La debacle económica causada por la emergencia sanitaria de la Covid-19 ha sido un fenómeno generalizado pero con impactos desiguales y asimétricos tanto entre los países como entre las grandes corporaciones transnacionales. Las medidas y políticas sanitarias asumidas como respuesta para mitigar la crisis sanitaria han conllevado consecuencias diferenciadas entre las industrias y empresas. Un caso paradigmático lo encontramos en la industria del petróleo que hoy está siendo puesta en jaque. La industria desde inicios de 2020 vivía una sobreoferta de petróleo que empujaba a la baja los precios. En ese contexto, las medidas de confinamiento detonaron una estrepitosa caída de los precios al arrasar con la demanda mundial de crudo, particularmente en el motor de la economía mundial, China, principal importador de petróleo desde 2017. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC, por sus siglas en inglés) junto con otros países exportadores de crudo (OPEC+) pactaron acuerdos para ejecutar reducciones coordinadas en la oferta de petróleo que pudieran estabilizar los precios y regular los efectos adversos de una crisis global en ciernes. Sin embargo, éstos no lograron contener a tiempo lo que hasta el momento ha sido uno de los impactos más dramáticos en la historia reciente de la industria, cuando el 20 de abril los contratos a futuro de la mezcla West Texas Intermediate (WTI) cerraron en un asombroso precio negativo de -37.63 dólares el barril (The Economist, 7 de mayo 2020).

Las políticas de sanidad y confinamiento se generalizaron por todo el mundo, disminuyendo la movilidad de personas, junto con una paralización parcial de la producción y circulación de bienes y servicios. Esto se tradujo en una menor demanda en el consumo de combustibles fósiles, gasolinas y otros derivados e insumos para el funcionamiento de otras empresas (destacando la industria aeronáutica como grandes compradoras de las empresas de petróleo). Implicando una reducción del 25% de las emisiones de CO2 “algo que ningún acuerdo internacional había logrado” (Islas, 2020). La menor demanda exacerba el problema de exceso de petróleo previamente existente lo que genera a su vez mayores costos de almacenamiento y de logística, entre otros.

La industria en su conjunto y las grandes corporaciones en particular están siendo golpeadas por las pérdidas del petróleo en los tiempos de pandemia: bajos precios del mercado, baja demanda, sobreoferta y nuevos costos. A continuación, presentamos el análisis de siete principales corporaciones petroleras clasificadas según sus ingresos por el listado Fortune Global 500. Al cierre del primer trimestre del 2020 (enero a marzo), las siete corporaciones más grandes incurrieron en menores ingresos y pérdidas netas respecto el mismo periodo en 2019.

Chevron fue la excepción en este grupo al ser la única en reportar ganancias. Los ingresos de la corporación estadounidense cayeron 13% sumando 29.7 mmd para el primer trimestre 2020, sin embargo, fue la única corporación que generó un saldo favorable en sus ganancias de 3.5 mmd, un incremento de 35% respecto el mismo periodo en 2019. Esto se debió principalmente por la venta de activos en Filipinas y Azerbaiyán por mil 600 millones de dólares (Reuters y EFE, 2020). En el primer cuarto del año su producción de petróleo aumentó 3.24 millones de barriles por día, alcanzando un nuevo récord (Chevron, 2020:2). Los incrementos en la producción se debieron a la extracción de esquisto y las propiedades en la Cuenca del Pérmico en Texas y Nuevo México. Las operaciones de refinación tuvieron ingresos por 450 millones de dólares en Estados Unidos debido a mayores márgenes de ganancia en los productos refinados. Las entradas por la refinación de crudo aumentaron 12% principalmente a la adquisición de la refinería de Pasadena en Texas. A pesar de su relativa mejor situación que sus rivales, la corporación estadounidense ha desplazado más de 20 mil trabajadores del megaproyecto Tengiz en Kazajistán (Wethe y Crowley, 2020). Además, planea recortar entre 10 a 15% de su planta laboral en todo el mundo, cerca de 6 mil trabajadores (Crowley, 2020) como medidas para compensar la crisis Covid-19.

