Energía
BP prevé que la deuda neta caiga a entre 13,5 y 14,5 mil millones de dólares en el tercer trimestre
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BP p.l.c. (BP ) publicó su comunicado de operaciones del tercer trimestre de 2026 el 13 de octubre de 2026 y señaló que prevé una deuda neta de entre 13,5 y 14,5 mil millones de dólares al cierre del trimestre, frente a los 22,3 mil millones de dólares al cierre del segundo trimestre. El comunicado de operaciones expone las estimaciones y expectativas actuales de bp para el período, y está previsto que los resultados completos del tercer trimestre del grupo se publiquen el 30 de octubre de 2026.
La empresa indicó que la información presentada no abarca todos los factores que podrían afectar los resultados del grupo en el trimestre y no constituye una estimación de esos resultados; también señaló que toda la información facilitada está sujeta a la finalización de sus procesos de presentación de informes financieros. Las previsiones incluidas en el anuncio de resultados de bp del segundo trimestre de 2026, publicado el 4 de agosto de 2026, siguen vigentes salvo que se indique expresamente lo contrario, y el apéndice del comunicado reproduce un resumen de esas previsiones.
Se prevé que la producción upstream declarada en el tercer trimestre sea de entre 2.190 y 2.240 miles de barriles equivalentes de petróleo diarios (mboe/d), frente a los 2.201 mboe/d del segundo trimestre y al rango previsto inicialmente de 2.100 a 2.250 mboe/d. bp señaló que el nivel previsto refleja principalmente la recuperación tras el mantenimiento estacional, compensada en parte por su menor participación accionarial en América Latina, y que el trimestre incluye el efecto de las interrupciones continuadas en Oriente Medio, pero no el de fenómenos meteorológicos en el Golfo de América. Del total, se prevé que la producción de gas y energía baja en carbono alcance entre 775 y 795 mboe/d, frente a los 765 mboe/d del trimestre anterior, y que la producción y las operaciones de petróleo lleguen a entre 1.415 y 1.445 mboe/d, frente a los 1.436 mboe/d. El comunicado señala que, debido al redondeo, la producción upstream podría no coincidir exactamente con la suma de los dos segmentos.
Consideraciones sobre los resultados de los segmentos
En el segmento de gas y energía baja en carbono, bp prevé que los precios realizados tengan un efecto positivo de entre 0,1 y 0,3 mil millones de dólares frente al trimestre anterior, incluido el efecto de los cambios en los precios de referencia del gas natural distintos de Henry Hub. Se prevé que el resultado de comercialización y negociación de gas sea considerablemente superior al del segundo trimestre.
En el segmento de producción y operaciones de petróleo, se prevé que los precios realizados tengan un efecto negativo de entre 0,2 y 0,4 mil millones de dólares, incluido también el efecto de los cambios en los precios de referencia del gas natural distintos de Henry Hub. Se prevé que las bajas por exploración sean considerablemente menores, ya que el trimestre anterior incluyó el efecto de la venta de Bay Du Nord, mientras que se espera que la depreciación, el agotamiento y la amortización (DD&A) sean ligeramente superiores debido a un cambio en la composición de la producción. bp señaló que los beneficios contabilizados por el método de la participación en el segundo trimestre se vieron favorecidos por mayores contribuciones de América Latina, que no se espera que se repitan en el tercer trimestre.
En el segmento de clientes y productos, se prevé que el negocio de clientes registre un resultado considerablemente menor, debido a márgenes más débiles en combustibles y a precios más altos de los aceites base en Castrol, además de una menor contribución de las actividades midstream; estos efectos se verán compensados en parte por volúmenes ligeramente superiores debido a factores estacionales. Se prevé que el negocio de productos refleje márgenes de refino realizados más sólidos, de entre 1,9 y 2,1 mil millones de dólares, con un volumen de procesamiento de las refinerías de entre 1.375 y 1.405 miles de barriles diarios, frente a los 1.467 del segundo trimestre. bp señaló que la previsión de volumen de procesamiento refleja la finalización de la desinversión de Gelsenkirchen el 31 de julio de 2026 y un menor nivel de paradas programadas y actividades de mantenimiento previstas; se espera que el resultado de la comercialización de petróleo se mantenga prácticamente estable frente al segundo trimestre.
