Bloomberg — Se pronostica que las grandes compañías petroleras registrarán sus ganancias trimestrales más bajas en cuatro años después de que la geopolítica hiciera fluctuar los precios y dejara a algunos de sus operadores en el lado equivocado de la volatilidad.
El crudo subió un 31% durante un tramo de siete semanas en mayo y junio, y luego se desplomó para terminar el trimestre un 10% por debajo de donde empezó, ya que la guerra comercial del presidente Donald Trump y los aumentos de la oferta de la OPEP+ pesaron más que el repunte de los ataques israelíes y estadounidenses contra Irán. Las fuertes fluctuaciones provocaron resultados dispares en Shell Plc (SHEL) y BP Plc (BP), que cuentan con divisiones comerciales más grandes que sus rivales estadounidenses.
Ver más: Cómo la cláusula de un acuerdo por el petróleo de Guyana desató la disputa Exxon-Chevron
Shell advirtió a principios de mes de unos beneficios comerciales “significativamente más bajos”, mientras que BP se guió por unos beneficios “sólidos” de sus comerciantes de petróleo, lo que supuso un impulso muy necesario para el CEO Murray Auchincloss. En conjunto, se prevé que los beneficios combinados del segundo trimestre de Exxon Mobil Corp (XOM), Chevron Corp (CVX), Shell, TotalEnergies SE (TTE) y BP caigan un 12% respecto al periodo anterior, hasta los US$19.880 millones, según las estimaciones de los analistas recopiladas por Bloomberg.
“La volatilidad suele ser buena porque implica mayores ganancias comerciales, pero al estar impulsada por el riesgo geopolítico, fue más difícil de aprovechar”, declaró Michele Della Vigna, directora de investigación de recursos naturales de Goldman Sachs Group Inc. (GS) en Europa, Medio Oriente y África, en una entrevista. “No fue desastroso, pero definitivamente fue un trimestre más difícil”.
Los resultados de las grandes petroleras comienzan el jueves, cuando Total publica sus resultados. Shell los presenta el 31 de julio, seguida de Exxon y Chevron el 1 de agosto, y BP el 5 de agosto.
La mayor petrolera noruega, Equinor ASA, informó el miércoles de una caída trimestral del 19% en sus beneficios debido a la debilidad de los precios del petróleo y a una prolongada interrupción en una instalación de gas natural licuado.
Los mayores suministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus socios, junto con la preocupación de que los aranceles de Trump frenen la demanda mundial, mantuvieron los precios medios del crudo por debajo de los US$70 el barril en el trimestre, lo que dificultó a las mayores empresas energéticas del mundo la financiación de los beneficios de los accionistas, que se han convertido en el punto de mira de los inversores. Se espera que las cinco supergrandes aumenten su deuda neta combinada este trimestre para hacer frente a los pagos, incluso después de que varias recortaran las recompras o el gasto a principios de año.
Ver más: La OPEP sostiene su visión poco común: la demanda de petróleo seguirá en alza hasta 2050
“Esto ya no es 2023”, dijo Kim Fustier, analista de HSBC, en una nota de investigación. “Tras dos años de sobredistribución, el margen para financiar recompras mediante deuda se ha reducido”. Las métricas medias de deuda están ahora “ligeramente por encima de los niveles históricos a largo plazo”.
Es probable que la debilidad de los precios del petróleo y el gas se vea parcialmente compensada por la mejora de los márgenes de refinación tanto en EE.UU. como en Europa, a medida que la temporada de conducción de verano impulsa la demanda adicional. Exxon, BP y Shell registraron mejores ganancias de refinación, aunque la magnitud de estas ganancias es insignificante en comparación con el tamaño de sus divisiones de producción, que son más grandes.
El mercado bursátil será de especial interés este trimestre. Las acciones petroleras europeas cayeron a principios de mes después de que Shell revelara un rendimiento inferior al esperado de su división de trading, habitualmente uno de sus centros de beneficios más fiables. Aun así, Shell ha destacado entre las cinco mayores empresas energéticas este año, con un aumento de sus acciones de alrededor del 10%, a pesar de la caída del 8% del crudo Brent.
