petróleo y gas incluyen los presupuestos de gasto de inversión para la industria (E&P), que están directamente influenciados por las expectativas de la administración de los precios de crudo, gas natural y líquidos de gas natural. Además, las tarifas de renta (denominadas en la industria como “tarifas por día”) también pueden variar de manera significativa con las fluctuaciones de los precios de las materias primas básicas (commodities) y están sujetas a las fuerzas del mercado basadas en la demanda y la disponibilidad de plataformas y equipo de servicio. Ciertamente, el exceso en el desarrollo de capacidad durante los periodos de expansión pueden disminuir las tarifas por día hasta que la demanda se equilibre con la oferta. La demanda de plataformas y de equipo de servicio y las tarifas por día también varían dependiendo de las plataformas y capacidades del equipo, con equipo más nuevo y de más alta especificación que demuestra una menor demanda de comportamiento cíclico e impone tarifas más altas por día. Finalmente, la diversidad geográfica y de producto puede proporcionar una cierta estabilidad sin una caída en el mercado mundial. Por ejemplo, en el periodo subsiguiente al derrame petrolero de Macondo en el Golfo de México y la subsecuente moratoria de perforación, las empresas con mercados fuera de la zona de Estados Unidos en el Golfo de México pudieron mover las plataformas y/o servicios a otros mercados y compensar la pérdida de negocios en el Golfo. Sin embargo, las empresas enfocadas en la zona de Estados Unidos en el Golfo de México sufrieron un rápido deterioro en el desempeño financiero, lo que se tradujo en varias acciones negativas de calificación. Del mismo modo, tener múltiples líneas de productos protege contra un sobreabastecimiento y obsolescencia técnica de una línea de equipo o servicio. 10. Al estudiar a las perforadoras por contrato, existen diferencias importantes en los fundamentos del mercado entre plataformas de diferentes clases técnicas. Las plataformas de perforación costa afuera generalmente se clasifican con base en la profundidad máxima del agua en que pueden operar y sus especificaciones técnicas. Generalmente desglosamos las flotas de perforación costa afuera utilizando la siguiente clasificación: plataformas flotantes o barcos de perforación de aguas ultra profundas, plataformas flotantes de aguas profundas, plataformas flotantes de aguas de profundidad media, plataformas tipo “jack-up” de alta especificación y plataformas tipo “jack-up” comoditizadas. Esperamos que las unidades de aguas ultra profundas se beneficien de una demanda muy alta, con muchos clientes prefiriéndolas incluso en aguas de menor profundidad debido a su capacidad para perforar pozos más rápido y a su equipo más confiable. Las plataformas de aguas ultra profundas también tienen la capacidad para trabajar en un ambiente de climas duros. Las plataformas más viejas y con menor capacidad están saliendo del mercado y se ponen fuera de servicio. Las plataformas de perforación en tierra generalmente se clasifican con base en su potencia máxima y otras especificaciones técnicas (mesa rotatoria o top-drive, mecánica o movilidad pozo a pozo). Generalmente desglosamos las flotas de perforación en tierra en dos segmentos: plataformas de tierra de alta especificación para perforación de lutitas y plataformas de tierra de baja potencia utilizadas principalmente para pozos verticales. 11. Para las perforadoras por contrato, los contratos de largo plazo pueden amortiguar la exposición a la volatilidad del sector de petróleo y gas y son particularmente frecuentes con las plataformas costa afuera y los barcos de perforación de alta especificación. Sin embargo, la capacidad para recontratar a tarifas favorables sigue siendo una preocupación. Las plataformas de aguas profundas y aguas ultra profundas de alta especificación pueden tener contratos de varios años, mientras que las plataformas tipo “jack-up” para aguas menos profundas y en tierra pueden tener contratos solo por la duración de un pozo, elevando la potencial volatilidad. En la mayoría de los casos, las empresas de perforación por contrato se comprometen a convenios de operación por un periodo a una tarifa por día específica con cierta capacidad limitada para compensar los costos más altos. Además, la empresa de perforación por contrato puede ser responsable del tiempo de inactividad debido a problemas de operación. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 4 12. En contraste con el segmento de perforación costa afuera, las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos usualmente tienen contratos de corto plazo que no proveen la estabilidad de ingresos que se observa con mayor frecuencia en el sector de perforación costa afuera. Como resultado, las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos son más susceptibles a las fluctuaciones cíclicas y a una volatilidad más alta de flujos de efectivo y rentabilidad. Por lo tanto, las relaciones a largo plazo con empresas grandes y financieramente fuertes son un factor importante debido a su capacidad para mantener el gasto de inversión en la mayoría de los precios de hidrocarburos. Un beneficio para la industria de servicios y equipo para campos petrolíferos es su capacidad para responder rápidamente a las condiciones cambiantes del mercado, desarrollando equipo nuevo cuando crece la demanda y, a la inversa, la capacidad para dejar fuera de servicio al equipo y personal relacionado cuando cae la demanda. Esto permite a las empresas limitar el deterioro del margen de operación y respaldar la liquidez durante las condiciones débiles del mercado. 13. La industria de perforación, equipo y servicios de petróleo y gas está sujeta a una importante regulación que varía por país, como la prohibición de Francia sobre el uso de tecnologías de fracturación hidráulica. Además, puede haber mayores variaciones de la región dentro de un país, como se observa en las nuevas regulaciones de Estados Unidos que pueden necesitar de nuevos protocolos o mejoras de equipos que dificulten las operaciones y afecten la rentabilidad. Las empresas de perforación por contrato y servicios también están indirectamente expuestas a los riesgos ambientales. Con frecuencia las empresas E&P proporcionan fuertes protecciones contractuales, como indemnizaciones, durante el curso de las operaciones. Sin embargo, como se demostró durante la explosión del pozo Macondo en 2010, los eventos ambientales extremos con grandes daños económicos y sustanciales costos legales y de saneamiento pueden hacer que las empresas E&P impugnen dichas indemnizaciones y potencialmente se traduzcan en acuerdos financieros extrajudiciales por los proveedores de perforación y servicios. Comportamiento cíclico 14. Evaluamos el comportamiento cíclico para la industria de perforación por contrato y servicios y equipo para campos petrolíferos como ‘riesgo intermedio’ (3). La industria ha demostrado un