ConocoPhillips reportó ganancias ajustadas por 3,951 millones de dólares (mdd) correspondientes al segundo trimestre de 2026. La cifra representa un avance sustancial frente a los 2,324 mdd registrados durante el primer trimestre del mismo ejercicio fiscal.

Este resultado financiero obedece a un incremento generalizado en las cotizaciones internacionales de los productos básicos de energía. El corporativo registró un precio promedio de realización de 62.33 dólares por barril de petróleo. Este indicador de venta comercial superó la cifra de 50.36 dólares por barril documentada entre enero y marzo del presente año.

«Las ganancias ajustadas secuenciales e interanuales aumentaron principalmente debido a precios más altos», explica la presentación oficial de resultados emitida por la empresa.

El desempeño por segmentos muestra que las operaciones en la región ‘Lower 48’ generaron la mayor aportación al balance corporativo. Esta división específica reportó ganancias ajustadas por 2,584 mdd. Las operaciones en Alaska sumaron 522 mdd al resultado financiero de la organización.

Las instalaciones ubicadas en la región de Asia Pacífico aportaron ganancias ajustadas por 389 millones de dólares. Las operaciones en Canadá generaron 378 mdd durante el trimestre evaluado. El segmento de Europa, Medio Oriente y África del Norte contribuyó con 346 millones de dólares a las arcas del corporativo.

La estructura del volumen de producción de la empresa energética evidenció una distribución técnica estable durante el segundo trimestre. La extracción de crudo representó el 49 por ciento del volumen operativo total. El gas natural abarcó 28% de las operaciones, seguido por los líquidos de gas natural con un 19 por ciento y el betún con 5% restante.

El reporte detalla que el precio promedio de realización del crudo se ubicó por encima de las referencias del mercado global para los periodos previos. Durante el primer trimestre de 2026, la cotización de este hidrocarburo representó 99% respecto al indicador Brent Dated. En el segundo trimestre de 2026, las realizaciones de crudo de la corporación equivalieron a 101% del mismo marcador internacional.

Las realizaciones de gas natural en la región de ‘Lower 48’ experimentaron una presión técnica a la baja. La empresa documentó que los precios de realización del gas se debilitaron debido a la fuerte producción en la cuenca Pérmica. Esta saturación de suministro local amplió los diferenciales frente al precio de referencia Henry Hub.

Sin embargo, la compañía observó una recuperación técnica en los precios regionales del Pérmico a finales del mes de junio. La trayectoria positiva se mantuvo durante el inicio del tercer trimestre a medida que entró en funcionamiento nueva capacidad de extracción comercial en la zona.

El volumen de producción y los precios de realización impulsaron directamente la generación de efectivo de la compañía petrolera. El flujo de efectivo proveniente de las operaciones alcanzó los 7,200 millones de dólares en el trimestre. El flujo de efectivo libre sumó 4,200 millones de dólares para el mismo periodo.

Venta de activos no estratégicos

De forma paralela a sus resultados operativos, la corporación ejecutó maniobras directas para reestructurar su portafolio de inversión. La firma energética concretó la venta de activos no centrales en la región estadounidense de ‘Lower 48’. La transacción generó ingresos de capital por un total de 1,700 mdd.

Esta operación comercial permitió a la empresa cumplir con su plan de desinversión corporativa. La entidad superó su objetivo de vender activos por un valor acumulado de 5,000 mdd.

«Se logró el objetivo de disposición de 5,000 millones de dólares antes de lo previsto con la venta de activos no centrales de ‘Lower 48′», detalla el documento financiero.

Los ingresos provenientes de estas ventas fortalecieron el balance general de la compañía frente a la volatilidad del mercado de hidrocarburos. El efectivo final de la firma cerró el segundo trimestre de 2026 en 8,100 mdd. Este monto contempla el efectivo, los equivalentes de efectivo y el efectivo restringido de la empresa.

El cálculo del capital disponible excluye explícitamente los recursos comprometidos a mayor plazo temporal. La contabilidad corporativa deja fuera 1,200 mdd etiquetados como inversiones a largo plazo. La empresa petrolera mantiene una calificación crediticia de grado ‘A’ en su hoja de balance.

El documento financiero de ConocoPhillips establece métricas de sensibilidad ante las variaciones del mercado global. Un cambio de un dólar en el precio del crudo Brent impacta los ingresos netos anuales en un rango de 65 a 75 millones de dólares. La misma variación de un dólar en el crudo West Texas Intermediate afecta los ingresos netos entre 140 y 150 millones de dólares.

Para el mercado de gas natural, las sensibilidades financieras muestran una exposición directa a los marcadores de precio. Un cambio de 25 centavos de dólar en el indicador Henry Hub modifica los ingresos netos de la firma entre 105 y 115 millones de dólares. Una variación idéntica en los precios internacionales del gas altera los ingresos entre 15 y 20 mdd para el corporativo.

