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Julio A. López, editor jefe. – La petrolera británica BP presentó este 4 de agosto sus resultados del segundo trimestre de 2026, el primer reporte trimestral completo bajo la gestión de su nueva directora ejecutiva, Meg O’Neill, y el mensaje resultó doblemente relevante para Trinidad y Tobago: el país es tanto el mayor productor como el mayor contribuyente fiscal de la compañía en la región.
Los números sorprendieron al mercado. La utilidad subyacente de BP aumentó un 78% respecto al trimestre anterior, hasta 5.700 millones de dólares, con un incremento de hasta 140% en la ganancia neta según distintas mediciones. Sin embargo, O’Neill fue clara al afirmar que ese desempeño “no ha cumplido las expectativas de los accionistas” y anunció un plan de reestructuración que incluye el recorte de 700 empleos y desinversiones por entre 8.000 y 9.000 millones de dólares en los próximos meses, como parte de una estrategia de simplificación operativa y depuración de la cartera de activos.
Esa depuración ya se hizo visible con la decisión de BP de salir del Mar del Norte británico, un activo históricamente considerado central para la compañía. Para Trinidad y Tobago, la lección es directa: la permanencia de BP en la cuenca ya no puede darse por sentada. La empresa está evaluando cada activo según criterios de rentabilidad y de ejecución, sin ataduras al legado histórico.
La gran apuesta por el gas venezolano
En cuanto a operaciones específicas en Trinidad, el reporte confirmó que la planta Atlantic LNG, operada conjuntamente por BP y Shell, tiene capacidad de sobra para absorber el gas adicional que aportará el proyecto Ginger cuando entre en operación en 2027, además del incremento de producción que también prepara Shell. Directivos de BP señalaron que, si en algún momento Atlantic llegara a su límite de procesamiento, “sería un buen problema que tener”, aunque no es una preocupación inmediata para la compañía.
El documento también confirmó formalmente que en abril de 2026 BP firmó un memorando de entendimiento con el gobierno venezolano sobre oportunidades conjuntas en el campo de gas offshore Loran y en ciertas áreas de exploración, un paso que reactiva el interés de la compañía en el gas transfronterizo entre Trinidad y Venezuela, aunque no se ha traducido en decisiones de inversión concretas.
Y ahí radica el punto más relevante para el futuro cercano de la cuenca: tras una intensa ola de decisiones finales de inversión en 2025 —que incluyó dos proyectos mayores en Trinidad—, BP no espera aprobar ninguna decisión final de inversión importante durante el resto de este año. Eso implica que proyectos clave como Frangipani, el yacimiento transfronterizo Manakin-Cocuina, el desarrollo conjunto Calypso con Woodside y el descubrimiento Beryl junto a EOG Resources, deberán esperar al menos hasta 2027 para avanzar a la siguiente etapa. La pausa cobra un peso adicional, considerando que Woodside, socia de BP con un 30% en Calypso, ya había rebajado la prioridad de ese campo de gas en aguas profundas en su propio portafolio de inversión.
Finalmente, el reporte reveló un deterioro en el desempeño de seguridad de BP durante el trimestre, lo que anticipa un refuerzo significativo de los protocolos de seguridad de procesos en los próximos meses. Para la industria de servicios energéticos en Trinidad, esto implica alinearse con esa exigencia si se busca seguir siendo socio operativo de la petrolera.
Trinidad y Tobago esperan por BP
El mensaje de fondo para Puerto España es doble: por un lado, la apuesta de BP por Atlantic LNG y el gas transfronterizo con Venezuela sigue viva y respaldada por acuerdos formales; por otro, la disciplina de capital de la nueva dirección ejecutiva sugiere que cualquier aceleración de esos proyectos dependerá de que el gobierno trinitense siga agilizando permisos y facilitando una ejecución eficiente, exactamente el tipo de entorno que BP necesita para justificar nuevas inversiones frente a sus accionistas.
