La industria petrolera reportó ganancias mejores que las previstas en el segundo semestre del año. ExxonMobil, Chevron, British Petroleum (BP), Royal Dutch Shell, Total Energies y Eni confirmaron que reinvertirán sus ganancias en la recompra de acciones y el pago de dividendos, pero no para elevar sus niveles de producción de hidrocarburos. La decisión de premiar a los inversores antes que invertir más para incrementar la producción futura refuerza la perspectiva de precios crecientes del crudo y refleja las presiones políticas para acelerar la transición energética.
Las principales compañías petroleras de Estados Unidos y Europa consolidaron en el segundo semestre la recuperación de las ganancias que comenzó a verse en los primeros tres meses del año. BP anunció una ganancia de 2800 millones de dólares (había perdido 6700 millones en el mismo período de 2020). Por su parte, la compañía anglo-holandesa Shell informó ganancias por 5534 millones entre abril y junio, superando los 3200 millones reportados en los primeros meses del año. Lo mismo ocurrió con Chevron y ExxonMobil. De hecho, la primera anunció que retomará su programa de recompra de acciones.
La reactivación económica y las condiciones climáticas adversas en el hemisferio norte impulsaron la demanda global de combustibles en los primeros seis meses del año. La reducción de la producción y de las inversiones en 2020 también incidieron en una menor oferta disponible. Todos elementos que empujaron los precios internacionales. El crudo Brent pasó de la zona de los 50 dólares por barril a comienzos de año a la zona de 70 dólares en los últimos dos meses. Los precios del gas natural se duplicaron en Estados Unidos y se encarecieron las importaciones de gas natural licuado en Asia y Europa.
Reinversión de las ganancias y precios
Las productoras ponen el foco en mantener la confianza de los inversores en la rentabilidad. «Tenemos que asegurarnos de que nuestra base de accionistas actual esté satisfecha con lo que hacemos en términos de pagos», dijo el director ejecutivo de Shell, Ben van Beurden. Shell aumentó su dividendo a 24 centavos por acción, un 38% más que en el primer trimestre, y anunció recompras de acciones por 2000 millones que pretende completar para fin de año.
Los directivos de las compañías destacaron que las ganancias son producto de los altos precios y la reducción de los costos y gastos de capital como respuesta a los efectos de la pandemia sobre el sector. “Nuestro flujo de caja libre fue el más alto en dos años debido a un sólido desempeño operativo y financiero y un menor gasto de capital”, dijo el presidente y director ejecutivo de Chevron, Mike Wirth. Afirmó que reanudarán las recompras de acciones en el tercer trimestre a un ritmo esperado de dos a tres mil millones por año.
El CEO de BP, Bernard Looney, explicó que la combinación de un desempeño sólido, un mejor balance general y precios más altos de las materias primas permitieron a la compañía aumentar las ganancias para sus accionistas. Looney marcó que si el Brent continúa cotizando a 60 dólares por barril el dividendo seguirá creciendo un 4% anual hasta 2025. “Hemos aumentado nuestro propio plan de $ 50 a $ 60 (precios promedio del petróleo) para los próximos años, eso se debe a una fuerte demanda. El PIB ha vuelto a los niveles anteriores a la pandemia y las vacunas están funcionando claramente, la OPEP+ mantiene la disciplina y el suministro se está reduciendo, especialmente en el shale de EE.UU.”, consideró.
El mantenimiento de los precios es clave para sostener los ingresos y el atractivo de las acciones entre los inversores. «Tenemos que tener un negocio sólido que genere efectivo que también financie a la empresa para el futuro, pero al mismo tiempo tenemos que construir un negocio que esté preparado para el futuro», destacó van Beurden. Total Energies anunció que destinará el 40% del flujo adicional de ingresos generados por encima de los 60 dólares por barril de petróleo a la recompra de acciones. El presidente ejecutivo, Patrick Pouyanne dijo que significaría recomprar acciones por 800 millones en 2021. «Y si el precio promedio sube a 68 dólares, por ejemplo, podría subir a mil millones», dijo Pouyanne.
Capex a la baja
Las compañías destacaron que la reinversión en gastos de capital no es un objetivo primordial, lo que plantea dudas sobre la producción futura de hidrocarburos. Las consultoras prevén un escenario internacional con una oferta más limitada de gas y petróleo en los próximos años debido a la reducción del capex.
