Exxon, Chevron, Shell y TotalEnergies invierten en nuevos yacimientos que puedan ser rentables con el crudo an ese valor.

Las grandes petroleras se centran en nuevos yacimientos que pueden ser rentables incluso si los precios caen en unos 30 dólares por barril, aprovechando un tercer año de aumento de la demanda para ajustar sus carteras en un momento de incertidumbre sobre el futuro del sector.

El cambio a yacimientos con puntos de equilibrio más favorables ocurre tras ciclos más profundos y frecuentes en la última década, y además refleja la creencia de los ejecutivos de que los altos precios pueden no durar.

“Después de tres grandes desplomes de los precios del petróleo en 15 años, se acepta en general que es probable que haya otro”, dijo Alex Beeker, director de investigación corporativa de la consultora energética Wood Mackenzie, a Reuters.

La incertidumbre y la necesidad de rentabilidad de los inversores explican que los objetivos se centren en compras de producción de petróleo a bajo coste y en la capacidad de ajustar el bombeo en respuesta a las fluctuaciones de precios.

Exxon Mobil y Chevron gastaron más dinero el año pasado pagando a sus inversores que en nuevos proyectos, lo que es indicativo del deseo de la industria de recuperar la confianza de los inversores.

Al 30 de enero, sólo el 4,4% de la ponderación total del índice S&P 500 de las principales empresas estadounidenses que cotizan en bolsa, según S&PGlobal, representaba el sector energético, frente a casi tres veces más hace una década.

Las recientes adquisiciones de empresas por parte de Exxon, Chevron y Occidental Petroleum por 125.000 millones de dólares fueron canceladas para bombardear el petróleo a un precio de entre 25 y 30 dólares el barril. Mientras Shell y Equinor buscan proyectos en Europa con un nivel similar de rentabilidad, TotalEnergies, una empresa francesa, quiere que sus costes de producción sean inferiores a 25.000 dólares.

Estos bajos costos representan cerca del 40% del precio actual de referencia del Brent y aproximadamente la mitad del umbral de rentabilidad de los proyectos petrolíferos de hace una década.

De acuerdo con Peter McNally, el responsable mundial de análisis sectoriales de Third Bridge, empresa de investigación energética, “en cada ciclo de caída de la actividad se obtienen ganancias de eficiencia”.

La necesidad de controlar los costos ha obligado a las empresas a reestructurar sus operaciones concentrándolas en menos áreas y reduciendo el tamaño de sus carteras. El aislamiento de trabajo y la externalización de operaciones a países con bajos costos han sido otros efectos.

Africa, Canada, y algunas áreas de Estados Unidos han renunciado a una producción herdada de elevada cantidad. El año pasado, Shell y Exxon vendieron su producción centenaria en California y, junto con TotalEnergies, están esfuerzando su deserción o disminución en Nigeria. Chevron abandonó Indonesia y BP vendió sus participaciones en Alaska, Canadá y el Mar del Norte.

La nueva producción tiende a realizarse en yacimientos altamente productivos en aguas profundas, donde las plataformas se convierten en máquinas de hacer dinero una vez amortizadas, o en investigación, donde una colección de pozos pequeños y fácilmente explotables permite ajustes de volumen basados en los precios de la energía.

Para pagar cuantiosos dividendos a los accionistas, quienes alcanzaron 111.000 millones de dólares el año pasado, las petroleras requieren proyectos de alta rentabilidad. Los pagos absorbieron más de la mitad del flujo de caja de las empresas.