comportamiento cíclico promedio – con relación a otras industrias – tanto en ingresos como en rentabilidad, que son los dos indicadores clave que usamos para obtener la evaluación del comportamiento cíclico de una industria (véase “Metodología: Riesgo de la industria”, publicado el 19 de noviembre de 2013). Con base en el análisis que realizamos de los datos de Compustat, las empresas de perforación por contrato y servicios y equipo para campos petrolíferos experimentaron una reducción promedio del máximo al mínimo (PTT, por sus siglas en inglés) en ingresos de aproximadamente 7.7% y una reducción promedio PTT EBITDA de aproximadamente 7.7% durante periodos de recesión desde 1952. Sin embargo, el comportamiento cíclico se ha incrementado y, durante los periodos de recesión desde 1979, la reducción promedio PTT promedió 12.5% y la reducción promedio PTT EBITDA de 8%. Además, en el ciclo económico adverso más reciente (2007-2009), la reducción en ingreso PTT fue del 21.5% y la reducción en la rentabilidad PTT fue 9%, reflejando la creciente volatilidad en la industria, particularmente para las empresas más pequeñas, enfocadas geográficamente. La mayor demanda mundial para hidrocarburos debido al sólido crecimiento del mercado emergente, más recientemente de China e India, y la limitada capacidad de producción en exceso (suponiendo que continúen las limitaciones de exportación de Estados Unidos) junto con una economía mundial estrechamente relacionada, han hecho más susceptibles a las fluctuaciones de la oferta y la demanda a los precios de los hidrocarburos y la demanda generada por servicios para campos petrolíferos, equipo y perforación por contrato, tal como se observó en el ciclo económico adverso de 2007-2009. 15. Con una caída promedio en los ingresos de 7.7% y un deterioro promedio en la rentabilidad de 7.7%, la evaluación del comportamiento cíclico de las empresas de perforación por contrato y servicios y equipo para campos petrolíferos se calibra a ‘riesgo intermedio’ (3). Generalmente consideramos que entre más alto es el nivel del comportamiento cíclico de la rentabilidad en una industria, más alto es el riesgo crediticio para los participantes de la industria. Sin embargo, el ambiente competitivo y crecimiento de la industria puede mitigar o exacerbar el efecto general del comportamiento cíclico en el perfil de riesgo de una industria. Riesgo competitivo y crecimiento 16. Consideramos que la industria de perforación, servicios y equipo de petróleo y gas garantiza una evaluación del riesgo competitivo y crecimiento como ‘intermedio’ (‘3’). Para evaluar el riesgo competitivo y crecimiento, evaluamos cuatro subfactores como riesgo bajo, medio o alto. Estos subfactores son: • Efectividad de las barreras de entrada de la industria, • Nivel y tendencia de los márgenes de rentabilidad de la industria, • Riesgo de cambio secular y sustitución por productos, servicios y tecnologías, y • Riesgo de tendencias de crecimiento WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 5 17. Efectividad de las barreras de entrada de la industria de servicios y equipo para campos petrolíferos – ‘riesgo medio’. Las barreras de entrada en la industria de perforación, servicios y equipo de petróleo y gas son en general moderadas. Factores como el conocimiento de las empresas establecidas de los activos de petróleo y gas natural ayudan a impedir que nuevos participantes sin experiencia entren a la industria. Los servicios y equipo para campos petrolíferos, en general, son creados para las necesidades específicas de la industria E&P y requieren conocimiento de las reservas de petróleo y gas natural y de cómo extraerlos y producirlos. Por consiguiente, las relaciones con el cliente con frecuencia limitan la competencia desde afuera de la industria, debido a que los clientes generalmente prefieren empresas establecidas con buena reputación y conocimiento de la industria. 18. Las empresas grandes y establecidas generalmente tienen servicios y equipos de tecnología avanzada o de vanguardia gracias a significativos esfuerzos en investigación y desarrollo (R&D, por sus siglas en inglés). Esto, a la larga, se permea a través de la industria y limita la posibilidad de que tecnología de “gran avance” entre desde el exterior de la industria. Generalmente las empresas grandes y diversas ofrecen un conjunto de servicios y equipo, que limita la amenaza de la competencia y las hace más competitivas que las empresas más pequeñas con un solo producto. 19. Dentro de la industria, evaluamos la efectividad de las barreras de entrada como de riesgo bajo para las perforadoras costa afuera. La alta demanda de capital del sector (que requiere una masa crítica más alta y acceso a los mercados de capital) junto con contratos comúnmente de largo plazo, proporciona una barrera de entrada excepto para los periodos de máxima demanda. 20. Nivel y tendencia de los márgenes de rentabilidad de la industria – ‘riesgo medio’. Los ingresos y los márgenes de rentabilidad de la industria de perforación, servicios y equipo de petróleo y gas para campos petrolíferos son cíclicos. Los precios del crudo, gas natural y líquidos de gas natural afectan los márgenes de la rentabilidad a través de su influencia en los presupuestos de gasto de inversión de las empresas E&P. Cuando los precios son fuertes, generalmente los presupuestos de inversión E&P se incrementan, lo que a su vez impulsa el crecimiento de la demanda y los márgenes para la perforación por contrato y servicios y equipo para campos petrolíferos. Sin embargo, sucede lo contrario cuando se debilitan los precios de los hidrocarburos, como se ha observado en los precios del gas natural en Estados Unidos y Canadá. Los precios de los hidrocarburos sólidos con frecuencia respaldan el desarrollo de nuevas tecnologías o la redefinición del uso del equipo existente, que generalmente sustenta la mejora en las utilidades, como ocurrió con el auge de la perforación de lutitas en América del Norte. No obstante, los niveles máximos de demanda pueden derivar en una sobre expansión de la capacidad anticipándose a un mayor crecimiento del mercado, lo que puede exacerbar los márgenes débiles durante los ciclos mínimos – como se ve en los segmentos de bombeo a presión en tierra y la logística de fluidos de la industria. 21. La flexibilidad para ajustar los costos operativos, especialmente la mano de obra, retiro de equipo y despido de cuadrillas durante condiciones débiles del mercado, pueden atenuar el impacto de la rentabilidad durante periodos de condiciones débiles del mercado. Con frecuencia, las empresas pueden ajustar los costos parando el equipo y la mano de obra relacionada durante los periodos de demanda baja y reactivándolos conforme mejoran los mercados. Los contratos a largo plazo, en particular para las perforadoras costa afuera contienen, usualmente también incluyen cláusulas de escalamiento de costos que proporcionan cierta protección del margen. No obstante, aunque los márgenes de utilidades pueden mantenerse estables de alguna manera, la rentabilidad absoluta puede fluctuar mucho, especialmente para empresas con tamaño y diversidad limitada. Finalmente, la industria está sujeta a importantes regulaciones de operación y ambientales, existentes y potenciales, que pueden afectar la rentabilidad. 