Una renta de guerra, una gestión de padre de familia

Cuando el crudo se dispara, las compañías petroleras ya no abren automáticamente las compuertas de la inversión. El ciclo actual ilustra este cambio de comportamiento. Los precios están impulsados por un riesgo de oferta muy tangible y, sin embargo, los grandes grupos no lo convierten en una palanca de expansión a ultranza.

La prima de riesgo, motor de los márgenes

El Brent se negociaba a 110,11 dólares por barril, con un alza de 1,29 dólares (+1,2 %), y el WTI a 98,12 dólares, tras nuevos ataques de los hutíes en Arabia Saudí. Washington ordenó a una parte de sus diplomáticos y a sus familias abandonar sus representaciones en el Reino. Se han contabilizado al menos 18 ataques contra buques en dos semanas, y los analistas advierten de que los petroleros son objetivo mucho más allá del estrecho de Ormuz, hasta el golfo de Omán, lo que amenaza los cargamentos de crudo del Golfo.

En el plano físico, las reservas de crudo estadounidenses retrocedieron 3,06 millones de barriles, hasta 412,5 millones, una extracción muy superior a los 820.000 barriles previstos. Estos elementos sostienen la prima de guerra que alimenta los márgenes tanto de la actividad extractiva como del refino. En el segundo trimestre, el sector energético del índice S&P 500 registraba un crecimiento interanual de sus beneficios del 128,2 %, con un avance de tres dígitos en el refino.

Unos beneficios previstos muy elevados

El tercer trimestre debería prolongar la tendencia. Se espera que Exxon alcance 16.200 millones de dólares de beneficio, Shell 10.000 millones, Chevron 9.300 millones, TotalEnergies 8.400 millones y BP 5.600 millones, la cifra más baja del grupo. En variación anual, las previsiones van del +84 % de Shell al +101 % de Exxon, el +111 % de TotalEnergies, el +155 % de BP y el +158 % de Chevron, que registraría el mayor avance.

El mecanismo: la disciplina como nueva doctrina

El vínculo entre estos beneficios y los presupuestos de inversión ya no es lo que era. Antaño, las majors gastaban en proporción a lo que ganaban. El desplome de 2014, y después la pandemia de 2020, rompieron esa lógica. A ello se sumó la presión de las políticas de descarbonización, que alimentó en muchos inversores una duda sobre el futuro del sector. Los dividendos y las recompras de acciones se convirtieron en el patrón de valor, mientras que la exploración de alto coste quedó bajo sospecha.

Los arbitrajes anunciados siguen esta doctrina. BP, cuyo ratio de deuda neta sobre flujo operativo se situaba en 1,7 veces al cierre del año pasado, aspira a 0,8 veces, un objetivo que los beneficios del ejercicio hacen accesible. Chevron ya ha reducido ese ratio de 1 a 0,4 veces en el trimestre en curso. Exxon sigue la misma vía de desendeudamiento. Shell, por su parte, prevé absorber 3.500 millones de dólares de recompras de acciones en el último trimestre del año. La cadena es coherente: prima de riesgo, luego flujo de caja, después reducción de la deuda y retorno al accionista, y solo al final el remanente para el crecimiento.

Prudencia no significa inmovilismo

Sustituir los barriles que se agotan

La ralentización de la transición energética ha recordado que el mundo no prescindirá del petróleo y del gas a corto plazo, y numerosos yacimientos en producción declinan de forma natural. Un directivo de exploración y producción de Repsol lo resumió en el CERAWeek de marzo: la sustitución de la producción no se mencionaba hace cinco años, ahora hay que pensarla. La exploración de frontera sigue por tanto en el programa, en África, en América del Sur e incluso en Oriente Próximo pese al conflicto. El consejero delegado de Eni, Claudio Descalzi, señala no obstante que las perturbaciones han desplazado los flujos de inversión hacia América del Sur y el Sudeste Asiático.

El gas, valor refugio a largo plazo

Los anuncios recientes van en esta línea selectiva. ADNOC Gas firmó un acuerdo de suministro de GNL a cinco años con TotalEnergies. Esta se comprometió también a entregar 900.000 toneladas de GNL anuales al chino Jiangsu Guoxin durante quince años y adquirirá una participación en dos yacimientos gasísticos offshore en Malasia. Chevron y las autoridades iraquíes pactaron por su parte los términos del contrato del yacimiento de West Qurna-2. Son compromisos a horizonte largo, respaldados por contratos, más que apuestas especulativas sobre el nivel de los precios actuales.

Lo que dicen (y no dicen) los flujos gasísticos europeos

Los indicadores físicos del gas y la electricidad en Europa completan el cuadro sin resolverlo. El 30 de octubre, la entrada de Norpipe en Emden registraba 402.523.892 kWh/día y el punto de Tarvisio (Austria-Italia) 144.419.248 kWh/día en entrada. El hub neerlandés VIP TTF-THE-H anotaba 482.913.625 kWh/día en entrada y 180.760.435 kWh/día en salida. Al día siguiente, Emden mostraba solo 77.580.880 kWh/día y VIP Oberkappel (Austria-Alemania) 22.581.292 kWh/día en salida, frente a 112.542.136 kWh/día el día anterior. Muchos puntos fronterizos (Waidhaus, Mallnow, Baumgarten TAG) siguen a cero, y Zevenaar en entrada no arroja ningún valor.

En electricidad, los precios day-ahead del 30 de octubre van de 77,51 EUR/MWh en Finlandia a 211,19 en Portugal, y rozan los 250 a 254 EUR/MWh en la República Checa, Dinamarca (DK-1) y Suiza. Estas diferencias evidencian un mercado europeo tenso y muy fragmentado. Pero nada en estas series permite atribuir esos niveles al comportamiento de las majors, ni a la guerra como tal.

Los límites de la demostración

Varias reservas se imponen. Los beneficios del tercer trimestre son estimaciones de mercado, no resultados publicados. No hay disponible ninguna cifra de gastos de inversión: la disciplina se establece por las prioridades declaradas y las manifestaciones, no por una serie de capex. Diversas jurisdicciones donde operan las majors estudian impuestos sobre los beneficios extraordinarios, sin que su magnitud esté cuantificada, y el contexto diplomático sigue siendo fluido, con una posible reanudación de las conversaciones sobre Ucrania y declaraciones iraníes firmes. Por último, la diferencia entre el 30 y el 31 de octubre en varios puntos gasísticos puede reflejar datos de jornada incompletos tanto como un cambio real de flujos: harían falta series consolidadas para concluir.

Una conclusión proporcionada

Los hechos disponibles dibujan un sector que ingresa una renta de guerra sin dilapidarla. Los beneficios previstos son considerables, pero la jerarquía de usos es clara: reducir la deuda, remunerar al accionista y después financiar una exploración selectiva y contratos gasísticos de largo plazo. La ruptura de comportamiento respecto a los ciclos anteriores a 2014 parece, por tanto, real. Queda confirmarla con los gastos de inversión efectivamente publicados en los próximos resultados.

Este artículo ha sido redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y verificado por nuestro equipo editorial.