European Big Oils and E&Ps: El refino y el trading de gas impulsan el alza de 3Q26 y mayores retornos al accionista en las petroleras europeas

Visión general

Este avance de 3Q26 sobre petroleras europeas sostiene que el refino y el trading de gas crearán un alza frente al consenso de beneficios, respaldarán mayores distribuciones a accionistas y acelerarán la reparación de balances. Goldman Sachs diferencia las compañías por sensibilidad al refino, exposición al gas, crecimiento de producción por proyectos, potencial de flujo de caja y exposición a una disrupción del estrecho de Ormuz.

Perspectivas principales

Goldman Sachs espera beneficios récord en 3Q26 para su cobertura europea de petróleo gracias al refino y al trading de petróleo/LNG, que compensan un entorno más débil para el crudo y la petroquímica. Su barómetro basado en materias primas para EU Big Oils sube 74% intertrimestral y 279% interanual, con resultados de refino 35% superiores intertrimestralmente. Los márgenes de refino aumentaron 74% intertrimestral y 279% interanual por mercados de productos más ajustados y cracks más fuertes. Los precios de gas de referencia subieron 26% intertrimestral y 69% interanual, mientras que electricidad y carbono subieron 43% y 40%. En contraste, el crudo spot cayó 8% intertrimestral, los precios petroquímicos bajaron 18% intertrimestral y 5% interanual, y la volatilidad de materias primas cayó 11% intertrimestral pese a mantenerse 71% por encima de 3Q25. La firma estima que el entorno de materias primas eleva los beneficios agregados de EU Big Oil en alrededor de $7.6bn, o 13% intertrimestral. El resultado downstream aumenta unos $5.8bn, o 35%, liderado por una contribución de $6.8bn de mayores márgenes de refino, parcialmente compensada por $0.6bn de precios petroquímicos más débiles y menores beneficios vinculados al crudo. El resultado de Gas y Electricidad Integrados aumenta unos $1.6bn, o 17%, por mayores precios realizados de crudo con rezago y precios de hubs de gas, parcialmente compensado por spreads temporales más débiles. El resultado de E&P se mantiene prácticamente estable: el efecto negativo de $2.7bn de menores precios spot de crudo se compensa con $1.7bn de gas más caro y $1.1bn de precios realizados de crudo con rezago. Repsol destaca como el mayor beneficiario, con beneficios esperados de 67% intertrimestral y 308% interanual; TotalEnergies le sigue con 63% y 147%, y BP aumenta 23% y 138% por su exposición a gas, LNG y refino. Tras la reescalada en Oriente Medio y la alineación con la curva forward, Goldman Sachs actualizó sus supuestos de materias primas. Ahora proyecta Brent en $92/$86 per barrel para 2026/27, frente a $91/$82 anteriormente, y TTF en $18.9/$19.0 per mcf, frente a $19.1/$18.7. Las estimaciones de EPS de 3Q26 suben 1% de media y quedan 16% por encima del consenso LSEG. Las estimaciones de EPS para FY2026/27 suben 1%/6% de media y quedan 12%/26% por encima del consenso. Aunque el beneficio neto ajustado de EU Big Oils para 3Q26 bajaría 5% frente a 2Q26, la firma considera que la mezcla de beneficios favorece al downstream y a los negocios vinculados al gas. La segunda conclusión central es que los mayores supuestos de materias primas y el flujo de caja se traducirán en mayores retornos al accionista. Goldman Sachs estima rendimientos medios por dividendos de EU Big Oils de 4.3%/4.6% en 2026/27 y rendimientos de recompras de 3.6%/4.1%, para retornos totales de 7.9%/8.7%. ENI y Repsol ofrecerían los mayores retornos de 2026, de 11.5% y 10.6%, frente a una media sectorial aproximada de 8.0%. Para 2027, Repsol y ENI se situarían en 11.4% y 9.8%, y TotalEnergies y Shell en 9.0% y 8.8%, frente a una media sectorial de 8.7%. El informe anticipa varias acciones de retorno de capital. TotalEnergies