22. Nivel y tendencia de los márgenes de rentabilidad de la industria – ‘riesgo medio’. Esperamos que los hidrocarburos sigan siendo la fuente de energía mundial dominante. Las fuentes alternativas como la nuclear, solar, eólica, geotérmica y los biocombustibles han tenido un éxito limitado hasta la fecha. Además, los grandes consumidores de energía como los motores de vehículos, la generación de energía, manufactura y calefacción de vivienda se han desarrollado alrededor de los hidrocarburos. Aunque el uso del crudo refinado como combustible para los vehículos podría disminuir, con el tiempo puede ser sustituido por el gas natural, otro hidrocarburo. Esto, junto con la creciente demanda de los países desarrollados debe respaldar el gasto de inversión de la industria E&P y generar demanda para la industria de perforación, servicios y equipo de petróleo y gas para campos petrolíferos. Sin embargo, esperamos que la demanda de hidrocarburos se mantenga cíclica y siga los ciclos económicos. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 6 23. Los servicios y equipo que utiliza la industria de perforación y la de servicios y equipo para campos petrolíferos generalmente se desarrollan específicamente para la exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos. Consideramos que la mayoría de tecnologías fuera de la industria no podrían sustituirse fácilmente y requerirían importantes modificaciones para competir con los productos existentes en la industria de servicios para campos petrolíferos. Finalmente, aunque los nuevos servicios, equipos y tecnologías se siguen desarrollando, por lo general provienen de la misma industria y presentan un mayor riesgo para los pequeños proveedores de campos petrolíferos, que pueden dejar de ser competitivos con respecto a sus pares más grandes. 24. Riesgo de tendencias de crecimiento – ‘riesgo medio’. La demanda de energía de las economías en crecimiento, especialmente en Asia y América Latina deberá seguir respaldando el crecimiento de la exploración y producción de hidrocarburos. Las fuentes de energía alternativa han tenido un éxito limitado y se espera que el gas natural y el petróleo sigan siendo las fuentes dominantes. Además, el éxito de la tecnología de fracturación hidráulica en Estados Unidos y Canadá podría demostrar ser un vehículo de crecimiento a largo plazo, si otros países adoptaran la tecnología. El crecimiento futuro debe también provenir de nuevas tecnologías que mejoren los factores de recuperación en los pozos, atajando las reducciones de producción y mejorando la rentabilidad. Además, esperamos que las reducciones de la producción natural en gran parte de los pozos de lutitas en América del Norte perforados durante los últimos años requieran trabajos de servicio para atajar las reducciones de producción y respalden la rentabilidad futura de esos pozos. Finalmente, esperamos que el crecimiento futuro ocurra fuera de los mercados estadounidense y canadiense, en los que ha disminuido el rápido crecimiento de los pozos de lutitas. Si las empresas estadounidenses y canadienses pueden establecer y mantener la exportación de los hidrocarburos a gran escala, deberá beneficiarse el mercado de perforación y servicios. En el subsector de perforación costa afuera, la continua exploración y descubrimiento de grandes reservas de hidrocarburos costa afuera junto con una creciente demanda de mercado emergente, también deberán respaldar la demanda para las perforadoras por contrato costa afuera, especialmente en aguas profundas y ambientes rigurosos. 25. Aunque la tendencia de crecimiento general se mantiene positiva, existirá un comportamiento cíclico. La actividad de perforación de la industria E&P y la demanda asociada de servicios para campos petrolíferos están en gran parte sujetas a los precios del crudo y del gas natural y, en periodos de debilitamiento de los precios, como entre 2007 y 2009, el crecimiento puede ser limitado. Además, el abastecimiento de equipo o los constantes cambios de los patrones de gasto de la industria E&P pueden afectar el crecimiento a corto plazo, como se observó recientemente en Estados Unidos y Canadá. 26. Algunos de los principales factores de riesgo que afectan la tasa de crecimiento de la industria incluyen el ritmo de descubrimiento futuro de nuevas reservas de hidrocarburos y la adopción de regulaciones ambientales más estrictas. En Estados Unidos y Canadá se ha desacelerado el crecimiento en nuevos yacimientos de lutitas y el traspaso de la fracturación hidráulica y tecnologías y servicios relacionados a los mercados internacionales ha tenido poco éxito hasta el momento. También, el público es cada vez más sensible a las potenciales repercusiones de la fracturación y derrames de crudo sobre el medio ambiente. Esto podría disparar o acelerar la adopción de nuevas regulaciones que pueden obstaculizar el crecimiento de la industria. B. Riesgo país 27. El riesgo país juega un papel fundamental en la determinación de todas nuestras calificaciones de empresas en un país determinado. Los factores de riesgo relacionados al país pueden afectar significativamente la calidad crediticia de una empresa, tanto directa como indirectamente. Al evaluar el riesgo país de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, nuestro análisis utiliza la misma metodología que para otros emisores corporativos (véase “Criterios para calificar empresas”). Un factor clave en nuestra evaluación de riesgo de negocios para los emisores corporativos es la evaluación de riesgo país, que incluye el amplio espectro de riesgos económicos, institucionales, mercados financieros y legales que surgen al hacer negocios en un país específico. 28. Generalmente determinamos la exposición al riesgo país usando las utilidades, ya que esta información está disponible regularmente. Sin embargo, podría no captar los riesgos país más allá de aquellos que afectan la potencial demanda. Por lo tanto, si la exposición del país por EBITDA o activos está disponible y es indicativa de un perfil de exposición país sustancialmente diferente, podríamos usar EBITDA o los activos en nuestra evaluación. Este podría ser el caso, por ejemplo, si la huella de producción de una empresa está en países con un perfil de riesgo más alto que de donde provienen sus utilidades o si esos activos no pueden transportarse fácilmente. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 7 C. Posición competitiva (incluyendo rentabilidad) 29. De acuerdo con nuestros criterios para calificar empresas, evaluamos la posición competitiva de una empresa como (1) excelente, (2) fuerte, (3) satisfactoria, (4) razonable, (5) débil, o (6) vulnerable. Al evaluar la posición competitiva para las empresas de servicios y equipos para campos petrolíferos revisamos los siguientes factores de una empresa individual: • Ventaja competitiva, • Tamaño, alcance y diversidad, • Eficiencia operativa, y • Rentabilidad. 30. Evaluamos los tres primeros componentes de manera independiente como (1) fuerte, (2) fuerte/adecuado, (3) adecuado, (4) adecuado/débil, o (5) débil. Evaluamos la rentabilidad mediante la combinación de dos subcomponentes: el nivel de rentabilidad y la volatilidad de la rentabilidad. 31. Una vez que evaluamos por separado la ventaja competitiva; tamaño, alcance y diversidad y eficiencia operativa, determinamos la evaluación preliminar de la posición competitiva mediante la asignación de ponderaciones a cada componente. Las ponderaciones aplicables dependerán del Perfil de Grupo de la Posición Competitiva (PGPC) de la empresa. El PGPC asignado a la mayoría de los emisores de servicios y equipo para campos petrolíferos que calificamos es ‘enfoque en productos básicos/Determinado por el tamaño’, en donde ponderamos los primeros tres componentes de la posición competitiva de la siguiente manera: ventaja competitiva (10%), tamaño, alcance y diversidad (55%) y eficiencia operativa (35%). Esto refleja la alta correlación entre los precios de los hidrocarburos y los planes de gasto de las empresas E&P. Sin embargo, para los fabricantes de equipo y las grandes empresas diversificadas de servicios para campos petrolíferos que operan en un segmento en donde la tecnología patentada es un importante diferenciador de la ventaja competitiva y están menos expuestos a las fluctuaciones de los precios de los hidrocarburos, asignamos un PGPC de ‘enfoque en capital o activos’, en donde ponderamos los primeros tres componentes de la posición competitiva de la siguiente manera: ventaja competitiva (30%), tamaño, alcance y diversidad (30%) y eficiencia operativa (40%). Estas empresas proveen servicios y equipo que tienen al menos cierta diferenciación técnica y requieren de inversiones de capital sostenidas para mantener su posición de mercado, pero la exposición a los patrones cíclicos de demanda con frecuencia hace de la eficiencia operativa el factor determinante más significativo de la competitividad. 32. Algunas empresas diversificadas de servicios y equipo para campos petrolíferos tienen líneas de negocios que no entran en la industria de servicios y equipo para campos petrolíferos; cuando corresponde, evaluamos la posición competitiva de esos negocios de manera independiente, siguiendo los Factores Crediticios Clave relevantes para esas industrias. Ventaja competitiva 33. Para evaluar la ventaja competitiva de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, tomamos en consideración lo siguiente: • Complejidad tecnológica de sus servicios y equipos, • Valor del producto o importancia para los clientes, • Capacidad para dar servicio rápidamente o reemplazar equipos, • Poder de fijación de precios de los servicios y equipos o susceptibilidad a la competencia de precios, y • Posición de mercado relativa en su segmento de mercado. 34. Al evaluar la complejidad tecnológica, consideramos si un servicio y/o producto representa la aplicación de una tecnología líder que sume valor por arriba de los estándares existentes o un servicio comoditizado de menor valor o dispositivo con poca protección de precio o mercado. El liderazgo consistente en tecnología generalmente deriva en una mayor demanda de producto/servicio, poder de fijación de precio y una capacidad mejorada para mantener la participación de mercado. Asimismo, una reputación para la tecnología de punta puede mejorar la reputación y reconocimiento de marca de una empresa. Las empresas con una menor complejidad, servicios y equipo comoditizados generalmente afrontan una mayor competencia de precios y una mayor dificultad para mantener su participación de mercado durante los mínimos cíclicos. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 8 35. El valor de un producto o servicio para un cliente es clave para su demanda y poder de fijación de precio. Los servicios y equipo que mejoran la recuperación de reservas, elevan los niveles de producción o reducen los costos de operación ganarán rápidamente la aceptación en toda la industria E&P y desplazarán a los menos competitivos. Con frecuencia, esto está sujeto a la complejidad tecnológica, pero las modestas mejoras a los servicios y equipos existentes también puede sumar un valor significativo. Además, las grandes compañías con varios servicios y equipos generalmente suman valor al proporcionar múltiples servicios que pueden ser más eficientes para las empresas E&P, que contratar proveedores separados para cada servicio. 36. La capacidad para dar servicio a equipos de manera oportuna, tanto en la reparación como en el reemplazo de partes, es un factor determinante clave de aceptación de mercado y reputación de marca. Dado el significativo costo del tiempo de inactividad que afrontan las empresas E&P y de perforación por contrato, la capacidad de una empresa para reparar o reemplazar rápidamente el equipo descompuesto, así como suministrar partes de reemplazo, puede proporcionar una ventaja competitiva. 37. La competencia de precio puede convertirse en una fuente importante de presión sobre la rentabilidad durante las bajas cíclicas o cuando exista un exceso en el suministro de equipo, como experimentó el mercado de bombeo a presión de Estados Unidos y Canadá en 2012 y 2013. En particular, los servicios y equipo comoditizados con frecuencia afrontan la competencia de precio con proveedores muy pequeños que están dispuestos a aceptar precios más bajos para mantener operando al equipo. Los servicios y equipo con tecnología más compleja son generalmente menos comoditizados y pueden soportar mejor la presión negativa de fijación de precios. 38. Las sólidas posiciones de mercado generalmente proveen un indicador del poder de fijación de precio y un mayor reconocimiento entre los diferentes mercados geográficos. Por lo general, as empresas líder se benefician de la reputación a nivel mundial, que facilita la entrada a nuevos mercados geográficos, poniendo a las pequeñas empresas en desventaja. Del mismo modo, las empresas líder del mercado frecuentemente tienen un mayor poder de fijación de precio, particularmente en mercados estables a crecientes, debido a su reputación, capacidad para responder rápidamente a las demandas del cliente y, usualmente, a la tecnología de vanguardia que ayuda a impulsar la demanda de un producto. 