Nueva York, Estados Unidos.
La caída en los precios del petróleo ha dejado a las grandes petroleras occidentales que cotizan en bolsa frente a frente a lo que en su momento hubiera sido una herejía: la necesidad de reducir su tamaño.
Incluso antes de que los precios del petróleo en Estados Unidos comenzaran a descender a mediados de año a alrededor de US$80 el barril, las tres mayores petroleras occidentales tenían márgenes de ganancia más bajos que hace una década, cuando vendían su petróleo y gas por la mitad del precio, según un análisis de The Wall Street Journal.
A pesar de obtener una ganancia en conjunto de US$18.900 millones en el tercer trimestre, Exxon Mobil Corp., Royal Dutch Shell PLC y Chevron Corp. archivaron sus planes de expansión y se están desprendiendo de operaciones con márgenes de ganancia reducidos.
La razón detrás del cambio es el creciente costo de extraer petróleo y gas. Exxon, Chevron, Shell y también BP PLC ganan por separado menos dinero explotando hidrocarburos que hace 10 años. Combinadas, las cuatro empresas promediaron un margen de ganancia de 26% sobre sus ventas de petróleo y gas en los últimos 12 meses, comparado con 35% hace una década, reveló el análisis.
Shell reportó la semana pasada que su producción de crudo y gas era menor que hace una década y advirtió que es probable que siga bajando durante los próximos dos años.
Chevron, cuya producción no ha registrado cambios en los últimos 12 meses, está retrasando importantes inversiones debido a preocupaciones de costos.
BP ha experimentado la reducción más pronunciada, al vender US$40.000 millones en activos desde 2010, en gran medida para pagar los costos legales y de limpieza ligados al derrame petrolero de la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México ocurrido ese año.
Las empresas tienen la intención de extraer más petróleo y gas en el futuro. Exxon y Chevron confirmaron la semana pasada sus planes de impulsar la producción para 2017.
“Si retrocedemos una década, la idea de limitar el gasto porque el crudo estaba a US$80 el barril probablemente resultaría incomprensible”, dijo Dan Pickering, copresidente del banco de inversión Tudor, Pickering, Holt & Co. “La rentabilidad intrínseca del negocio ha decaído”.
Las grandes petroleras occidentales no son las únicas que se ajustan el cinturón. Las petroleras en todo el mundo han cancelado o aplazado proyectos por más de US$200.000 millones desde comienzos del año pasado, según la firma de inversión Sanford C. Bernstein.
En el pasado, la prioridad de las grandes petroleras era encontrar y desarrollar nuevos yacimientos de petróleo y gas con la mayor rapidez posible, en parte para reemplazar reservas agotadas y en parte para demostrarles a los inversionistas que podían seguir creciendo.
Pero la magnitud de las energéticas ha significado que sólo los proyectos enormes y complejos —además de costosos— son lo suficientemente grandes para marcar una diferencia en sus reservas e ingresos.
Exxon, Shell y Chevron han ido detrás de grandes depósitos de energía desde las arenas bituminosas al oeste de Canadá hasta las frígidas estepas de Asia Central. También están perforando en mayores profundidades en el Golfo de México y construyendo plantas para licuar gas natural en una remota isla australiana. Las tres firmas desembolsaron un total de US$500.000 millones entre 2009 y 2013. También gastaron tres veces más por barril que rivales más pequeños que se centran en las formaciones de esquisto en EE.UU., que son más fáciles de extraer.
La producción de algunos de las mayores iniciativas aún no se ha materializado. Mientras la inversión de las seis mayores petroleras en proyectos para explotar petróleo y gas aumentó 80% entre 2007 y 2013, su producción conjunta de petróleo y gas descendió 6,5%, según JBC Energy Markets.Sin embargo, varios grandes emprendimientos deberían comenzar a operar dentro de un año, lo cual según algunos analistas podría mejorar el flujo de caja y las ganancias.