El rendimiento superior de Shell en comparación con BP generó especulaciones sobre una posible oferta por su rival londinense, que se ha quedado atrás tras el fracaso de su enfoque hacia la energía baja en carbono. La gigante angloholandesa declaró que no tiene intención de presentar una oferta a finales de junio, lo que impide una oferta durante al menos seis meses según la legislación bursátil del Reino Unido. Sin embargo, es probable que este episodio provoque a los analistas una lluvia de preguntas sobre la estrategia a largo plazo del director ejecutivo, Wael Sawan.
Ver más: BP anticipa aumento trimestral de producción y comercialización de petróleo
Con la inminente OPA de Shell fuera de la mesa, el impulso de BP para volver a centrarse en sus raíces de petróleo y gas es crucial para revertir años de malos resultados. La importante británica en apuros, que se encuentra bajo la presión del inversor activista Elliott Investment Management, nombró el lunes nuevo presidente al exCEO de CRH Plc, Albert Manifold, en sustitución de Helge Lund.
BP espera registrar un aumento de la producción y una deuda neta “ligeramente” inferior. Un menor endeudamiento sería una noticia bienvenida, dado que la compañía había dicho previamente que su ya abultada pila de deuda aumentaría durante la primera mitad del año, dijo Della Vigna.
Chevron redujo el gasto en recompras en el segundo trimestre, aunque se mantuvo dentro de sus previsiones anuales, al ajustarse a unos precios del petróleo más bajos. El CEO, Mike Wirth, estará ansioso por mostrar los avances en los planes para generar US$10.000 millones en flujo de caja libre adicional a US$70 Brent a partir de nuevos proyectos en Kazajstán y el Golfo de EE.UU. y un menor gasto de capital en la cuenca del Pérmico.
Wirth también suele destacar la reciente adquisición de Hess Corp. (HES) por parte de su empresa, tras prevalecer en un arbitraje con Exxon. Esta victoria otorga a Chevron una participación en un yacimiento petrolífero en auge que Exxon opera en Guyana.
Ver más: Exxon prevé caída de US$1.500 millones en ganancias por menor precio del petróleo y gas
Para Exxon, la atención se centrará en una lista de proyectos clave que se están iniciando. A diferencia de sus competidores, el gigante petrolero texano incrementó su inversión de capital este año con el objetivo de impulsar el crecimiento de la producción a bajo costo a finales de esta década y en adelante. Yellowtail y Bacalhau, proyectos petroleros offshore en Guyana y Brasil, respectivamente, están programados para el segundo semestre de este año. Golden Pass, una planta de exportación de gas natural licuado en Texas, comenzará a operar a finales de 2025.
Pero el crecimiento tiene un costo. Los analistas prevén que la deuda neta de Exxon aumente un 18%, hasta US$24.280 millones, ya que financia la expansión además de su dividendo y US$20.000 millones en recompras anuales.
La asequibilidad de la rentabilidad para el accionista, que se disparó después de que el sector registrara beneficios récord en 2022, será un tema común.
Por tercer trimestre consecutivo, el flujo de caja libre combinado de las cinco supergrandes no será suficiente para cubrir la cantidad que planean pagar en dividendos y recompras, según las estimaciones de los analistas recopiladas por Bloomberg. Chevron y BP ya han reducido el gasto en recompras, lo que aumenta la perspectiva de que otras sigan sus pasos, especialmente con unos beneficios que se espera que sean un 66% inferiores al récord de 2022.
“Con el petróleo rondando los US$70, creo que prácticamente todas mantendrán las recompras”, dijo Della Vigna. “Si bajamos a US$60 o menos, como prevemos, en el segundo semestre, entonces creo que tendremos una mayor diferenciación, con algunas empresas potencialmente reduciendo las recompras y otras manteniéndolas”.
Lea más en Bloomberg.com