39. Una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos que justifica una evaluación de la ventaja competitiva como ‘fuerte’ o ‘fuerte/adecuada’, generalmente se caracteriza por una combinación de lo siguiente: • Servicios y equipo de alto contenido tecnológico que le permiten dar asistencia a los clientes para abordar proyectos más desafiantes mientras se permiten barreras de entrada y poder de fijación de precio. • Historial de exitosos desarrollos de nuevos servicios y equipo a través de R&D que mantiene cierto nivel de liderazgo tecnológico y reputación favorable en la industria. • Capacidad para ofrecer una amplia gama de servicios y equipo para agregar valor al cliente y limitar la competencia de proveedores de un solo producto. • Posiciones líder en sus correspondientes segmentos de mercado. 40. Una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos que justifica una evaluación de la ventaja competitiva como ‘débil’ o ‘adecuada/débil’, generalmente se caracteriza por una combinación de lo siguiente: • Ser un proveedor de bajo valor agregado o servicios y equipos comoditizados que limitan la diferenciación de los pares y puede limitar la capacidad de una empresa para mantener la participación de mercado. • Servicios y equipo que no contribuyen de manera significativa en la mejora de las tasas de éxito de los productores E&P y los costos de producción, traduciéndose en bajos niveles de utilización durante las condiciones débiles del mercado. • Alta susceptibilidad ante la competencia de precio, especialmente en los puntos bajos del ciclo de negocios, que suma a la volatilidad de la rentabilidad. • Posición de segundo nivel en su correspondiente segmento clave de mercado. Tamaño, alcance y diversidad 41. Al evaluar el tamaño, alcance y diversidad de una empresa servicios y equipo para campos petrolíferos, tomamos en consideración lo siguiente: • Tamaño relativo de su ingreso y EBITDA • Profundidad y amplitud de su oferta de productos • Balance geográfico de sus ventas y EBITDA • Grado de concentración de clientes WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 9 42. El tamaño relativo de ingreso y EBITDA de una empresa es un componente significativo de la evaluación general del perfil de riesgo de negocio para la mayoría de las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos. El tamaño de un negocio generalmente refleja la posición de mercado, la competitividad de su estructura de costo y, a en menor medida, cierto poder de fijación de precio. Las empresas más grandes de servicios y equipo para campos petrolíferos son generalmente líderes en innovaciones tecnológicas debido a su capacidad para invertir en importante R&D y llevar nuevos servicios y equipo al mercado a tiempo. Esto a su vez ayuda a mantener su posición de mercado y cierto poder de fijación de precio debido a los mayores beneficios de la tecnología más reciente. 43. Generalmente consideramos que una amplia gama de oferta de productos debe proveer una mayor estabilidad financiera durante los ciclos económicos adversos mitigando la dependencia de un producto, pero algunos ciclos económicos adversos son tan extremos que todos los mercados se ven severamente afectados. El relativo atractivo de los mercados (en términos de tamaño, crecimiento esperado, comportamiento cíclico, barreras de entrada e intensidad de la competencia, etc.), y en cómo está posicionada la empresa en esos mercados, influye en nuestras evaluaciones de tamaño, alcance, diversidad y ventaja competitiva. Además, generalmente consideramos la diversidad entre los mercados de hidrocarburos, en particular el gas natural y el petróleo, como calificaciones de respaldo, particularmente en América del Norte. La demanda de servicios de una empresa E&P está en buena parte sujeta a la fortaleza de los precios del producto y los retornos generados y la débil fijación de precios para los hidrocarburos puede conducir a una caída importante en la demanda de servicios y equipo. Las empresas con una amplia gama de productos y servicios generalmente tienen una mayor capacidad para redesplegar los activos. Por ejemplo, América del Norte experimentó una significativa divergencia en la demanda de servicios dirigidos por gas natural y petróleo. Los precios débiles del gas natural redujeron significativamente la demanda de trabajo relacionado a este producto y muchas empresas de servicio más pequeñas enfocadas en el gas natural tuvieron dificultades para encontrar nuevos mercados, conforme cayó la demanda y el mercado quedó saturado con un excedente de equipo de servicio. 44. Un equilibrio entre los servicios y equipos impulsados por producción e impulsados por exploración o desarrollo con frecuencia representa una ventaja para una empresa. Durante la vida de un pozo se requieren diferentes tipos de equipo. Los servicios y equipos utilizados en la perforación y terminación de un pozo generalmente imponen tarifas elevadas mientras los precios de hidrocarburos son sólidos y los retornos de los nuevos pozos son altos. No obstante, esta actividad está altamente relacionada con los precios de hidrocarburos y los presupuestos de gasto de inversión generados de la industria E&P. Cuando caen los precios, también lo hace la demanda por estos servicios. Sin embargo, la demanda por servicios y equipos relacionados con la producción está menos expuesta a los precios y a las fluctuaciones del gasto de inversión. Si los precios de hidrocarburos son bajos, una empresa usualmente todavía puede lograr un retorno adecuado manteniendo la producción sobre los pozos existentes a través del mantenimiento de pozos y/o extracción artificial, entre varios servicios disponibles. Este negocio relacionado con la producción puede ayudar a mitigar la volatilidad operativa y financiera a través del ciclo de negocio. 45. La diversidad geográfica usualmente proporciona respaldo adicional para los indicadores de rentabilidad y financiero a través de los ciclos económicos adversos del mercado. Las empresas pueden beneficiarse de la diversidad regional en un solo país y de la diversidad internacional. Para las grandes empresas con una oferta diversa de productos, generalmente consideramos la diversificación internacional como un beneficio debido a una mejor exposición a las condiciones de mercado, económicas o políticas de un solo país o región. Del mismo modo, la diversificación regional en un país con frecuencia beneficia la rentabilidad y el desempeño financiero de las empresas medianas a pequeñas al limitar la exposición a la debilidad de un mercado regional individual o a los ambientes regulatorios desfavorables. Finalmente, la diversificación entre los mercados en tierra y costa afuera también puede respaldar el desempeño operativo, ya que cada mercado puede tener diferente crecimiento y presiones de la competencia que podrían amortiguar la debilidad en el otro. 46. La base de clientes de una empresa es otra consideración clave. Los clientes que son grandes empresas E&P establecidas son, usualmente, menos propensas a las amplias fluctuaciones en los niveles de gasto de inversión y en la demanda generada de servicios y equipos, a través de la mayoría de los entornos de precio que los clientes más pequeños. Estas empresas generalmente están bien capitalizadas, tienen horizontes de planeación a largo