Los bajos precios de los hidrocarburos y las restricciones derivadas de la pandemia han obligado a BP a registrar pérdidas de 20.305 millones de dólares -unos 16.822 millones de euros al tipo de cambio actual-, frente a ganancias de 4.026 millones en 2019. En términos ordinarios perdió 5.700 millones, frente a ganancias de 10.000 millones. No obstante, en el último trimestre del año recuperó los números negros.
Las abultadas pérdidas de la tercera petrolera de España reflejan el deterioro de los activos de exploración y producción -9.920 millones- en Angola, Brasil, Canadá, Egipto, el Golfo de México e India, así como la reducción del valor de sus reservas de crudo por la caída de la cotización de los hidrocarburos.
El beneficio declarado del último trimestre fue de 1.400 millones -unos 1.159 millones de euros-, frente a la pérdida de 500 millones del trimestre anterior. El resultado incluyó una ganancia de 2.300 millones por la venta del negocio petroquímico por 3.500 millones.
A finales de año, la deuda neta era de 39.000 millones, 6.500 millones menos que a cierre de 2019. Se espera que la deuda neta aumente en la primera mitad de 2021, impulsada por los 1.400 millones previstos de indemnizaciones por despido -van a salir 10.000 personas de la compañía-, el pago anual por el vertido de petróleo en el Golfo de México de la plataforma Deep Horizon y el pago por la nueva joint venture de eólica marina con Equinor.
La disponibilidad de refinado fue del 96% y los costes de exploración y extracción bajaron un 6,5% con relación a 2019, mientras que la producción se redujo un 9,9%, debido principalmente a las desinversiones. El margen de refino se situó en 6,7 dólares por barril, frente a los 13,2 dólares del ejercicio anterior.
BP había desarrollado 3,3 GW de capacidad neta de generación renovable hasta 2020, unos 0,7 GW más que un año antes. En España ha cerrado recientemente la compra de 14 proyectos solares con 1 GW de capacidad.
