Ante la transición energética, las empresas se enfrentan a una decisión fundamental: mantenerse en el monocultivo petrolero (estrategia reactiva) o abrirse a otros espacios de negocio (estrategia proactiva). Esa búsqueda de nuevos espacios puede a su vez estar más orientada hacia industrias externas al ciclo petrolero (renovables, hidrógeno verde y distribución eléctrica) o internas al mismo (biocombustibles o hidrógeno azul).

Si la empresa tiene como objetivo la reducción de emisiones y/o considera que la demanda (y los precios) del petróleo han iniciado una tendencia estructural a la baja, seguramente opte por una estrategia proactiva de diversificación. En caso contrario, preferirá mantenerse como una empresa plenamente especializada en hidrocarburos.

Si decidiera diversificar, la opción más conservadora sería la de los biocombustibles, pues esta mantiene a la compañía dentro del ciclo petrolero, en la medida en que su producción permite aprovechar buena parte de las capacidades ya instaladas para la producción de combustibles derivados de los hidrocarburos. El destino de estos productos es, además, el mismo que el de los combustibles convencionales, si bien no presentan las mismas propiedades y densidades energéticas que los combustibles fósiles.

La apuesta por la diversificación hacia fuentes externas al ciclo petrolero, sea la producción de renovables o la distribución de electricidad, resulta en principio más arriesgada, pues conlleva costes iniciales de inversión más elevados (si bien la instalación de plantas eólicas marinas presenta complementariedades tecnológicas con las plataformas offshore de gas y petróleo), aunque, a cambio, ofrece mercados más amplios y con un gran potencial de crecimiento. Esa expansión de la demanda se refiere sobre todo al avance de la electrificación en hogares, industrias y vehículos, pero también al fuerte crecimiento que se le augura al hidrógeno verde como insumo para el tratamiento de hidrocarburos, la fabricación de amoniaco e incluso, más adelante, como combustible para el transporte.

Ante la transición energética, la empresa también tiene que decidir qué política va a seguir con respecto a la reducción de las emisiones que genera su actividad. En caso de que haya optado por la diversificación de sus actividades hacia energías renovables o bajas en carbono, esa política de reducción de emisiones podría abordarse de dos maneras.

La primera opción la denominamos pasiva o conservadora, pues en este caso la empresa interpreta que la diversificación del negocio la libera de tener que desplegar otras iniciativas específicamente dirigidas a reducir la intensidad de las emisiones por unidad equivalente de petróleo. En este sentido, hay que tener en cuenta que, siempre que la intensidad de emisión se calcule dividiendo el total de emisiones por el total de la producción energética de la compañía, medida en unidades de energía de petróleo equivalente, le bastaría con aumentar su producción de energías renovables o bajas en carbono para reducir sus emisiones, incluso aunque no disminuyera su actividad vinculada a los hidrocarburos. La reducción podría ser también en términos absolutos, si la actividad ligada a los combustibles fósiles tendiera a disminuir, conforme fuera aumentando la producción basada en fuentes de energía renovables y bajas en carbono.

La segunda alternativa consiste en acompañar la diversificación energética de una segunda línea de actuaciones específicamente dirigida a acelerar la reducción de las emisiones procedentes de sus actividades hidrocarburíferas, es decir, lo que se conocen como las emisiones scope 1 y 2 ⁴ , y que la IEA estima que en diez años podrían reducirse a la mitad. Ello se puede hacer por diferentes vías: la detección de las fugas de metano es la más importante, pero también la provisión de electricidad producida con energías renovables para la perforación y extracción del crudo, el control de las emisiones que se producen en la quema (flaring) de los gases que se desprenden en los procesos de extracción, y la mejora de la eficiencia en el uso de la energía consumida en las fases tanto de producción como de transporte. El proceso de refino también genera emisiones de GEI, en cantidades que varían mucho dependiendo del tipo de crudo y de las técnicas de refinado. Por ello, la selección de crudos y la mejora de esas técnicas también pueden contribuir a la reducción de emisiones.