Por el derrumbe de los precios internacionales entre 2014 y 2015 el capex en gas y petróleo cayó casi a la mitad entre 2014 y 2016, según datos de la Agencia Internacional de la Energía. La recuperación del gasto que comenzó en 2017 fue abortada por la pandemia. La consultora Deloitte estimó que el año pasado hubo un recorte del 23% en los gastos de capital en gas y petróleo con respecto a 2019.
Las principales petroleras estadounidenses confirmaron que reducirán sus gastos de capital. Chevron gastará entre 14.000 y 16.000 millones por año entre 2022 y 2025; su objetivo anterior era de 19.000 a 22.000 millones. ExxonMobil anunció en febrero que espera que su capex para 2021 oscile entre 16.000 y 19.000 millones; es entre un 11 y un 25% menos que los 21.400 millones gastados el año pasado.
La agencia Fitch Ratings estimó en su último Oil and Gas Global Capex Outlook que los niveles de gasto de 2019 se volverán a ver recién en 2025. En el escenario de mediano plazo, Arabia Saudita liderará los aumentos en la producción de petróleo y gas a nivel mundial hasta 2030, en la medida que las grandes productoras de Estados Unidos y Europa se mantengan cautelosas y se centran en las ganancias a corto plazo. “Los únicos mercados en los que pronosticamos un aumento sustancial por encima de los niveles prepandémicos son Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y Kuwait”, evaluó Fitch.
Presiones
La reducción de los gastos de capital también responde a las incertidumbres generadas por el avance de las políticas para reducir las emisiones y acelerar la transición energética a ambos lados del Atlántico norte. En la industria no pasó desapercibido el fallo de la justicia de Países Bajos que obliga a Shell a recortar sus emisiones: fue una señal de las presiones que existen para que desinviertan en la producción de gas y petróleo no solo en Europa sino alrededor del mundo.
En la Unión Europea la agenda de la transición energética avanza a un ritmo más acelerado. La Comisión Europea logró consensuar una primera versión de la taxonomía verde y presentó su propuesta para reformar el mercado de comercio de derechos de emisión. Pero la discusión por el futuro del gas natural arriesga con dinamitar los consensos. Los ministros de Energía de la Unión Europea acordaron recientemente mantener el financiamiento europeo para una lista de proyectos existentes de gas natural transfronterizos que puedan ser reconvertidos luego en activos de hidrógeno, pero no permitirán financiar nuevas propuestas. Fue un acuerdo difícil porque Polonia y otros países del este y el sur de Europa piden que la generación de electricidad con gas natural sea considerada como “sostenible” en la taxonomía verde.
En este escenario, las petroleras trabajan para adecuar sus modelos de negocio. Una herramienta que aparece en sus estrategias de largo plazo es la inversión en generación con energías renovables. Total Energies puso como meta sumar 35 GW de capacidad renovable para 2025. BP tiene como objetivo desarrollar 20 GW de capacidad renovable para 2025 y 50 GW para 2030. Equinor estableció un rango de 4 GW a 6 GW para 2026, y de 12 GW a 16 GW para 2035. Eni duplicó su pronóstico de producción de energía renovable.
La agenda de la transición energética también avanza en Estados Unidos pero con matices. El gobierno apuesta a la descarbonización en los sectores de generación y transporte y busca orientar las inversiones privadas hacia las energías renovables. En ese sentido, la Securities and Exchange Commission analiza la inclusión de mayores requisitos de transparencia en la información sobre impacto ambiental que las compañías comunican a sus inversores. De todas formas, los productores de gas y petróleo están reaccionando a los buenos precios del crudo. El Departamento del Interior aprobó alrededor de 2500 permisos para perforar en tierras públicas y tribales en los primeros seis meses del año, según un análisis de Associated Press en base a datos gubernamentales. Eso incluye más de 2100 aprobaciones de perforación desde que Biden asumió el cargo el 20 de enero. Si la tendencia continúa, el Departamento del Interior podría emitir cerca de 6,000 permisos para fin de año. La última vez que se emitieron tantos fue en 2008.
La entrada Pese a aumentar sus ganancias, las principales petroleras del mundo reducirán sus inversiones por la presión ambientalista se publicó primero en EconoJournal.
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