Durante décadas, la industria energética dependió de lo que el director general de finanzas de Shell, Simon Henry, llama su “pasado colonial” para obtener acceso a reservas petroleras de bajo costo y alto volumen en lugares como Medio Oriente. En los años 70, sin embargo, los gobiernos comenzaron a lograr más concesiones en sus negociaciones con las empresas.
No obstante, las petroleras siguieron intentando producir más crudo. A fines de los 90, “hubiera sido inaceptable decir que la producción bajaría”, dijo Henry.
Shell tiene “alrededor de un tercio” de su “balance en activos con un retorno de 0%”, afirmó su presidente ejecutivo, Ben van Beurden, en una entrevista reciente. Los proyectos de Shell deberían arrojar un margen de ganancia de al menos 10%, añadió. “Si eso significa negocios significativamente menores, entonces estoy preparado para hacerlo”.
Shell canceló a fines del año pasado un proyecto de US$20.000 millones para convertir gas natural en diésel en Luisiana, EE.UU., y este año dejó en suspenso un proyecto gasífero en Arabia Saudita.
La empresa anglo-holandesa también ha reducido su perforación de proyectos de esquisto en EE.UU. y Canadá, y abandonó sus metas de producción.
Este año, Exxon dejó que venciera una licencia en Abu Dhabi, donde había extraído crudo durante 75 años y vendió una participación en un campo petrolero en el sur de Irak porque no ofrecía retornos lo suficientemente altos.
Chevron, que planeaba elevar la producción para 2017, ha reducido sus proyecciones y postergado planes de desarrollar un yacimiento gasífero en el Reino Unido.
Aunque las operaciones de refinación han reducido el impacto de los menores precios del petróleo, las compañías indicaron que podrían asumir más deuda si el precio del crudo sigue cayendo.
“No estamos preocupados en sentido temporal”, dijo Patricia Yarrington, directora de finanzas de Chevron. “Obviamente no podemos hacerlo por mucho tiempo”, agregó.
La caída en los precios del petróleo ha dejado a las grandes petroleras occidentales que cotizan en bolsa frente a frente a lo que en su momento hubiera sido una herejía: la necesidad de reducir su tamaño.
Incluso antes de que los precios del petróleo en Estados Unidos comenzaran a descender a mediados de año a alrededor de US$80 el barril, las tres mayores petroleras occidentales tenían márgenes de ganancia más bajos que hace una década, cuando vendían su petróleo y gas por la mitad del precio, según un análisis de The Wall Street Journal.
A pesar de obtener una ganancia en conjunto de US$18.900 millones en el tercer trimestre, Exxon Mobil Corp., Royal Dutch Shell PLC y Chevron Corp. archivaron sus planes de expansión y se están desprendiendo de operaciones con márgenes de ganancia reducidos.
La razón detrás del cambio es el creciente costo de extraer petróleo y gas. Exxon, Chevron, Shell y también BP PLC ganan por separado menos dinero explotando hidrocarburos que hace 10 años. Combinadas, las cuatro empresas promediaron un margen de ganancia de 26% sobre sus ventas de petróleo y gas en los últimos 12 meses, comparado con 35% hace una década, reveló el análisis.
Shell reportó la semana pasada que su producción de crudo y gas era menor que hace una década y advirtió que es probable que siga bajando durante los próximos dos años.
Chevron, cuya producción no ha registrado cambios en los últimos 12 meses, está retrasando importantes inversiones debido a preocupaciones de costos.
BP ha experimentado la reducción más pronunciada, al vender US$40.000 millones en activos desde 2010, en gran medida para pagar los costos legales y de limpieza ligados al derrame petrolero de la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México ocurrido ese año.
Las empresas tienen la intención de extraer más petróleo y gas en el futuro. Exxon y Chevron confirmaron la semana pasada sus planes de impulsar la producción para 2017.
