Qué dijo la dirección de Equinor ASA en la llamada del Q4 2025

Un trimestre de récord, pero con la vista puesta en un entorno más difícil

Equinor cerró 2025 con producción récord de 2,137 millones de barriles diarios, un retorno sobre el capital empleado del 14,5% y un flujo de caja operativo después de impuestos de 18.000 millones de dólares. La dirección atribuyó estos resultados a la puesta en marcha de nuevos campos —Johan Castberg en el Mar de Barents y Bacalhau en Brasil, primera operación pre-sal adjudicada a una compañía internacional— y a una fuerte disciplina de costes. El consejero delegado Anders Opedal advirtió, no obstante, que la compañía se prepara para un escenario de oferta abundante y crecimiento moderado de la demanda que podría presionar los precios del crudo a corto plazo.

El segmento de marketing y trading (MMP) superó las expectativas gracias, en parte, a un resultado extraordinario derivado de un arbitraje ganado sobre un contrato de gas a largo plazo. El CFO Torgrim Reitan subrayó que, sin ese efecto puntual, el trimestre habría estado en línea con la guía de 400 millones de dólares trimestrales. También destacó que, en enero de 2026, los picos de precio del gas en el noreste de Estados Unidos —con cotizaciones intradiarias superiores a 100 dólares por MBtu en Penn Station— generaron capturas de valor significativas gracias a la capacidad de transporte y negociación de la compañía.

Menos CapEx, más caja: los movimientos para 2026 y 2027

La compañía anunció una reducción de 4.000 millones de dólares en su presupuesto de inversiones para 2026-2027, concentrada en renovables y soluciones bajas en carbono. El gasto en petróleo y gas se mantiene estable en torno a 10.000 millones anuales. Para 2026, la guía de CapEx orgánico es de 13.000 millones de dólares; para 2027, la compañía indica 9.000 millones, cifra que incorpora la monetización de créditos fiscales de inversión (ITC) por unos 2.000 millones ligados al proyecto eólico offshore Empire Wind. Equinor espera un flujo de caja operativo después de impuestos de 16.000 millones en 2026 y de 18.000 millones en 2027, ambos calculados con precio del crudo a 65 dólares. La compañía reconoció que en 2026 utilizará su balance para cubrir CapEx y distribución, dada la desfase fiscal en Noruega y la fase de ejecución de Empire Wind.

En cuanto a la distribución al accionista, el dividendo trimestral sube más de un 5%, hasta 0,39 dólares por acción, y se anuncia un programa de recompra de acciones de hasta 1.500 millones de dólares para el año, con un primer tramo de 375 millones que comenzó el día siguiente a la llamada. La compañía espera reducir el coste unitario de producción un 10%, hasta 6 dólares por barril, y recortará OpEx y SG&A en un 10%, aunque la mayor parte de esa reducción refleja los efectos contables de la desinversión de Peregrino y la constitución de la joint venture Adura con Shell en el Mar del Norte británico.

Preguntas de los analistas: Empire Wind, Johan Sverdrup y la retirada de renovables

El turno de preguntas estuvo dominado por tres asuntos. El primero fue Empire Wind: los analistas presionaron sobre el impacto financiero de una posible cancelación del proyecto y sobre la concentración del riesgo al mantener el 100% del capital. Opedal reconoció que la politización de las inversiones energéticas es un fenómeno nuevo que obliga a revisar los criterios de riesgo soberano en decisiones futuras, y señaló que el umbral para detener el proyecto es «extremadamente alto» dado que la inversión restante queda cubierta por el ITC y el flujo de caja esperado. El segundo foco fue Johan Sverdrup: la dirección confirmó una caída de producción superior al 10% pero inferior al 20% en 2026, sin querer comprometerse con cifras para años posteriores. El tercer debate giró en torno al recorte en renovables y captura de carbono. Opedal explicó que hace tres o cuatro años los clientes industriales tenían objetivos de reducción de emisiones para 2030 que ahora han postergado más allá de esa fecha, lo que ha vaciado de contratos la cartera de hidrógeno y transporte de CO₂, incluyendo la cancelación definitiva del proyecto de hidrógeno en Eemshaven. Los analistas preguntaron si la reducción de CapEx orgánico en renovables vendría acompañada de mayor exposición inorgánica —como la participación en Ørsted—, pero la dirección no confirmó ningún movimiento adicional en esa dirección.