Sinopec, la corporación china de refinación de petróleo más grande en el mundo, reportó ingresos totales por 78.5 miles de millones de dólares (mmd) en el primer trimestre del año, esto es una disminución de 22.6% respecto el mismo periodo en 2019. La empresa logró mantener una alta eficiencia en la exploración junto con la reducción de costos y gastos en todos los frentes de la producción, suministro, almacenamiento y mercadotecnia. En los tres primeros meses del año la producción de petróleo y gas fue de 112.28 millones de barriles, apenas una diferencia menor de 1% respecto 2019 (Sinopec, 2020:6). El segmento de “refinación” perdió 3.6 miles de millones de dólares con una producción total de 53.7 millones de toneladas, una reducción de 13% en el volumen respecto 2019. Sus negocios en la rama de “químicos” ajustaron su plan de operaciones para mejorar su demanda de mercado, como la producción de materiales para uso médico (Sinopec, 2020:8). La producción de etileno apenas se redujo 0.8%, mientras que la producción de resina sintética aumentó 2.8%; finalmente el segmento de “químicos” reportó pérdidas por 221 millones de dólares sobre todo por una menor producción de monómeros, polímeros y fibra sintética. Como estrategia frente a la Covid-19, la corporación asiática ha puesto en marcha un programa de 100 días para mejorar su desempeño bajo 3 principales objetivos: explotar el potencial de los cambios en la demanda para expandir su mercado, optimizar el uso de recursos y fortalecer la gestión y control en los costos y gastos en todos los procesos productivos. Al cierre del primer trimestre de 2020, Sinopec tuvo una pérdida significativa en sus ganancias de 2.9 mmd, 213.9% menores respecto al primer trimestre del año pasado.

La firma anglo-holandesa Royal Dutch Shell PLC, reportó ingresos por 60 mmd, 28.3% menores respecto el primer trimestre 2019. Su segmento de “gas integrado” redujo sus ingresos 35% respecto 2019, sin embargo, la producción total se incrementó 12% por una ampliación de actividades en lugares como Trinidad y Tobago y Australia. De igual forma aumentó el volumen de gas licuado como resultado de una mayor capacidad instalada para procesarlo. El negocio de “extracción” reportó pérdidas por 863 millones de dólares debido a bajos precios, menores ventas y un menor volumen de extracción (menos 5%) por desinversiones en distintas partes del mundo (como el cierre del proyecto Lake Charles LNG) aunque parcialmente compensado por aumento en otras zonas (Cuenca Santos, Golfo de México y Pérmico). A pesar de la coyuntura desfavorable, siguen en marcha otros proyectos como la primera fase del Arrow Energy`s Surat Gas Proyect en Queensland, Australia del cual se estima generará hasta 90 mil millones de pies cúbicos de gas anuales (Shell, 2020:2). Los “productos derivados de petróleo” aumentaron sus ingresos 81% favorecido por un aumento de demanda y menores gastos operacionales. Los impactos negativos por las secuelas de la Covid-19 se dejaron sentir hasta marzo, con un decrecimiento en la venta de productos de petróleo por un menor volumen de refinación y comercialización. El segmento de “químicos” disminuyó 68% sus ingresos. Las operaciones financieras del corporativo fueron afectadas por la debilidad del real brasileño. En los próximos meses se espera que la producción de petróleo y la capacidad máxima de refinación disminuyan en promedio entre 60-70% junto con un 70-80% en las plantas químicas. Finalmente, Shell cerró el primer trimestre de 20202 con pérdidas por 23 millones de dólares una caída de 100% respecto el mismo periodo en 2019. Entre otras medidas, la corporación ha anunciado una drástica reducción en el pago de los dividendos de sus accionistas desde la segunda guerra mundial, eliminando cerca de tres cuartas partes (66%) de los pagos anuales esperados para este año (Ambrose, 2020).

