Las petroleras europeas crean productoras independientes para financiar la próxima expansión del sector

Las mayores compañías europeas de petróleo y gas están reorganizando parte de sus carteras productivas mediante sociedades de propiedad compartida, pero administradas de forma independiente, creando una nueva categoría de productoras con equipos directivos, estructuras financieras y planes de inversión propios.

Los analistas del sector comenzaron a denominarlas “SmashCos” porque nacen de la combinación de carteras que anteriormente estaban controladas por grupos diferentes.

La estructura se diferencia de las sociedades utilizadas históricamente para financiar un yacimiento, un gasoducto o una planta de gas natural licuado. Las nuevas empresas gestionan múltiples activos, emplean a su propio personal, emiten deuda y deciden inversiones para una cartera regional completa.

Entre los principales ejemplos se encuentran Vår Energi en Noruega, NEO NEXT+ y Adura en el mar del Norte británico, Azule Energy en Angola y Searah en Indonesia y Malasia.

El modelo permite a las matrices continuar participando de la producción de hidrocarburos sin poseer y financiar directamente todos los activos. Se ha convertido en una respuesta a tres exigencias simultáneas: reemplazar reservas en declive, sostener las distribuciones a los accionistas y limitar el capital comprometido en proyectos de largo plazo.

No se trata de una venta convencional. Las petroleras conservan participaciones en las nuevas productoras y, por lo tanto, continúan recibiendo una parte de sus beneficios y dividendos. También mantienen exposición económica a las reservas y a la producción futura, mientras comparten las necesidades de inversión con otro socio.

El tratamiento contable constituye parte del atractivo. Muchas de estas sociedades se registran mediante el método de participación, por el cual la empresa matriz contabiliza el valor de su inversión y su porción del resultado, en lugar de consolidar cada partida de ingresos, gastos, deuda y activos.

En consecuencia, el endeudamiento emitido directamente por la sociedad conjunta no aparece línea por línea dentro de la deuda consolidada de la matriz. La exposición económica no desaparece, especialmente cuando los accionistas aportan garantías, compromisos de financiación o respaldo para futuros proyectos, pero la estructura puede reducir la presión de capital visible a nivel del grupo.

Este sistema ha sido desarrollado principalmente por Eni, que lo denomina estrategia de satélites. El grupo italiano crea compañías en torno a determinadas carteras, incorpora socios industriales o financieros y, en algunos casos, cotiza o vende parcialmente la empresa resultante.

Uno de sus principales vehículos es Vår Energi, surgida de la combinación de las actividades noruegas de Eni con activos de la firma de inversión HitecVision. La productora comenzó posteriormente a cotizar en Oslo, aunque Eni conservó su control.

Vår Energi acordó en julio una combinación con la productora danesa BlueNord, una operación que prevé crear la mayor compañía independiente de petróleo y gas de Europa por volumen. El negocio conjunto alcanzaría una producción aproximada de 450.000 barriles equivalentes de petróleo diarios en 2026.

Los accionistas de BlueNord pasarán a controlar alrededor del 9,05% de la empresa ampliada. La participación de Eni disminuirá, pero se mantendrá como una posición de control cercana al 57,3%.

La transacción extiende la actividad de Vår Energi más allá de Noruega y hacia la plataforma continental danesa, incorporando producción de gas, acceso a infraestructura y activos que requieren inversiones limitadas en el corto plazo. También proporciona a Eni exposición a una productora regional de mayor escala sin consolidar completamente su deuda.

La misma tendencia está modificando la estructura del mar del Norte británico.

NEO NEXT+ fue creada en marzo de 2026 mediante la fusión de las actividades británicas de exploración y producción de TotalEnergies con NEO NEXT Energy, compañía formada previamente a partir de la combinación de las operaciones de Repsol en el Reino Unido y activos controlados por HitecVision.

TotalEnergies posee el 47,5% de la nueva empresa, HitecVision controla un 28,875% y Repsol mantiene el 23,625% restante. NEO NEXT+ espera producir más de 250.000 barriles equivalentes de petróleo diarios en 2026, lo que la convierte en la mayor productora independiente de la plataforma continental británica.

La transacción reúne yacimientos en producción, proyectos en desarrollo, equipos técnicos y obligaciones de desmantelamiento. TotalEnergies conservó la responsabilidad sobre hasta aproximadamente €2.000 millones en pasivos relacionados con el cierre de los activos aportados, lo que demuestra que la creación de una empresa separada no elimina automáticamente todas las obligaciones de sus accionistas.

Shell y Equinor adoptaron una estructura similar mediante Adura, su sociedad británica participada en partes iguales.

La compañía comenzó a operar en diciembre de 2025 después de recibir los activos aportados por ambos grupos. Adura emplea aproximadamente a 1.200 personas y prevé producir más de 140.000 barriles equivalentes de petróleo diarios en 2026.

Shell y Equinor mantuvieron fuera de la transacción varias actividades, entre ellas determinadas terminales, yacimientos transfronterizos, parques eólicos marinos y proyectos de hidrógeno, captura de carbono y almacenamiento energético. La separación les permitió combinar operaciones superpuestas en el mar del Norte mientras conservaron otros negocios bajo control directo.