elevaría las recompras de 3Q26 de $1.5bn a $2.5bn, y la hipótesis anual de recompras a $7bn/$8bn en 2026/27 desde $6bn. Se espera que Repsol y ENI aumenten recompras en torno a los resultados de 3Q26; Goldman Sachs proyecta €2bn para Repsol tanto en 2026 como en 2027, frente a €1.8bn antes, y mantiene €4bn de recompra de ENI para 2026. Shell anunció una recompra de $4.2bn en 3Q26, compuesta por $3.0bn habituales y $1.2bn trasladados de una recompra de 1Q26 suspendida. La recompra de $3bn FY2026 de Equinor y su marco de rango de $2-4bn desde 2027 ya estaban anunciados; Galp mantiene una recompra de €250 million en 2026 y elevó el dividendo por acción 10% hasta €0.70. La mejora del balance es especialmente importante para BP. Su deuda neta más híbridos sobre capital empleado fue 35.4% en 2025, aproximadamente 12 puntos porcentuales por encima de la media de EU Big Oils. Goldman Sachs espera una caída a 21% en 2026 y cerca de 8% en 2027, en línea general con la media sectorial de 2027. La media sectorial aumentó a 22.6% en 2025 y se prevé que baje a 15%/8% en 2026/27. Como resultado, BP alcanzaría su objetivo de desapalancamiento y reanudaría recompras desde 2H27; la firma modela $2bn en 2027. Repsol también destaca por alcanzar una posición de caja neta a finales de 2027, con deuda neta más híbridos/capital empleado de -2%. El informe añade un análisis de crecimiento a medio plazo basado en su base de datos Top Projects. Galp lideraría el crecimiento de producción europeo hasta 2027, con 17% de crecimiento de producción neta atribuible desde finales de 2025, impulsado por Bacalhau; Venus y Mopane podrían llevar el crecimiento total a 48% en 2033. Repsol mostraría el mayor aumento hasta 2030, de 27%, respaldado por Pikka, León-Castille, Venezuela, Perla y Raia. TotalEnergies crecería 18% hasta 2030 mediante proyectos diversificados y relativamente desriesgados, incluidos Tilenga/Kingfisher y GranMorgu. ENI, OMV, BP y Equinor crecerían 13%, 23%, 10% y 7%, respectivamente, con combinaciones distintas de LNG, gas y petróleo. Repsol lideraría el aumento de flujo de caja operativo de Top Projects a cinco años, con 24% hasta 2030, mientras que Shell también tendría un perfil atractivo de crecimiento de flujo de caja por arranques y ramp-ups de petróleo offshore y LNG. En longevidad de recursos, Goldman Sachs combina datos de reservas FAS 69 con su modelo prospectivo Top Projects. TotalEnergies y ENI lideran Europa en vida de reservas probadas; Galp y Repsol mostrarían una reposición de reservas destacada, y Shell podría mejorar de forma importante desde una base baja. ENI añadió 1.2 años de vida de reservas en 2025 hasta 10.5 años, junto a ExxonMobil con 10.9 años y TotalEnergies con 10.8 años, frente a una caída de 0.6 años para el conjunto de la industria. Los potenciales FID de Venus, LNG Canada Phase 2, Rovuma y Papua LNG podrían ayudar a Galp, Shell y ExxonMobil a cerrar la brecha. Por último, el informe evalúa sensibilidad geopolítica y de precios del gas. Var Energi y Harbour Energy son las opciones preferidas para capturar el alza invernal de TTF, ya que 35%/40% de su producción está expuesta a TTF, respectivamente, o alrededor de 25% de exposición pura tras coberturas. El equipo de materias primas de Goldman Sachs ve el TTF de diciembre de 2026 por encima de €100/MWh en un escenario de falta de suministro de LNG del Golfo Pérsico. En caso de disrupción del estrecho de Ormuz, TotalEnergies y Exxon tienen la mayor exposición de producción upstream. OMV parece ser la más expuesta entre las grandes petroleras europeas a nivel EBIT por su exposición en EAU, Irak, refino ADNOC y Borouge. Shell tiene exposición vinculada a Qatar, mientras que Equinor, Galp y Repsol no tienen exposición upstream significativa en Qatar, EAU o Irak.