PetroChina, propiedad de la empresa estatal China National Petroleum Corporation, reportó una reducción de 13.9% en sus ingresos durante el primer trimestre de 2020 respecto el año anterior, en total 71.9 mmd. La corporación tuvo un desempeño negativo debido a los choques externos e internos provocados por la caída del consumo de petróleo refinado y gas natural, y pese al crecimiento de la producción de gas natural por una menor importación en el país asiático. En sus negocios de exploración y producción, PetroChina generó 413.9 millones de barriles, un incremento de 6.1% respecto del año pasado, esto gracias al aumento de inversión y una mayor capacidad de producción hechas antes del periodo de ajuste por los bajos precios en el mercado. En el mismo segmento aumentaron las ganancias operativas 3.9% (689 millones de dólares). Las operaciones de “refinería y químicos” redujeron la producción de gasolina, diésel y queroseno 13.8% y el volumen de ventas cayó 15.9% generando una pérdida total de 1.2 mmd. La corporación asiática ha puesto en marcha un programa de acción orientado al desarrollo de energías “verdes” y de bajo carbón, aunado a una transición digital de sus operaciones, medidas sanitarias para controlar la Covid-19 y de mayores controles en el ejercicio de gastos e inversiones. PetroChina ajustó su estructura para producir materiales especiales dedicados a hacer frente a la contingencia sanitaria. El trimestre lo cerró con 1.8 mmd de pérdidas totales, una baja en las ganancias de 183.3% respecto el año anterior.

British Petroleum (BP) reportó ingresos por 59.7 mmd, 10.1% menos respecto el primer trimestre de 2019. En comparación con el resto de las otras 6 grandes petroleras, BP mostró la caída relativa más brusca en sus ganancias de 246%, con pérdidas totales de 4.39 mmd. La producción de petróleo fue 2.9% menor a la del trimestre 2019-I. Como medidas ante la Covid-19, la corporación renegoció sus contratos de producción, almacenamiento y distribución e incluso en algunas plantas se han detenido todas las operaciones como es el caso del proyecto GTA (Greater Tortue Ahmeyim) y de Tangguh en Indonesia (BP, 2020:6). BP recortará hasta 17.5 mmd del valor de sus activos de petróleo y gas, 10 mil empleos en el mundo y podría verse obligada de no explotar sus nuevos descubrimientos de combustibles fósiles (Ambrose y Kollewe, 2020). El segmento de “combustibles” reportó una reducción de ingresos por 46%, con menores ventas en América del Norte y Europa de la cual 80% se debe a la caída en la demanda de la industria de aviación (BP, 2020:8). El segmento de “lubricantes” particularmente en China y posteriormente en Europa, EUA e India disminuyó sus ingresos de 50 a 90%. La rama de “petroquímicos” fue afectada por un margen débil tanto en los aromáticos como en los acetilos. Al mismo tiempo, los volúmenes de energía alternativa también tuvieron reducciones importantes: proyectos de etanol, energía eólica y solar.

Los ingresos de ExxonMobil cayeron 11.7% sumando 56.2 mmd con pérdidas de 610 millones de dólares, 126% menos respecto el mismo periodo en 2019. Esto representa su primera gran pérdida desde 1999 (The Economist, 28 de mayo 2020). Sin embargo, la producción se incrementó 4 millones de barriles diarios, 2% respecto 2019, además de 7% adicional en los líquidos, pero una baja de 5% en gas. En respuesta a la Covid-19, la empresa anunció un plan para reducir 30% su gasto de capital y 15% sus gastos operativos; al mismo tiempo ha maximizado la producción de productos críticos como alcohol isopropílico y polipropileno para fabricar mensualmente 200 millones de máscaras protectoras, 20 millones de batas entre otras vestimentas y 50 millones de botellas de limpiador de manos. Algunas de sus plantas en Estados Unidos se reconfiguraron para producir instrumentos médicos (Lousiana, New Jersey, New Mexico, New York, Pennsylvania y Texas). En los mismos meses, ExxonMobil realizó un descubrimiento importante frente a las costas de Guyana en el pozo de Uaru del cual se estima podrá incrementar la producción a más de 8 mil millones de barriles de petróleo en la región (Exxon, 2020:3).

