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Julio A. López, editor jefe. — La industria petrolera de Estados Unidos y Canadá cerró el primer trimestre de 2026 en uno de los escenarios más volátiles de los últimos años. La escalada militar en Oriente Medio, iniciada el 28 de febrero, y el cierre de facto del estrecho de Ormuz dispararon los precios del crudo, ampliaron los diferenciales entre los marcadores y provocaron resultados muy desiguales entre productores, refinadores y compañías integradas.
El Brent comenzó enero cerca de US$61 por barril y terminó marzo alrededor de US$118, con un promedio trimestral de US$81. Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos, fue el mayor aumento trimestral del crudo, ajustado por inflación, desde al menos 1988. El WTI avanzó con menor fuerza porque los inventarios comerciales estadounidenses y los anuncios de liberación de la Reserva Estratégica de Petróleo ayudaron a amortiguar el impacto global. La brecha Brent-WTI llegó a US$25 por barril el 31 de marzo.
Estados Unidos mantuvo una base productiva sólida. La producción de crudo promedió 13,44 millones de barriles diarios y la de gas natural comercializado alcanzó 120,2 mil millones de pies cúbicos diarios, 4 % más que un año antes. Los inventarios comerciales de crudo cerraron marzo en 461,6 millones de barriles, casi en línea con el promedio de los últimos cinco años.
Las refinerías estuvieron entre las principales beneficiarias. Los márgenes de destilados en el New York Harbor promediaron US$1,42 por galón en marzo, el nivel mensual más alto desde 2022. La fuerte demanda de diésel, combustible de aviación y otros productos permitió a varios refinadores revertir las pérdidas del año anterior.
El gas natural también vivió fuertes oscilaciones. Henry Hub promedió US$7,72 por MMBtu en enero, impulsado por el frío, menor producción y fuertes retiros de inventarios. Con la normalización del clima, cayó a US$2,77 en abril. Al mismo tiempo, las exportaciones estadounidenses de GNL alcanzaron 18,1 mil millones de pies cúbicos diarios en marzo, el segundo mayor volumen registrado.
Entre las grandes petroleras, ExxonMobil reportó ganancias de US$4.180 millones, por debajo de los US$7.710 millones del año anterior. Su producción llegó a 4,6 millones de barriles equivalentes diarios, con Guyana por encima de 900.000 barriles diarios brutos y la Cuenca Pérmica en 1,7 millones de barriles equivalentes diarios.
Chevron obtuvo una utilidad neta de US$2.290 millones, menor que los US$3.500 millones del primer trimestre de 2025. Sin embargo, su producción mundial alcanzó los 3,86 millones de barriles equivalentes diarios, impulsada por la adquisición de Hess, del Golfo de México y del Pérmico. Su negocio downstream registró una pérdida de US$817 millones.
ConocoPhillips ganó US$2.180 millones, frente a US$2.850 millones un año antes, con una producción de 2,31 millones de barriles equivalentes diarios. Occidental Petroleum reportó un beneficio neto de US$3.170 millones, aunque gran parte de ese monto provino de una ganancia contable extraordinaria por la venta de OxyChem a Berkshire Hathaway. EOG Resources destacó con US$1.980 millones de utilidad y mayores volúmenes de petróleo, gas y líquidos del gas natural.
La refinación mostró una recuperación más clara. Marathon Petroleum pasó de una pérdida de US$74 millones a una ganancia de US$511 millones. Valero obtuvo US$1.300 millones, frente a una pérdida de US$595 millones un año antes. Phillips 66 recuperó la rentabilidad en refinación y HF Sinclair reportó un beneficio neto de US$648 millones.
Canadá también aprovechó el escenario. Suncor Energy ganó C$2.100 millones y alcanzó una producción récord en el primer trimestre: 875.200 barriles diarios. Cenovus obtuvo C$1.570 millones y elevó su producción a un récord corporativo de 972.100 barriles equivalentes diarios, impulsada por la adquisición de MEG Energy y el crecimiento de sus operaciones en arenas petrolíferas. Imperial Oil registró una utilidad neta de C$940 millones.
Los resultados confirman que un aumento explosivo del crudo no beneficia por igual a toda la cadena energética. La ubicación de los activos, la exposición a derivados, las interrupciones operativas, la capacidad de refinación y el grado de integración vertical determinaron quién capturó la renta extraordinaria y quién sufrió pérdidas.
El trimestre dejó una señal estratégica: en la nueva geopolítica energética no basta con producir petróleo y gas. Las compañías mejor posicionadas fueron aquellas capaces de mover, refinar, exportar y proteger sus márgenes cuando la guerra alteró el mercado en cuestión de días. Para Venezuela, la lección es directa: sus reservas son inmensas, pero la reconstrucción energética exigirá infraestructura, tecnología, mercados e integración industrial.