“Si retrocedemos una década, la idea de limitar el gasto porque el crudo estaba a US$80 el barril probablemente resultaría incomprensible”, dijo Dan Pickering, copresidente del banco de inversión Tudor, Pickering, Holt & Co. “La rentabilidad intrínseca del negocio ha decaído”.
Las grandes petroleras occidentales no son las únicas que se ajustan el cinturón. Las petroleras en todo el mundo han cancelado o aplazado proyectos por más de US$200.000 millones desde comienzos del año pasado, según la firma de inversión Sanford C. Bernstein.
En el pasado, la prioridad de las grandes petroleras era encontrar y desarrollar nuevos yacimientos de petróleo y gas con la mayor rapidez posible, en parte para reemplazar reservas agotadas y en parte para demostrarles a los inversionistas que podían seguir creciendo.
Pero la magnitud de las energéticas ha significado que sólo los proyectos enormes y complejos —además de costosos— son lo suficientemente grandes para marcar una diferencia en sus reservas e ingresos.
Exxon, Shell y Chevron han ido detrás de grandes depósitos de energía desde las arenas bituminosas al oeste de Canadá hasta las frígidas estepas de Asia Central. También están perforando en mayores profundidades en el Golfo de México y construyendo plantas para licuar gas natural en una remota isla australiana. Las tres firmas desembolsaron un total de US$500.000 millones entre 2009 y 2013. También gastaron tres veces más por barril que rivales más pequeños que se centran en las formaciones de esquisto en EE.UU., que son más fáciles de extraer.
La producción de algunos de las mayores iniciativas aún no se ha materializado. Mientras la inversión de las seis mayores petroleras en proyectos para explotar petróleo y gas aumentó 80% entre 2007 y 2013, su producción conjunta de petróleo y gas descendió 6,5%, según JBC Energy Markets.Sin embargo, varios grandes emprendimientos deberían comenzar a operar dentro de un año, lo cual según algunos analistas podría mejorar el flujo de caja y las ganancias.
Durante décadas, la industria energética dependió de lo que el director general de finanzas de Shell, Simon Henry, llama su “pasado colonial” para obtener acceso a reservas petroleras de bajo costo y alto volumen en lugares como Medio Oriente. En los años 70, sin embargo, los gobiernos comenzaron a lograr más concesiones en sus negociaciones con las empresas.
No obstante, las petroleras siguieron intentando producir más crudo. A fines de los 90, “hubiera sido inaceptable decir que la producción bajaría”, dijo Henry.
Shell tiene “alrededor de un tercio” de su “balance en activos con un retorno de 0%”, afirmó su presidente ejecutivo, Ben van Beurden, en una entrevista reciente. Los proyectos de Shell deberían arrojar un margen de ganancia de al menos 10%, añadió. “Si eso significa negocios significativamente menores, entonces estoy preparado para hacerlo”.
Shell canceló a fines del año pasado un proyecto de US$20.000 millones para convertir gas natural en diésel en Luisiana, EE.UU., y este año dejó en suspenso un proyecto gasífero en Arabia Saudita.
La empresa anglo-holandesa también ha reducido su perforación de proyectos de esquisto en EE.UU. y Canadá, y abandonó sus metas de producción.
Este año, Exxon dejó que venciera una licencia en Abu Dhabi, donde había extraído crudo durante 75 años y vendió una participación en un campo petrolero en el sur de Irak porque no ofrecía retornos lo suficientemente altos.
Chevron, que planeaba elevar la producción para 2017, ha reducido sus proyecciones y postergado planes de desarrollar un yacimiento gasífero en el Reino Unido.
Aunque las operaciones de refinación han reducido el impacto de los menores precios del petróleo, las compañías indicaron que podrían asumir más deuda si el precio del crudo sigue cayendo.
“No estamos preocupados en sentido temporal”, dijo Patricia Yarrington, directora de finanzas de Chevron. “Obviamente no podemos hacerlo por mucho tiempo”, agregó.