La petrolera francesa Total reportó ingresos por 43.9 mmd, menos 14.3% respecto el primer trimestre en 2019 y con pérdidas totales de 4.28 mmd, una caída de 248%. Como plan de acción anunció reducciones de inversión de casi 25%, en costos en operaciones en un millón de dólares, la mejora de su liquidez mediante el uso de bonos y líneas crediticias además de una reducción salarial de 25% a los integrantes de la mesa directiva. La extracción se incrementó 5% gracias a ciertos proyectos en curso: Culzean en Reino Unido, Johan Sverdrup en Noruega y Yamal en Rusia (Total, 2020:2), esto no impidió que los ingresos derivados de la producción y exploración cayeran 59%. Se reportaron nuevos descubrimientos importantes en Surinam y un incremento de 27% en las ventas de gas natural sobre todo por las instalaciones en Yamal, Rusia. El volumen de refinación cayó 22% principalmente por los recortes planeados en las refinerías de Feyzin y Grandpuits en Francia y Satorp en Arabia Saudita (Total, 2020:7). La producción de monómero fue estable mientras que la de polímeros bajó 7% por los cierres de El Prat en España y la plataforma Qatofin en Qatar. Los ingresos por “químicos” disminuyeron 49% por un menor volumen de refinación, una menor capacidad de utilización en la planta y por la baja demanda en marzo.

En general la pandemia Covid-19 afectó negativamente el crecimiento potencial de la demanda del petróleo en menos 6.4 millones de barriles al día en el primer trimestre del 2020 (OPEC, 2020:iii). De acuerdo con el informe mensual de la OPEP publicado el 17 de junio de 2020, la “Declaración de Cooperación” (DoC, por sus siglas en inglés) firmada a inicios de abril entre integrantes de la OPEP y otros productores de energéticos, alcanzó resultados positivos desde el mes de mayo para reducir la producción en promedio 9.2 millones de barriles diarios (OPEC, 2020:32). Esto se reflejó en el repunte de los precios: incremento de 42.5% de la canasta de referencia de la OPEP (OPEC Reference Basket, ORB), aumentó 21.7% los precios de futuros de la mezcla ICE Brent durante el mes de mayo con un promedio de 32.41 dólares por barril y la NYMEX WTI (70.8%) con 28.53 dólares por barril (OPEC, 2020:iii). A pesar de la mejora en las expectativas del mercado mundial de petróleo, la recuperación está lejana: muchas petroleras estarán en mayores aprietos durante el segundo trimestre (Wallace, 2020; The Economist, 11 de junio 2020) y lo que resta del año. La OPEP estima una baja demanda de petróleo para el segundo semestre del año (menos 6.4 millones de barriles diarios). Se espera que la recuperación avance de forma gradual en la medida en que las naciones concluyan las medidas de restricción de movilidad y las industrias y empresas retomen sus actividades económicas.

Sin duda, la crisis Covid-19 está dejando secuelas en la industria del petróleo. Las corporaciones petroleras están atravesando fuertes tensiones tanto en la competencia entre ellas como al interior de sus mesas directivas y accionistas (Crowley, 2020a; The Economist, 2020c). Se han visto orilladas a poner en marcha diversas estrategias para evitar caer en la bancarrota: desde ajustar su estructura productiva para compensar pérdidas hasta el cierre de plantas completas, desinversiones, reducciones de gastos, despidos e incluso la reducción de los dividendos entregados a los accionistas. Esto ha dado vuelo a que las corporaciones renueven sus promesas de la transición energética, haciendo atractivas todo tipo de especulaciones optimistas sobre las posibilidades de un futuro sustentable bajo un patrón energético de bajo carbono (The Economist, 2020a). En contraste, lecturas más realistas sobre la coyuntura, como la ofrecida por el Corporate Europe Observatory (2020) nos recuerda que históricamente estas grandes empresas han utilizado reiteradamente los discursos “verdes” y las campañas “sustentables” como cortinas de humo (greenwashing) que sirven de distractores políticos y mediáticos mientras en los hechos parecen aferrarse hasta la última gota posible del oro negro, sea bajo la amenaza de la Covid-19 o sin ella. Como dato estructural, es previsible que la demanda de energéticos crezca de manera importante con la reanudación de la actividad económica a nivel global, dando lugar a una cierta recuperación del mercado mundial de energéticos y de las grandes corporaciones. No obstante, la crisis Covid-19 ha mostrado la importancia de tomar en cuenta los límites ambientales y sociales del actual patrón energético basado en combustibles fósiles. La resiliencia y la capacidad de adaptación de las grandes corporaciones energéticas debería fundarse cada vez más en la búsqueda de nuevas fuentes y formas de producción de energéticos, so pena de desaparecer…

Referencias consultadas

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