Qué dijo la dirección de TotalEnergies SE en la llamada del Q2 2026

Trimestre excepcional en un entorno de guerra

TotalEnergies presentó sus resultados del segundo trimestre de 2026 en medio de la escalada del conflicto en Oriente Medio, que mantuvo el Estrecho de Ormuz prácticamente cerrado durante buena parte del período. A pesar de ello, la compañía generó un flujo de caja de 9.800 millones de dólares y un beneficio neto ajustado de 6.000 millones, un incremento de casi el 15% respecto al primer trimestre. El crudo Brent promedió 104 dólares por barril frente a los 81 del trimestre anterior, y los márgenes de refino europeos subieron 13,5 dólares por barril. La producción orgánica creció un 4% interanual, por encima de la guía del 3%, gracias a Brasil, Estados Unidos y Libia, compensando parcialmente las pérdidas en Oriente Medio, que se situaron en torno a 210.000 barriles equivalentes de petróleo por día en términos de producción, aunque el impacto en la extracción física fue del 15%, en línea con la guía. El único flanco débil fue el negocio de trading de gas, que sufrió pérdidas tras apostar por una subida de los precios europeos que no se materializó durante el trimestre. La compañía elevó el dividendo trimestral un 5,9% hasta 0,90 euros por acción y mantuvo las recompras en 1.500 millones de dólares para el tercer trimestre.

Perspectivas: Ormuz, LNG y grandes proyectos

La dirección advirtió de que la reapertura intermitente del Estrecho de Ormuz está convirtiéndose en lo que algunos denominan una "nueva normalidad", con un impacto estimado del 5% al 10% sobre la producción propia en el tercer trimestre y un posible efecto mayor en la extracción física. En LNG, la compañía anticipó un precio medio de venta superior a 11,5 dólares por MMBtu para el tercer trimestre, impulsado por el efecto retardado de los precios del crudo en las fórmulas contractuales. En el trimestre arrancó la planta Energía Costa Azul LNG en la costa del Pacífico de México, cuyo primer cargamento se destinó a mercados asiáticos, reforzando la diversificación de la cartera hacia esa región. La dirección indicó que el flujo de caja anual podría situarse entre 35.000 y 38.000 millones de dólares dependiendo del entorno de precios, frente a la guía de 32.000 millones dada en abril. Para proyectos de envergadura, se espera la decisión de inversión final (FID) del campo Venus en Namibia antes de finales de julio, y se confirmó el cierre inminente de la compra de participación en Mopane a Galp, también en Namibia. El proyecto Cronos en Chipre, en consorcio con Eni, también apuntaba a FID a finales de julio, con gas que fluiría hacia las instalaciones de Zohr en Egipto y la planta de licuefacción de Damietta para abastecer al mercado europeo.

Turno de preguntas: dividendos, Rusia y China

Los analistas presionaron sobre si la compañía alcanzaría el umbral de distribución del 40% del flujo de caja comprometido para el año. La dirección reconoció que existe un margen de aproximadamente 1.000 millones de dólares por cubrir en el último trimestre y que el consejo debatirá la forma de ejecutarlo, aunque insistió en que el objetivo del 40% se mide en base anual y que en años anteriores se superó ampliamente. Sobre la situación en Rusia, Pouyanné confirmó que TotalEnergies transferirá su 10% en Arctic LNG 2 a una filial de Novatek, cerrando así ese capítulo; el proyecto había sido objeto de un deterioro íntegro de 4.100 millones de dólares en 2022. Respecto a Yamal LNG, la dirección explicó que las nuevas sanciones europeas en debate podrían permitir a empresas comunitarias comprar LNG ruso fuera de la UE usando buques de bandera europea, lo que modificaría la interpretación de fuerza mayor que la compañía había mantenido hasta ahora. En cuanto a la demanda china, Pouyanné señaló que las refinerías del país redujeron su tasa de utilización del 15,5 a los 12,5 millones de barriles diarios entre febrero y junio, con un efecto combinado con las reservas estratégicas estadounidenses que habría absorbido cerca del 60% del déficit generado por el cierre de Ormuz, explicando en parte por qué el crudo no superó los 120 dólares.