El corporativo firmó acuerdos adicionales para incorporar proyectos de bajo costo de suministro en la región de Medio Oriente. La estrategia incluye un acuerdo para adquirir participación en la reurbanización de campos petroleros gigantes del norte de Irak.

La empresa también pactó condiciones fiscales mejoradas para respaldar oportunidades de desarrollo incremental en Libia.

Retornos financieros para los accionistas

La posición de liquidez facilitó una expansión operativa en la política de remuneración para los inversionistas del corporativo. La petrolera duplicó su programa de recompra de acciones durante el segundo trimestre del año. Las distribuciones totales para los accionistas sumaron 3,000 millones de dólares.

Este capital se dividió en dos mecanismos de retorno financiero establecidos por el consejo directivo. Un total de 2,000 millones de dólares se destinaron a la recompra de acciones en el mercado bursátil. Los 1,000 mdd restantes se entregaron mediante el pago de dividendos ordinarios a los tenedores.

El programa de retornos financieros estableció un dividendo ordinario fijo de 0.84 dólares por acción para los inversionistas. El corporativo documentó un promedio de 1,214 millones de acciones diluidas en circulación durante el segundo trimestre de 2026.

El número final de acciones al cierre del periodo se redujo a 1,213 millones como resultado directo de las operaciones de recompra ejecutadas.

La corporación mantiene sus guías operativas intactas para el resto del ejercicio fiscal 2026. La proyección de producción general para el tercer trimestre se establece entre 2.290 y 2.320 millones de barriles diarios equivalentes de petróleo. Esta proyección contempla impactos directos por mantenimientos programados en Alaska, Malasia y Noruega.

Petrofac anunció que Al Mazrui International completó su inversión en Petrofac HoldCo Limited, sociedad holding de Petrofac Emirates LLC SPC, incorporándose oficialmente como inversionista estratégico para fortalecer la estructura accionaria y respaldar los planes de crecimiento de la compañía en Emiratos Árabes Unidos.

La operación refuerza la estrategia de largo plazo de Petrofac en la región, al sumar un socio con amplia experiencia en inversiones y desarrollo de los sectores industrial y energético. La participación de Al Mazrui contribuirá a fortalecer las capacidades operativas de la empresa y a impulsar nuevas oportunidades de negocio en uno de los mercados energéticos más relevantes de Medio Oriente.

Con esta alianza, Petrofac busca consolidar su posición para ejecutar proyectos de ingeniería, procura y construcción (EPC) de gran escala, ampliando su cartera de infraestructura energética y reforzando su presencia en la región junto a su grupo de inversionistas.

Héctor Ernesto Herrera Capetillo, profesor de planta y responsable del Observatorio de Análisis Global de la Facultad de Estudios Globales de la Universidad Anáhuac México

En la medida en que los gobiernos buscan reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en consonancia con la Agenda 2030 de la Organización de las Naciones Unidas, así como con el Acuerdo de París (2015), la demanda de energías limpias, minerales críticos y nuevas tecnologías de bajas emisiones se ha convertido en uno de los principales motores de la transformación económica y tecnológica a nivel global.

En este contexto, y a pesar de que sólo representa 8% de la población mundial y 7% de la economía global, América Latina y el Caribe podría desempeñar un papel fundamental en la nueva economía energética dada su relevancia no sólo como una región con abundantes recursos naturales fósiles (petróleo, gas y carbón), sino particularmente por su producción energética renovable (hidroeléctrica, solar, eólica y bioenergía) y sus importantes reservas de minerales críticos, entre los que destacan el litio y el cobre.

Si bien, de acuerdo con el informe Prospectivas Energéticas de América Latina 2023 elaborado por la Agencia Internacional de Energía (AIE), los combustibles fósiles representan todavía alrededor de dos tercios de la matriz energética de la región, esa cifra es considerablemente inferior al promedio mundial (80%). Este resultado se debe particularmente a que las energías renovables contribuyen al 60% de la generación de electricidad, cifra que se estima podría alcanzar 80% para el año 2050, según proyecciones de la AIE.

Cabe destacar que la energía hidroeléctrica representa por sí sola 45% del suministro eléctrico de la región y en algunos países como Brasil, Colombia, Costa Rica, Ecuador, Panamá, Paraguay y Venezuela proporciona la mayor parte de la electricidad. Por su parte, la energía solar fotovoltaica y la eólica, que actualmente representan 11% de la generación de electricidad regional, podrían llegar hasta un 40% en 2050. En ese rubro, Brasil, México, Chile y Argentina destacan como líderes.