El modelo también está creciendo fuera de Europa.

En junio, Eni y la petrolera estatal malasia PETRONAS constituyeron Searah, una sociedad participada en partes iguales que reúne 19 activos de producción y desarrollo de gas en Indonesia y Malasia.

Searah comenzó con una producción superior a 300.000 barriles equivalentes de petróleo diarios y pretende superar los 500.000 dentro de tres años. La empresa obtuvo una línea de crédito renovable de aproximadamente €5.200 millones y prevé invertir más de €17.000 millones durante los próximos cinco años.

La compañía proyecta desarrollar más de 3.000 millones de barriles equivalentes de petróleo en recursos descubiertos y financiar parte de ese programa de manera independiente de sus dos accionistas.

Searah sigue el modelo de Azule Energy, la sociedad creada en partes iguales por Eni y BP en 2022 para reunir sus operaciones en Angola. En el momento de su lanzamiento, Azule tenía participaciones en 16 licencias, formaba parte de Angola LNG y controlaba alrededor de 2.000 millones de barriles equivalentes de petróleo en recursos netos.

BP también constituyó Arcius Energy junto con XRG, el brazo internacional de inversión de la compañía estatal de Abu Dabi. BP posee el 51% de esta plataforma de gas egipcia, mientras que XRG controla el 49%.

Estas sociedades ya representan una parte relevante de los programas de inversión de sus matrices. Estimaciones de Wood Mackenzie indican que las empresas conjuntas concentrarán en 2026 el 28% del gasto de BP en petróleo y gas y el 31% del correspondiente a Eni.

Los porcentajes muestran que el modelo dejó de ser únicamente una herramienta para reorganizar carteras y comenzó a ocupar un lugar central en la financiación del crecimiento productivo.

En regiones maduras como el mar del Norte, la consolidación también puede reducir los costos operativos. La combinación de yacimientos cercanos permite compartir embarcaciones, helicópteros, mantenimiento, equipos técnicos e infraestructura de procesamiento. Una cartera de mayor tamaño puede distribuir los costos de desmantelamiento entre más producción y ampliar las opciones para prolongar la vida útil de plataformas y tuberías.

Los impuestos representan otro factor. Las compañías con pérdidas acumuladas o deducciones por inversiones pueden combinarlas con activos productivos, dentro de los límites establecidos por cada país. Esto adquirió especial relevancia en el Reino Unido, donde las ganancias del petróleo y el gas pueden afrontar una tasa efectiva de hasta el 78% por la combinación del impuesto corporativo y el gravamen extraordinario sobre los beneficios energéticos.

El resultado puede mejorar la rentabilidad de determinados yacimientos, aunque también puede reducir la recaudación en el corto plazo si la compañía combinada utiliza las deducciones y pérdidas históricas con mayor eficiencia que sus anteriores propietarios.

La estrategia también tiene consecuencias para la transición energética. Trasladar la producción a una compañía financiada de manera independiente no elimina las emisiones ni los riesgos asociados a la demanda futura. Modifica la estructura accionaria y contable a través de la cual esos riesgos llegan a la empresa matriz.

Las petroleras pueden continuar recibiendo beneficios provenientes de los hidrocarburos mientras destinan una mayor proporción de sus propios balances a dividendos, reducción de deuda, gas natural licuado, comercialización o negocios con menores emisiones. Los inversores, sin embargo, deben examinar el endeudamiento, las inversiones y las obligaciones de desmantelamiento de las sociedades para calcular la exposición económica completa de cada grupo.

El gobierno corporativo también puede generar dificultades. Los propietarios pueden discrepar sobre objetivos de producción, adquisiciones, dividendos, nuevos desarrollos o el momento de cerrar activos. Una dirección independiente puede acelerar decisiones, pero también reduce el control directo de cada accionista.

Hasta ahora, el modelo ganó más espacio entre las compañías europeas que en Estados Unidos. Las productoras estadounidenses han preferido las fusiones y adquisiciones completas, respaldadas por valoraciones bursátiles más elevadas, mayores carteras domésticas y mercados de capitales más receptivos a la consolidación petrolera.

Los grupos europeos operan en una mayor cantidad de jurisdicciones y afrontan más presión para equilibrar las inversiones en hidrocarburos con sus compromisos de transición. La creación de productoras regionales ofrece una alternativa entre conservar la propiedad completa y abandonar los activos.

Es probable que surjan nuevas combinaciones, especialmente mediante acuerdos entre compañías internacionales y petroleras estatales de África, América Latina, Oriente Medio y Asia.

La aparición de estas productoras independientes no significa que las petroleras europeas estén abandonando los hidrocarburos. Indica que están modificando la manera de controlar, financiar y contabilizar la producción futura.

Para los accionistas, la cuestión principal será determinar si estas empresas generan eficiencias operativas o se limitan a trasladar deuda y necesidades de inversión hacia estructuras menos visibles. Para las petroleras, el atractivo es más directo: obtienen escala, acceso a reservas y posibles dividendos mientras comparten el costo de sostener el crecimiento de la producción.