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Las claves:
- Wood Mackenzie afirma que la estrategia de las grandes petroleras ha vuelto al upstream
- Si quedaba alguna duda sobre qué es lo que mantiene despiertos a los ejecutivos de las grandes petroleras, los resultados del cuarto trimestre la aclararon. No son eslóganes. No se trata de una visión de transición. Se trata de si tienen suficientes barriles de alta calidad para evitar un declive de la producción en la década de 2030.
Las principales empresas están volviendo a centrarse en la renovación de su cartera upstream para la próxima década, según WoodMac, que analizó los datos del cuarto trimestre.
El panorama de las materias primas a corto plazo no es precisamente alentador, y el Brent se ve débil. Los márgenes de refinación son decentes, los de los petroquímicos no tanto. El GNL se encamina hacia lo que WoodMac considera una fase de sobreoferta. El crecimiento de la producción de TotalEnergies, Equinor, Chevron y ExxonMobil ayudó a amortiguar las ganancias, pero la caída de los precios está obligando a un reajuste financiero. Los costos están bajo escrutinio. Los presupuestos de capital están bajo presión.
Las recompras son la víctima obvia. Tras gastar un total de 285.000 millones de dólares entre 2022 y 2025 (aproximadamente el 18% de su capitalización bursátil), las grandes empresas están retrocediendo. Equinor y TotalEnergies están recortando las recompras. BP las ha suspendido para acelerar el desapalancamiento, con el objetivo de vender entre 9.000 y 10.000 millones de dólares para fortalecer su balance. El mensaje: primero sanear las finanzas, luego crecer.
El crecimiento, sin embargo, es el acontecimiento principal.
WoodMac argumenta que el nivel de urgencia varía según la empresa. Sin embargo, el objetivo estratégico es el mismo: reconstruir la industria upstream. Shell ya ha recibido presiones sobre su limitado oleoducto post-2030. Las herramientas incluyen oportunidades de recursos descubiertos, fusiones y adquisiciones selectivas y un programa de exploración más asertivo.
Para evitar que la producción disminuya en la década de 2030, las grandes petroleras necesitan acceder ahora a grandes bases de recursos de larga duración. Por eso, ciertos países vuelven a estar en el punto de mira.
Libia es crucial porque ofrece barriles convencionales existentes a gran escala . El acuerdo de extensiones de contrato de 25 años entre TotalEnergies y ConocoPhillips, así como la entrada de Chevron, busca asegurar una capacidad de producción duradera para la próxima década y más allá. Irak ofrece beneficios similares: un gran potencial de recursos convencionales que puede marcar la diferencia.
Venezuela es diferente. Las reservas son enormes, pero la situación económica es más compleja. En las condiciones fiscales actuales, los nuevos proyectos necesitarían aproximadamente 80 dólares por barril para alcanzar el punto de equilibrio, según la opinión de WoodMac. Esto lo hace menos atractivo a menos que los precios cooperen o las condiciones contractuales mejoren.
Al mismo tiempo, las empresas debaten cómo reconstruir sus carteras. Una vía son las adquisiciones, pero los activos upstream de alta calidad son caros en el mercado actual. Chevron, tras la reciente absorción de Hess, y ExxonMobil están indicando que están más centrados en ejecutar y desarrollar lo que ya poseen que en buscar otro gran acuerdo. ConocoPhillips ha sido explícita: no le interesan las fusiones y adquisiciones y planea aumentar el flujo de caja libre mediante la disciplina de costes y la puesta en marcha de proyectos.
El punto subyacente es que las grandes petroleras prevén la formación de una brecha de producción más adelante en la década. Ahora están buscando el acceso a barriles de larga duración —ya sea mediante extensiones de contratos, reingreso selectivo a países, desarrollo disciplinado o exploración— para asegurar que dicha brecha no se convierta en un declive.
Fuente: Julianne Geiger- Oilprice.com
Foto: zbynek-burival-GrmwVnVSSdU-unsplash