La transición energética en América Latina y el Caribe ha sido impulsada por factores como la oportunidad económica, la innovación, las dinámicas geopolíticas, la mitigación del cambio climático y la seguridad energética. Con respecto al primero, como señala el reporte Renewable Power Generation Costs in 2024 de la International Renewable Energy Agency (IRENA), el costo promedio de la energía solar fotovoltaica y la eólica terrestre sigue disminuyendo, lo que las convierte en unas de las fuentes más baratas para nuevas instalaciones en la mayoría de los mercados.

En gran parte del mundo, el costo nivelado de la electricidad para las energías renovables está por debajo del observado para las nuevas plantas de gas y carbón. Por tanto, invertir en energías renovables ya no es sólo una decisión ambiental, sino también una estrategia económicamente racional. De acuerdo con el Escenario de Descarbonización de la Energía de IRENA, para el 2050, la transición energética podría crear más de 12 millones de empleos en el sector energético tan sólo en Sudamérica, lo que se vincula a nuevas inversiones industriales en la fabricación de equipos, electromovilidad e infraestructura digital que demandarán crecientes cantidades de electricidad limpia durante las próximas décadas.

El contexto geopolítico se ha vuelto cada vez más inestable, marcado por interrupciones en las cadenas de suministro globales, sanciones financieras y comerciales, e incluso confrontaciones militares que han llevado a la afectación de pasos estratégicos como el Estrecho de Ormuz, lo que, a su vez, ha provocado el aumento en los precios del petróleo. Ante ese escenario, los recursos renovables permiten ampliar la competitividad en términos de costos, así como diversificar y reducir la dependencia de ciertas fuentes energéticas cuyos precios son más sensibles a la coyuntura internacional, por lo cual estos activos favorecen tanto a la economía como a la seguridad energética.

Como parte de su contribución a la mitigación del cambio climático, de seguir con el Escenario de Descarbonización de la Energía, el uso de energías renovables podría contribuir a una reducción del 75% de la emisión de gases de efecto invernadero para 2050 en comparación con los niveles de 2023, lo que favorecería la preservación de los recursos naturales y la biodiversidad, y aportaría a las metas climáticas y compromisos internacionales.

Adicionalmente, una mayor participación de fuentes renovables contribuiría a disminuir la contaminación atmosférica, reduciría la presión sobre los ecosistemas vulnerables asociados a la explotación intensiva de combustibles fósiles y fortalecería la resiliencia frente a fenómenos climáticos extremos.

Sin embargo, también persisten retos importantes en este sector. Aunque la inversión en energías renovables ha aumentado, sigue siendo insuficiente frente a la demanda. Por lo tanto, se necesitan marcos regulatorios claros, simplificación administrativa y alianzas público-privadas para atraer más inversión. En el plano social, se requiere considerar una transición energética justa con energía moderna y asequible para todos, incluyendo a los sectores más vulnerables.

Como señala el informe Prospectivas Energéticas de América Latina 2023, en la región cerca de 17 millones de personas aún no tienen acceso a electricidad y existe una marcada desigualdad económica, donde el 10% más rico genera el 40% de las emisiones. Mientras que, en materia de sostenibilidad, América Latina y el Caribe requiere fortalecer sus prácticas ambientales, sociales y de gobernanza para mantener su liderazgo en producción de minerales críticos y energías limpias, minimizando los efectos negativos en ecosistemas sensibles, la biodiversidad y la participación de las comunidades locales.

Por último, también se requiere de la modernización de la red eléctrica para mejorar la eficiencia y confiabilidad en la gestión de estos recursos en la región. En sintonía con esto, es indispensable también el fortalecimiento de la integración regional, ya que actualmente el comercio transfronterizo de electricidad y la cooperación energética son limitados, lo que significa el desaprovechamiento de los beneficios de complementariedad de recursos renovables entre países.

Como señala el informe Hacia una planificación sostenible para una transición energética justa en América Latina y el Caribe publicado por la CEPAL en 2023, los intercambios eléctricos entre países de la región son bajos en comparación con otras áreas del mundo, lo que refleja una débil integración que limita el aprovechamiento de recursos y las oportunidades de reducción de costos.

La abundancia de recursos naturales, la disponibilidad de minerales críticos y una matriz eléctrica comparativamente más renovable que la de muchas regiones del mundo colocan a América Latina y el Caribe en una posición privilegiada dentro de la nueva economía energética global. Aprovechar estas ventajas permitiría reducir su dependencia al mercado de combustibles fósiles, contribuiría a la reducción de gases de efecto invernadero y fortalecería su seguridad energética.

Sin embargo, materializar este potencial requerirá de políticas públicas de largo plazo que estimulen la inversión en tecnologías limpias, eficiencia energética e infraestructura eléctrica moderna, así como una gestión sostenible de los recursos naturales y una mayor cooperación regional. La transición energética no representa únicamente un desafío ambiental y energético, sino una oportunidad estratégica para redefinir el papel de América Latina y el Caribe en la economía mundial del siglo XXI.