A este respecto, la descarbonización del hidrógeno mediante técnicas de captura, reutilización y almacenamiento del CO₂ (CCUS, por sus siglas en inglés) merece una mención especial. En general, el desarrollo de estas técnicas para la mitigación de los niveles de emisión puede aplicarse a diferentes procesos, pero su aplicación a la producción del hidrógeno que se utiliza para el refinado de petróleo tiene una especial importancia, por los altos niveles de emisión que generan estos procesos. Además, si la descarbonización de ese hidrógeno fuera suficientemente intensa, el hidrógeno resultante (limpio o azul) podría competir con el hidrógeno verde (producido mediante electrolisis), para su utilización como insumo en la producción de derivados y otros productos industriales (amoniaco, acero, fertilizantes) o como combustible en el sector del transporte ⁵ .

Finalmente, en el caso de que la empresa decidiera mantenerse dentro del negocio petrolero, cabrían igualmente dos opciones con respecto a la reducción de las emisiones generadas por su actividad petrolera o hidrocarburífera.

La primera opción, reactiva o negacionista, se sustenta en la idea de que una estrategia orientada a reducir la intensidad de las emisiones internas al ciclo (scope 1 y 2), además de costosa, resultaría poco conveniente, en la medida en que supondría asumir como un objetivo prioritario lo que la propia compañía quiere o espera que se asuma de forma lenta y poco decidida por parte de la gran mayoría de los consumidores.

La segunda opción se justificaría si, ante un aumento de la presión regulatoria, financiera y/o reputacional, se percibe que el coste de quedarse parado es aún mayor que el de tomar la iniciativa. En este caso, la empresa adoptará medidas como las mencionadas anteriormente (suministro eléctrico renovable, flaring, fugas de metano, eficiencia energética, captura, etc.). También podría desarrollar proyectos tentativos de diversificación internos al ciclo petrolero (hidrógeno azul y biocombustibles), que puedan ser utilizados para justificar la existencia de una política orientada a la sostenibilidad.

En conjunto, de lo anterior se deducen cuatro opciones estratégicas que se resumen en el siguiente cuadro:

Siguiendo el trabajo de Pickl (2019) y la información que ofrece la IEA (2020), las IOCs europeas -BP, Shell, Eni y Total- (además de la noruega Equinor y la española Repsol) puede considerarse que, aunque de forma todavía casi exploratoria, han iniciado estrategias de diversificación, puesto que todas ellas han llevado a cabo operaciones de fusión y absorción de otras compañías y/o han asumido gastos a escala comercial en los ámbitos de la generación y/o distribución eléctrica, así como en la producción de renovables, bien de origen solar o eólico. Shell, Total y Eni disponen de activos tanto en la generación como en la distribución, mientras que BP y Equinor han invertido en la producción de renovables, aunque por el momento sólo han anunciado inversiones o asignado fondos al desarrollo de tecnologías relacionadas con la distribución de electricidad.

Los informes de sostenibilidad de las empresas publicados en 2021 reafirman esa tendencia y anuncian planes de inversión que sugieren que nos encontramos ante un salto cualitativo en el proceso de diversificación. En concreto, la francesa Total propone dedicar a lo largo de esta década más del 25% de sus inversiones, unos 4 mil millones de dólares a energías renovables, para pasar de una capacidad instalada de 10 GW a 35 GW en 2025, hasta llegar a 100 GW en 2030. Los planes de BP también son ambiciosos; aunque su capacidad instalada actualmente no llega a los 5 GW, cuenta, según informa en su plan estratégico, con inversiones asignadas para alcanzar los 20 GW en 2025 y los 50 GW en 2030.

A un nivel más modesto, Eni, Equinor y Repsol también planean realizar un gran esfuerzo inversor en energías renovables. La italiana quiere pasar de 1,2 a 15 GW en 2030 y llegar hasta 55 GW en 2050; la noruega de 1,5 a 16 GW y la española de 1,5 a 20 GW en 2030. En todos los casos, los incrementos previstos son significativos, aunque menores que los planeados por Total y BP. Solamente Shell, con una potencia instalada de 1,5 GW en 2021, evita ofrecer cifras sobre el crecimiento de su sección de renovables, que considera uno de los pilares de su expansión.