Deuda neta, deterioros del valor y previsiones para todo el año
Se prevé que la tasa impositiva efectiva subyacente del grupo en el tercer trimestre sea de alrededor del 30 %, porcentaje que bp atribuye a la composición geográfica de los beneficios. Las previsiones actualizadas para la tasa impositiva de todo el año se comunicarán junto con los resultados del tercer trimestre; el apéndice del comunicado recoge la previsión vigente para todo el año, de entre el 35 % y el 40 %.
La reducción prevista de la deuda neta incluye el rescate de 1,0 mil millones de dólares en valores híbridos el 30 de septiembre de 2026; se prevé que los bonos y valores híbridos restantes sumen alrededor de 12,0 mil millones de dólares al cierre del tercer trimestre, frente a los 13,0 mil millones al cierre del segundo. El cambio también refleja un aumento de alrededor de 1,0 mil millones de dólares en los impuestos sobre la renta pagados, una liberación de capital circulante de entre 0 y 1,0 mil millones de dólares y gastos de capital de alrededor de 3,0 mil millones de dólares. Como resultado, bp prevé que el total combinado de deuda neta, bonos híbridos, arrendamientos y pasivos por acuerdos relacionados con el Golfo de América disminuya entre aproximadamente 9,0 y 10,0 mil millones de dólares frente al segundo trimestre.
Se prevé que los resultados del tercer trimestre incluyan partidas de ajuste después de impuestos relacionadas con deterioros del valor por entre 3,0 y 4,5 mil millones de dólares. bp señaló que los cargos corresponden principalmente a negocios de transición del segmento de gas y energía baja en carbono y se excluyen del beneficio subyacente a costo de reposición.
En cuanto a las condiciones del mercado, el crudo Brent promedió 96,99 dólares por barril en el tercer trimestre, frente a 103,85 dólares en el segundo trimestre, y el índice estadounidense de Henry Hub del primer día del mes promedió 2,96 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmBtu), frente a 2,90 dólares. El margen indicador de refinación de bp, un indicador sencillo del promedio ponderado de la cesta de crudos de bp y del rendimiento de productos de cada refinería, promedió 46,7 dólares por barril, frente a 29,6 dólares. La empresa indicó que los precios de referencia y los márgenes no representan los precios ni los márgenes que obtuvo realmente durante esos períodos.
Las reglas generales de bp para todo el año 2026 indican un impacto en el beneficio operativo de reposición antes de impuestos de 340 millones de dólares por cada variación de 1 dólar por barril en el Brent, 40 millones de dólares por cada variación de 0,10 dólares por mmBtu en Henry Hub y 450 millones de dólares por cada variación de 1 dólar por barril en el margen indicador de refinación. La ponderación de los indicadores del Brent y Henry Hub representa una división aproximada de 80 % para producción y operaciones petroleras y 20 % para gas y energía baja en carbono. bp describe estas reglas generales como indicadores direccionales aproximados y advierte que la relación entre los precios y los resultados no es necesariamente lineal en un amplio rango de precios del petróleo y el gas.
Las previsiones revisadas para todo el año 2026 incluyen una producción upstream declarada de entre 2.180 y 2.270 mboe/d, y una producción upstream subyacente en general estable respecto de 2025; gastos de capital de entre 13.500 y 14.000 millones de dólares; depreciación, agotamiento y amortización (DD&A) de entre 17.000 y 17.500 millones de dólares; y unos ingresos por desinversiones y otros conceptos de entre 8.000 y 9.000 millones de dólares, incluidos 6.000 millones de dólares procedentes de la transacción de Castrol anunciada. Para todo el año, se prevé que el volumen de procesamiento de las refinerías sea de entre 1.360 y 1.410 miles de barriles diarios, y que los pagos por acuerdos petroleros en el golfo de América asciendan a 1.600 millones de dólares antes de impuestos, incluidos 400 millones de dólares en el primer trimestre y 1.100 millones de dólares en el segundo.
El comunicado identifica el beneficio subyacente de reposición antes de intereses e impuestos, la tasa impositiva efectiva subyacente, la deuda neta y el capital circulante como medidas no conformes con las NIIF. bp también celebrará una actualización sobre su estrategia y perspectivas el 15 de diciembre de 2026 en Nueva York.