Marco de análisis

Goldman Sachs primero actualiza los supuestos de precios de petróleo y gas y compara las estimaciones de beneficios revisadas con el consenso LSEG. Después utiliza un barómetro de precios de materias primas para traducir cambios en crudo, hubs de gas, cracks de refino, precios de productos, volatilidad, divisas y spreads temporales en beneficios por segmento. El análisis vincula esos resultados con recompras, dividendos y apalancamiento, y diferencia compañías mediante sensibilidad al refino y al gas, crecimiento de producción y caja impulsado por proyectos, vida de reservas, marcos de valoración y exposición al estrecho de Ormuz.

Notas metodológicas

• Marco de análisis sectorialDescomposición de volumen y precio

  Barómetro de beneficios por segmento impulsado por materias primas

  El informe usa cambios en crudo, precios de gas, cracks de refino, precios de productos y volatilidad para estimar cómo el entorno de materias primas afecta los beneficios de upstream, gas integrado, refino y químicos.

• OtroOtro

  Modelo lineal de factores de materias primas a diez años

  Para cada segmento, la firma calibra una combinación lineal de indicadores de materias primas y mercado durante diez años, y trata las desviaciones de los niveles medios a diez años como señales positivas o negativas para los beneficios.

• Métodos de valoraciónValoración SOTP por suma de partes

  Valoración por suma de las partes para Galp

  Goldman Sachs valora Galp considerando por separado sus negocios y base de activos, en lugar de aplicar un único múltiplo de beneficios al grupo.

Correspondencia y comparación de activos

Correspondencia estructurada entre la tesis y activos concretos (fortalezas, debilidades, pares y riesgos).

• BP

  Se espera que sea uno de los mayores beneficiarios de precios de materias primas más altos, fortaleza de trading y desapalancamiento.

  Fortalezas

  Exposición integrada a Estados Unidos, organización de trading, aguas profundas, gas integrado y conveniencia.

  Debilidades

  El apalancamiento de 2025 estaba materialmente por encima de sus pares de EU Big Oil.

  Comparación

  Se espera que cierre la brecha de balance frente a pares para 2027.

  Riesgos

  Menores precios de petróleo y gas, exploración más débil y sorpresas negativas de crecimiento o capex.

• ENI

  Proveedor de alto retorno esperado al accionista respaldado por proyectos y Global Gas & LNG.

  Fortalezas

  Éxito exploratorio, desinversiones, cartera de proyectos y ejecución de Global Gas & LNG.

  Debilidades

  La ejecución depende de ramp-ups de proyectos y reestructuración downstream.

  Comparación

  Ofrece el mayor retorno estimado al accionista en 2026, de 11.5%.

  Riesgos

  Menores precios del petróleo o márgenes de refino, problemas de ramp-up en Kashagan y fracaso de la reestructuración downstream.

• Repsol

  Mayor beneficiario esperado del entorno de refino de 3Q26 y líder en crecimiento por proyectos.

  Fortalezas

  Mayor exposición al refino, disciplina de capital, desinversiones y creación de valor bajo en carbono.

  Debilidades

  Los beneficios son sensibles a los márgenes de refino.

  Comparación

  Los beneficios estimados suben 67% QoQ y 308% YoY; el retorno al accionista de 2026 se estima en 10.6%.

  Riesgos

  Menores precios del petróleo o márgenes de refino, y sorpresas negativas de crecimiento, capex o distribuciones a accionistas.

• Galp

  Líder en crecimiento de producción, vida de recursos y opcionalidad impulsada por proyectos.

  Fortalezas

  Crecimiento impulsado por Bacalhau, opcionalidad exploratoria en Namibia, fortalecimiento del balance y retornos de bajo carbono.

  Debilidades

  El crecimiento de grandes proyectos requiere ejecución futura.

  Comparación

  Lideraría el crecimiento de producción hasta 2027 con 17%, con potencial de 48% hasta 2033.

  Riesgos

  Menores precios del petróleo, menor éxito exploratorio de lo esperado o sorpresas negativas de crecimiento y capex.

• Shell

  Perfil sólido de crecimiento de caja y retorno de capital respaldado por LNG, marketing y proyectos upstream.

  Fortalezas

  Negocios líderes de LNG y marketing global, disciplina de capital y ahorro de costes.

  Debilidades

  El menor potencial de refino llevó a reducir el múltiplo de valoración a 5.5x EV/DACF desde 5.7x.

  Comparación

  Retorno al accionista esperado de 8.8% en 2027; recompras modeladas de $16bn en 2027.

  Riesgos

  Menores precios del petróleo y márgenes de refino, o sorpresas negativas de crecimiento y capex.

• TotalEnergies

  Beneficiario diversificado de la fortaleza de LNG, electricidad y refino, con crecimiento relevante de proyectos.

  Fortalezas

  Cartera diversificada y proyectos de crecimiento petrolero relativamente desriesgados.

  Debilidades

  El informe mantiene la calificación Neutral.

  Comparación

  Los beneficios estimados suben 63% QoQ y 147% YoY; el crecimiento de producción previsto es 18% hasta 2030.

  Riesgos

  Cambios en precios del petróleo y márgenes de refino, problemas de ramp-up y desarrollo acelerado de proyectos.

• Var Energi

  Exposición apalancada al alza del gas europeo en invierno.

  Fortalezas

  Alta exposición no cubierta al gas europeo, éxito exploratorio e impulso de FID.

  Debilidades

  El flujo de caja es sensible a precios de petróleo y gas.

  Comparación

  Junto con Harbour Energy, ofrece los mayores retornos de caja entre EU E&Ps en 2026E.

  Riesgos

  Menores precios de petróleo y gas, exploración más débil, sorpresas de crecimiento o capex y deterioro de la política de remuneración al accionista.

• Harbour Energy

  Apuesta apalancada al alza de TTF y a retornos de caja mientras reduce deuda.