plazo y son menos sensibles a las fluctuaciones de precios de hidrocarburos a corto y mediano plazo. Asimismo, una base diversa de clientes mitiga el efecto de un cliente que, inesperadamente, reduce el gasto o cambia de estrategia, como ocurrió cuando los precios del gas natural de América del Norte colapsaron. Finalmente, una base de clientes diversa mitiga el efecto de un cliente que hace pagos lentos, particularmente las grandes compañías petroleras independientes y nacionales que son fuertes usuarios de los servicios. La cobranza lenta puede afectar negativamente los niveles de capital de trabajo y puede traducirse en una menor liquidez o un mayor apalancamiento de deuda para “fondear” el prolongado periodo de pago. Esto puede representar un problema WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 10 particular para las pequeñas empresas, dada su capacidad, generalmente limitada, para imponer términos más favorables, particularmente para servicios y equipo comoditizados. Ocasionalmente, las empresas en los sectores de servicios y equipo para campos petrolíferos podrían tener contratos a largo plazo con clientes, en cuyo caso analizamos el alcance al cual dicha base de contratos contribuye a la previsibilidad del flujo de efectivo. 47. Una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos que justifica una evaluación del tamaño, alcance y diversidad como ‘fuerte’ o ‘fuerte/adecuado’, generalmente se caracteriza por una combinación de lo siguiente: • Base de ingreso de primer nivel en la industria que refleja una participación líder de mercado a lo largo de tres o más amplios segmentos de productos y servicios. • Participación en múltiples líneas de productos que mitigan la exposición de la compañía a los riesgos de un solo mercado o materia prima internacional (commodity). • Diversidad geográfica de operaciones y flujos de efectivo, con la mayoría de los servicios de tamaño significativo y en países/ regiones de relativo riesgo bajo (calificación de riesgo país de ‘3’ o mejor) o diversificado entre múltiples países/regiones. • Relaciones sólidas y de largo plazo con la clientela de una base de clientes diversificada. • Cantidad significativa de negocios realizados conforme a contratos con disposiciones favorables, incluyendo cláusulas de protección que reducen el riesgo de cancelación de órdenes. 48. Una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos que justifica una evaluación del tamaño, alcance y diversidad como ‘débil’ o ‘adecuado/débil’, generalmente se caracteriza por una combinación de lo siguiente: • Tamaño y amplitud limitada de operaciones • Oferta de productos limitada, con frecuencia con oferta de productos de bajo valor agregado y sujeto a una competencia muy alta • Alta exposición al gasto de exploración más cíclico de la industria E&P • Alto grado de concentración geográfica y/o exposición significativa a los países de alto riesgo • Diversificación de clientes limitada y dependencia de clientes más pequeños y más cíclicos. Eficiencia operativa 49. Al evaluar la eficiencia operativa de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, tomamos en consideración lo siguiente: • Flexibilidad de la estructura de costo • Necesidades de capital de trabajo durante momentos de condiciones débiles del mercado • Eficiencia y calidad de la manufactura del equipo. 50. Dada la potencial volatilidad de la demanda de producto o servicio, una estructura flexible de costo es un factor clave en el desempeño a través del ciclo de negocio. Las empresas de servicios para campos petrolíferos con frecuencia pueden equilibrar el uso de la mano de obra y el producto. Es una práctica generalmente aceptada que si el equipo no está en uso, la cuadrilla asociada puede ser liberada y posteriormente recontratada o reubicada, cuando mejore la demanda. Cuando la demanda es más débil, como durante el ciclo económico adverso de 2007-2009, esta capacidad para reaccionar rápidamente ante las condiciones en deterioro del mercado ayudó a mantener los márgenes de operación, sin embargo, para la mayoría, se redujeron significativamente el ingreso absoluto y EBITDA. 51. Además, la capacidad de una empresa para reducir los requisitos del capital de trabajo durante los mercados débiles es otro factor importante. Las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos generalmente pueden reducir los requisitos de capital de trabajo conforme cae la demanda y los requisitos de gasto para el decremento de nuevo equipo. Además, los fabricantes de equipo generalmente tienen atrasos de órdenes que amortiguan el efecto inmediato por las debilitantes condiciones del mercado mientras continua la fabricación de equipo. 52. Nuestro análisis de la manufactura de equipo incluye evaluar la eficiencia de fabricación de una empresa, el margen operativo y la reputación por calidad. Dados los crecientes requisitos regulatorios y el escrutinio de las operaciones en toda la industria energética, la incapacidad para fabricar servicios y equipo de alta calidad generalmente pondrá a un fabricante en una gran desventaja. Esto puede ser una ventaja para las grandes y diversas empresas que han ganado la amplia aceptación de la industria por servicios múltiples y equipo, proporcionando con frecuencia cierta protección de mercado para los competidores más pequeños. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 11 53. Una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos que justifica una evaluación de la eficiencia operativa como ‘fuerte’ o ‘fuerte/adecuada’, generalmente se caracteriza por una combinación de lo siguiente: • Estructura flexible de costo y capacidad para reducir rápidamente los costos de operación, especialmente la mano de obra, durante el debilitamiento de los mercados. • Capacidad para limitar las necesidades de capital de trabajo cuando el crecimiento es lento. • Historial de fabricación de equipo en tiempo y dentro de presupuesto para las necesidades de marca y clientes de terceros. 54. Una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos que justifica una evaluación de la eficiencia operativa como ‘débil’ o ‘adecuada/débil’, generalmente se caracteriza por una combinación de lo siguiente: • Flexibilidad limitada en la estructura de costo, incapaz de ajustarse rápidamente a las condiciones de mercado. • Altos requisitos de capital de trabajo incluso durante periodos de bajo crecimiento. • Débil historial de entregas de equipo en tiempo y dentro de presupuesto. Rentabilidad 55. La evaluación de rentabilidad puede confirmar o modificar la evaluación preliminar de la posición competitiva. La evaluación de la rentabilidad consiste de dos componentes: el nivel de la rentabilidad y cuán volátil es. Combinamos los dos componentes en la evaluación final de la rentabilidad utilizando una matriz (véase “Criterios para calificar empresas”). 