Qué dijo la dirección de TotalEnergies SE en la llamada del Q4 2025

Un trimestre sólido en un entorno de precios moderados

TotalEnergies cerró 2025 con un flujo de caja operativo de 28.000 millones de dólares y un ingreso neto ajustado de 15.600 millones, en un entorno en que el Brent promedió en torno a los 69 dólares por barril. La producción de hidrocarburos creció un 4%, superando la guía interna de más del 3%, y la producción eléctrica neta aumentó cerca de un 20%, hasta aproximadamente 50 teravatios hora. El retorno sobre el capital empleado (ROACE) fue del 12,6%, que la dirección calificó como el mejor entre sus pares por cuarto año consecutivo. La retribución total al accionista alcanzó 15.600 millones —dividendos más recompras—, equivalente a un pago del 55% del flujo de caja operativo, nivel que el consejo considera elevado y que no planea repetir.

La compañía destacó que el crecimiento de producción es acretivo en términos de caja: los nuevos 150.000 barriles equivalentes por día puestos en producción durante 2025 generan más de 30 dólares por barril de flujo de caja frente a los 19 dólares del promedio de la cartera base. Esa diferencia produjo 700 millones adicionales de flujo de caja operativo en el ejercicio. El negocio de GNL integrado obtuvo 4.700 millones, solo un 4% por debajo de 2024, gracias a un crecimiento del 10% en producción y ventas que compensó la compresión de márgenes de arbitraje entre Asia y Europa. La división de Energía Integrada —renovables y gas a electricidad— aportó 2.600 millones, superando el objetivo de 2.500 millones, con un ROACE cercano al 10%.

Namibia, centros de datos y los objetivos para 2026

El gran proyecto de futuro que la dirección presentó en detalle fue Namibia. La compañía acordó con Galp un intercambio sin efectivo que le otorga un 40% de participación operada en el bloque PEL83, hogar del descubrimiento Mopane (entre 800 y 1.100 millones de barriles estimados), a cambio de un 10% en PEL56, donde se encuentra Venus (750 millones de barriles, coste de desarrollo inferior a 20 dólares por barril). La dirección espera sancionar Venus a mediados de 2026, con primer petróleo en 2030, y una posible decisión de inversión para Mopane en 2028. La producción combinada podría alcanzar 350.000 barriles por día. El consejero delegado Patrick Pouyanné confirmó que visitó Namibia la semana previa a la llamada y que las autoridades locales perciben a TotalEnergies como el actor de referencia en la cuenca.

En el ámbito de centros de datos e inteligencia artificial, la compañía firmó acuerdos de compraventa de electricidad por 4 gigavatios con operadores de centros de datos, incluyendo Microsoft, Amazon AWS y Google en Texas. En Brasil, a través de una alianza con Casa dos Ventos, ofrece energía limpia y firme las 24 horas, combinando solar, eólica e hidroeléctrica. La dirección estima que estos contratos generarán 250 millones de dólares anuales de EBITDA una vez materializados, con una prima de precio de alrededor del 10% sobre el mercado general. Para 2026, la compañía espera un crecimiento del 5% en producción energética total, un flujo de caja operativo superior a 26.000 millones a 60 dólares por barril y 10 dólares por millón de BTU de gas, y una inversión neta de 15.000 millones. El Consejo inició además un programa de ahorro de costes ampliado hasta 12.500 millones, que incluye 500 millones de reducción de gastos operativos en 2026, un centro de competencias globales en India y la centralización de compras desde una plataforma en Rumanía.

Turno de preguntas: Yamal, márgenes acretivos y política de dividendo

Los analistas interrogaron con especial atención sobre la exposición al GNL ruso de Yamal. Pouyanné reconoció que las sanciones europeas previstas para 2027 generan una ambigüedad legal sobre si una empresa europea como TotalEnergies puede comercializar cualquier cargamento de GNL ruso, no solo el destinado a la UE. La compañía mantiene consultas con el Tesoro francés y la Comisión Europea para obtener una aclaración, y Pouyanné señaló que, en el peor caso, podrían verse obligados a abandonar la comercialización pero no la participación accionarial en Yamal. Otro foco de debate fue la política de dividendo: el Consejo decidió volver a la práctica tradicional de igualar el dividendo final a los tres trimestrales previos, algo que había abandonado en los dos últimos ejercicios. La dirección presentó esta decisión como una vuelta a la prudencia, no como una señal negativa, y apuntó a un crecimiento del dividendo en torno al 5% como referencia orientativa. El programa de recompra de acciones se fijó entre 3.000 y 6.000 millones para 2026, arrancando en el extremo bajo del rango dada la incertidumbre sobre el precio del crudo, y con la prioridad explícita de mantener el apalancamiento en torno al 15%. Sobre fusiones y adquisiciones en Estados Unidos, la dirección confirmó su interés en ampliar la posición en gas natural seco y señaló que la cotización ordinaria en el NYSE —iniciada en diciembre de 2025— les proporciona una divisa para operaciones corporativas en ese mercado.