  Fortalezas

  Alta sensibilidad al precio del gas de la UE, recompra anunciada de $250 million y valoración baja de 2.4x EV/DACF.

  Debilidades

  Depende de los precios de gas y de un desapalancamiento exitoso.

  Comparación

  Alrededor de 40% de la producción está expuesta a TTF antes de coberturas.

  Riesgos

  Menores precios de petróleo y gas, exploración más débil, sorpresas negativas de crecimiento y riesgos de identidad de refino.

• Equinor

  Compañía cubierta con calificación Sell pese a mayores supuestos de precios de materias primas.

  Fortalezas

  Oportunidades brownfield y tie-back, y proyectos de crecimiento Bacalhau y Raia.

  Debilidades

  Declive de Johan Sverdrup y menor visibilidad más allá de 2028 hasta nuevos FID.

  Comparación

  Crecimiento de producción esperado de 7% hasta 2030.

  Riesgos

  Precios de petróleo y gas, eficiencia de costes y producción mejores de lo esperado.

• OMV

  Compañía cubierta con elevada exposición al estrecho de Ormuz a nivel EBIT.

  Fortalezas

  Neptun Deep respalda crecimiento de producción orientado al gas.

  Debilidades

  Exposición a través de EAU, Irak, refino ADNOC y Borouge.

  Comparación

  Crecimiento de producción esperado de 23% hasta 2030.

  Riesgos

  Mayores precios del petróleo, márgenes de refino o éxito exploratorio, mejor eficiencia de costes o realización de valor de ventas e intercambios de activos.

Datos clave

• Barómetro de EU Big Oils+74% QoQ / +279% YoYIndicador de beneficios de 3Q26 basado en materias primas, respaldado por mayores resultados de refino.
• Beneficios agregados de EU Big Oil+$7.6bn / +13% QoQImpulsados principalmente por downstream y gas y electricidad integrados.
• Márgenes de refino+74% QoQ / +279% YoYRefleja mercados de productos más ajustados y cracks más fuertes.
• EPS 2026/27 frente al consenso LSEG+12% / +26%Estimaciones de Goldman Sachs para EU Big Oils y E&Ps.
• Supuestos de Brent$92/$86 per barrel for 2026/27Elevados desde $91/$82 per barrel.
• Supuestos de TTF$18.9/$19.0 per mcf for 2026/27Frente a supuestos previos de $19.1/$18.7.
• Retorno total al accionista de EU Big Oils7.9% / 8.7% for 2026/27ERendimiento medio de dividendos más recompras según estimaciones de Goldman Sachs.
• Apalancamiento de BP35.4% in 2025; 21%/8% in 2026/27EDeuda neta más híbridos como porcentaje del capital empleado.

Impacto e implicaciones

El informe sostiene que la mezcla de materias primas de 3Q26 favorece al refino y al trading de gas más que al upstream y a los químicos, creando alza de beneficios frente al consenso. El mayor flujo de caja respaldaría recompras y dividendos y aceleraría el desapalancamiento, especialmente para BP. Repsol destaca por su apalancamiento al refino y crecimiento por proyectos, mientras que Var Energi y Harbour Energy ofrecen la mayor sensibilidad a un escenario de alza del gas europeo en invierno.

Riesgos

• Precios de petróleo, gas o márgenes de refino inferiores a los supuestos de Goldman Sachs podrían reducir beneficios, retornos de caja y respaldo a precios objetivo de varias compañías cubiertas.
• Retrasos de proyectos, resultados exploratorios más débiles, inflación de costes, sobrecostes de capex o ramp-ups más lentos podrían debilitar el crecimiento de producción y flujo de caja.
• Una disrupción del estrecho de Ormuz podría afectar a compañías con exposición a Qatar, EAU, Irak, refino o petroquímica; OMV y TotalEnergies están particularmente expuestas a nivel de beneficio operativo.
• Para E&Ps apalancadas al gas, menores precios europeos del gas o más cobertura de lo esperado reducirían el escenario alcista.

Aspectos que vigilar

• Resultados de 3Q26 en márgenes de refino, desempeño de trading de gas y electricidad, y anuncios de recompras de la dirección.
• Si el desapalancamiento de BP avanza lo suficiente para respaldar una reanudación de recompras desde 2H27.
• La actualización de asignación de capital y activos emblemáticos de TotalEnergies en su CMD, incluidos Uganda, Surinam, Namibia, Papúa y Mozambique.
• Los precios de TTF en invierno y la disponibilidad de suministro de LNG del Golfo Pérsico.
• El avance de FID de Venus, Mopane, LNG Canada Phase 2, Rovuma, Papua LNG y otros Top Projects.