56. Nivel de la rentabilidad. Evaluamos el nivel de la rentabilidad para el sector de servicio y equipo para campos petrolíferos como un todo en una escala de tres puntos: ‘superior al promedio’ (el 25% superior del grupo de pares), ‘promedio’ (el 50% medio del grupo de pares) y ‘inferior al promedio (el 25% inferior del grupo de pares). Para algunos subsectores podría existir un sesgo para la rentabilidad superior al promedio o inferior al promedio con base en las propias fortalezas o debilidades del subsector. 57. Para evaluar la rentabilidad de las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos, generalmente utilizamos un promedio de cinco años que consiste en los dos años anteriores de resultados históricos, nuestras expectativas para el año en curso y nuestras proyecciones para los siguientes dos años. Generalmente utilizamos el margen EBITDA como el indicador principal de la rentabilidad de las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos. Podríamos utilizar el retorno sobre capital como un indicador complementario para perfeccionar nuestra evaluación cuando el margen EBITDA esté cerca de los umbrales para ‘inferior al promedio’ o ‘superior al promedio’. Por ejemplo, si el margen EBITDA está en el extremo alto del rango definido para ‘promedio’, pero su retorno sobre capital está holgadamente en el rango ‘superior al promedio’, podemos evaluar la rentabilidad como ‘superior al promedio’. 58. Podría haber situaciones en las cuales consideremos resultados históricos o proyecciones más largas o más cortas, dependiendo de factores como la disponibilidad de estados financieros, eventos transformacionales (como fusiones o adquisiciones), distorsión cíclica (como el máximo o el mínimo de los indicadores de ciclo que no consideremos que representan la rentabilidad de la empresa) y tomamos en cuenta las tendencias de mejora o deterioro en los índices de rentabilidad en nuestra evaluación. 59. Volatilidad de la rentabilidad. Evaluamos la volatilidad de la rentabilidad en una escala de ‘1’ a ‘6’, siendo ‘1’ el menos volátil. Como con el nivel de la rentabilidad, evaluamos la volatilidad de la rentabilidad dentro del contexto de la industria. 60. Determinamos la volatilidad utilizando el error estándar de regresión (SER, por sus siglas en inglés), de acuerdo con nuestros criterios para calificar empresas. Generalmente utilizamos EBITDA nominal como el indicador para calcular el SER para las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos, aunque también podemos utilizar el margen EBITDA o el retorno sobre capital para las empresas con una mayor demanda de capital a lo largo del capital del ciclo de negocio, como fabricantes de equipo o grandes empresas de servicios diversificadas menos expuestas a las economías regionales. De acuerdo con los criterios para calificar empresas, podemos – sujeto a que se cumplan ciertas condiciones – ajustar la evaluación SER hasta por dos categorías como mejora (menos volátil) o como deterioro (más volátil). Solo determinamos SER cuando las empresas tienen al menos siete años de información histórica anual para garantizar que los resultados sean significativos. Si no tenemos la suficiente información histórica para determinar SER, seguimos las directrices de los criterios para calificar empresas para determinar la volatilidad. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 12 Parte II – Análisis del riesgo financiero Ajustes contables y analíticos 61. Nuestro análisis de los estados financieros de una empresa empieza con una revisión de la contabilidad para determinar si los estados miden con precisión el desempeño de una empresa y su posición con respecto a sus competidores y al más grande universo de entidades corporativas. Para tener en cuenta análisis financieros mundialmente consistentes y comparables, nuestro análisis de calificación puede incluir ajustes cuantitativos a los resultados reportados de una empresa. Estos ajustes también permiten una mejor alineación de las cifras reportadas por una empresa con nuestra opinión de las condiciones económicas subyacentes. Además, posibilitan una descripción más precisa del negocio en curso de una empresa. Los ajustes que conciernen ampliamente a todos los sectores corporativos, incluyendo este sector, se analizan en “Metodología para calificar empresas: Índices y Ajustes”, publicado el 19 de noviembre de 2013. Las características de contabilidad y los ajustes analíticos que son únicos para este sector se analizan a continuación. Contabilidad sísmica 62. Cuando las empresas sísmicas lanzan información sísmica que esperan vender a múltiples clientes, capitalizan los costos asociados y los amortizan a lo largo de sus vidas útiles estimadas. Consideramos la contabilidad de la industria sísmica para el gasto de adquisición de información para múltiples clientes como agresiva, porque capitaliza desembolsos muy sustanciales para el gasto de adquisición de información sísmica para múltiples clientes, mientras consideramos a los activos capitalizados relacionados sujetos a la rápida obsolescencia y retornos imprevisibles. Por lo tanto hacemos un ajuste a los resultados financieros de estas empresas reconociendo efectivamente estos gastos como un gasto de operación tal como se incurrieron. Consideramos que nuestros ajustes rastrean la generación del flujo de capital de manera más estrecha y evitan complejidades de contabilidad y diferentes políticas de amortización a través de las empresas, reflejando de una mejor manera la calidad crediticia subyacente y señalando más rápidamente el deterioro crediticio. Contabilidad sísmica – procedimientos de ajuste 63. Requerimiento de datos: • Gastos de inversión para la adquisición de información para múltiples clientes durante el periodo • Amortización de los costos de adquisición de información para múltiples clientes para el periodo 64. Cálculos: • EBITDA, fondos provenientes de la operación (FFO, por sus siglas en inglés) y flujo de efectivo de operaciones (CFO, por sus siglas en inglés): deducir gastos de inversión para la adquisición de información para múltiples clientes de EBITDA, FFO y CFO. • Gasto de inversión: deducir los gastos de inversión para la adquisición de información para múltiples clientes del gasto de inversión total. • EBIT: deducir/sumar la diferencia entre gastos de inversión y gasto de amortización por los costos de adquisición de información para múltiples clientes. Análisis de flujo de efectivo/apalancamiento 65. Para evaluar la suficiencia del flujo de efectivo de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, nuestro análisis utiliza la misma metodología que con otros emisores corporativos (véase “Criterios para calificar empresas”). El flujo de capital a apalancamiento se evalúa en una escala de seis puntos – que van desde (1) ‘mínimo’ a (6) ‘altamente apalancado’ – sumando las evaluaciones de una gama de índices crediticios, predominantemente basados en el flujo de efectivo, que se complementan uno a la otro centrándose en los diferentes niveles del destino de los fondos del flujo de efectivo de una empresa en relación con sus obligaciones. Índices principales 66. De acuerdo con nuestros criterios de índices y ajustes, determinamos dos índices principales de pago de deuda para cada empresa: FFO a deuda y deuda a EBITDA. Índices complementarios 67. Además de nuestro análisis de los índices principales de una empresa, consideramos los índices complementarios para desarrollar una comprensión más completa del perfil de riesgo crediticio y refinar nuestro análisis del flujo de caja de conformidad con los criterios para calificar empresas. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 13 68. Para las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos, generalmente utilizamos el flujo de efectivo operativo libre (FOCF, por sus siglas en inglés) a deuda como el índice complementario preferido. Los ciclos de capital de trabajo y gasto de inversión pueden moldear significativamente los patrones de generación de flujo de efectivo de las empresas de servicios y equipo para campos petrolíferos. Durante un repunte del negocio, las necesidades de fondeo para el capital de trabajo y el gasto de inversión pueden con frecuencia limitar el beneficio al flujo de efectivo, en muchos casos FOCF negativo, conforme las empresas satisfacen la elevada demanda de equipo y servicios. Sin embargo en las primeras etapas de un ciclo económico adverso, el capital liberado por la liquidación de inventarios y cuentas por cobrar comerciales, así como un menor gasto de inversión, pueden beneficiar el flujo de efectivo libre. 69. Cuando una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos tiene un PGPC de enfoque en capital o activos o, en general, necesidades estables de gasto de inversión, podemos elegir utilizar el flujo de efectivo operativo a deuda dado su comúnmente mayor gasto en R&D y generalmente menor comportamiento cíclico de requisitos de gasto de inversión. 70. De manera alterna, podemos utilizar el flujo de efectivo discrecional a deuda para las empresas que pagan dividendos a los accionistas, en donde evaluamos dichos dividendos como una porción importante de los flujos de efectivo. Generalmente no consideraríamos los dividendos extraordinarios o las recompras de acciones en este índice. Dichos retornos a accionistas generalmente no son recurrentes y si exceden el flujo de efectivo, con frecuencia son capturados como liquidez disminuida y/o niveles de deuda incrementados. Parte III – Modificadores de calificación Efecto diversificación/cartera 71. Para evaluar el efecto de diversificación/cartera de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, nuestro análisis utiliza la misma metodología que con otros emisores corporativos (véase “Criterios para calificar empresas”). Estructura de capital 72. Para evaluar la estructura de capital de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, nuestro análisis utiliza la misma metodología que con otros emisores corporativos véase “Criterios para calificar empresas”). Política financiera 73. Para evaluar la política financiera de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, nuestro análisis utiliza la misma metodología que con otros emisores corporativos (véase “Criterios para calificar empresas”). Liquidez 74. Para evaluar la liquidez de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, nuestro análisis utiliza la misma metodología general que con otros emisores corporativos (véase “Metodología y Supuestos: Descriptores de liquidez para emisores corporativos”, publicado el 2 de enero de 2014). Administración y gobierno corporativo 75. Para evaluar la administración y gobierno corporativo de una empresa de perforación por servicios y equipo para campos petrolíferos, nuestro análisis utiliza la misma metodología que con otros emisores corporativos (véase “Criterios para calificar empresas”). Análisis comparativo de calificación 76. Para evaluar el análisis comparativo de calificación de una empresa de servicios y equipo para campos petrolíferos, nuestro análisis utiliza la misma metodología que con otros emisores corporativos véase “Criterios para calificar empresas”). WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 14 VI. CRITERIOS Y ANÁLISIS RELACIONADOS • Criterios - Empresas - General: Metodología y Supuestos: Descriptores de liquidez para emisores corporativos, • 2 de enero de 2014. • Factores Crediticios Clave para la Industria de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, 12 de diciembre de 2013. • Criterios - Empresas - General: Metodología para calificar empresas, 19 de noviembre de 2013. • Criterios - Empresas - General: Metodología para calificar empresas: Índices y Ajustes, 19 de noviembre de 2013. • Metodología: Riesgo de la industria, 19 de noviembre de 2013. • Metodología y supuestos para la evaluación de riesgo país, 19 de noviembre de 2013. • Criterios generales: Calificaciones por arriba del soberano—Calificaciones de empresas y gobiernos: Metodología y Supuestos, 19 de noviembre de 2013. • Metodología: Factores crediticios de la administración y gobierno corporativo para empresas y aseguradoras, • 13 de noviembre de 2012. • Criterios generales: Principios de las calificaciones crediticias, 16 de febrero de 2011. 77. Estos criterios representan la aplicación específica de principios fundamentales que definen el riesgo crediticio y las opiniones de calificaciones. Su uso está determinado por emisor o atributos específicos de emisor, así como por la evaluación de Standard & Poor’s Rating Services del crédito y, si fuera aplicable, los riesgos estructurales para un emisor dado o calificación de emisión. La metodología y los supuestos pueden cambiar cada cierto tiempo como resultado de las condiciones de mercado y económicas, los factores de emisor o específicos del emisor o nueva evidencia empírica que afectaría nuestra opinión crediticia. WWW.STANDARDANDPOORS.COM.MX 15 Copyright © 2015 by Standard & Poor’s Financial Services LLC. Todos los derechos reservados. 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En ningún caso, las Partes de S&P serán sujetos de demanda por terceros derivada de daños, costos, gastos, honorarios legales o pérdidas (incluyendo, sin limitación, pérdidas de ingresos o de ganancias y costos de oportunidad) directos, indirectos, incidentales, punitivos, compensatorios, ejemplares, especiales o consecuenciales en conexión con cualesquier uso del Contenido incluso si se advirtió de la posibilidad de tales daños. Los análisis crediticios relacionados y otros estudios, incluyendo las calificaciones, y las declaraciones en el Contenido son opiniones a la fecha en que se expresan y no declaraciones de hecho. Las opiniones, análisis y decisiones de reconocimiento de calificaciones (descrito abajo) no son recomendaciones para comprar, mantener o vender ningún instrumento o para tomar decisión de inversión alguna y no se refieren a la conveniencia de ningún instrumento o título-valor. 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