Por su parte las americanas Chevron y, aún más claramente, ExxonMobil apenas han mostrado interés en estos sectores. Es más, en los últimos años han desinvertido ante la escasa rentabilidad de algunas de las inversiones que hicieron en el pasado. Como ha explicado el CEO de Chevron, Mike Wirth, no es razonable que los accionistas de Chevron tengan que sacrificar ganancias en el futuro debido a la incertidumbre involucrada en la transición energética y los renovables (Krauss, 2020).

El informe de IRENA (2021) confirma lo anterior. Ambos destacan la existencia de una clara línea divisoria entre las empresas americanas (ExxonMobil y Chevron) y las europeas (BP, Shell, Total, Eni, Equinor). De acuerdo con IRENA, las europeas se muestran más avanzadas y decididas en su compromiso contra el cambio climático, participando en el desarrollo de proyectos ligados al sector eléctrico y la producción de energías renovables; algunas (Shell y Eni) más orientadas hacia la distribución eléctrica y otras (Total, BP, Equinor) hacia la producción de renovables.

La diversificación hacia la producción de biocombustibles, como producción complementaria o incluso sustitutiva de la producción de productos derivados del petróleo, está igualmente más avanzada en las empresas europeas, si bien sólo Total y BP prevén la disminución de su producción de crudo, conforme aumente la producción de biocombustibles. Las otras cuatro prevén disminuciones en la producción de derivados convencionales, pero no en su producción internacional de crudo.

De acuerdo con los informes anuales publicados en 2021, Total prevé estabilizar su oferta de crudo a lo largo de la década hasta alcanzar una reducción del 10% en 2030; al mismo tiempo, prevé reducir un 30% su producción de derivados, de manera que la participación de los derivados en el total de la producción de la empresa pase en diez años del 44% al 30%. Por su parte, BP planea pasar de 2,2 millones de barriles día de petróleo equivalente en 2021 a 2 millones en 2025 y 1,5 en 2030; y de los 1,7 millones de barriles día de petróleo refinado a 1,2 millones en 2030. ENI estima que su producción de crudo aumentará a un 3% anual, pero prevé que la producción de derivados esté plenamente descarbonizada en 2050. El plan estratégico de Repsol también incluye la completa transformación del negocio refinero, de forma que en 2050 sus plantas estén plenamente dedicadas a la producción de combustibles e insumos para la industria (feedstock) bajos en carbono. En el caso de Shell, el objetivo a 2050 es que el 55% de los derivados sean biocombustibles. Equinor, centrada en la extracción, anunció en 2021 la venta del 100% de sus refinerías en Dinamarca.

Finalmente, y en coherencia con las previsiones de aumento de las inversiones en renovables, Shell abrió en Alemania su primera electrolizadora para la producción de hidrógeno verde. BP, Total y Repsol también están participando en proyectos para la construcción de hidrogeneras.

Por su parte, las empresas americanas no sólo descartan entrar en el mercado de las renovables, sino que también se mantienen más rezagadas en lo que se refiere al desarrollo de otras soluciones energéticas bajas en carbono, como la producción de biocombustibles o la generación de hidrógeno limpio. En los informes de sostenibilidad publicados en 2021, las referencias a la producción de biocombustibles son casi testimoniales y la producción de hidrógeno azul en gran escala está a la espera de que el desarrollo de las técnicas de captura permita reducir sus costes de fabricación. Por último, no se contempla la producción de hidrógeno con biogás ni mediante electrolisis.

Por lo que se refiere a la política para la reducción de emisiones, el informe de Carbon Tracker Initiative (2022) también marca una clara diferencia entre las empresas europeas y las americanas, puesto que sólo las europeas se han comprometido a erradicar en 2050 sus emisiones netas de scope 1 y 2. En este informe, todas las americanas evaluadas, incluyendo Chevron y ExxonMobil, aparecen situadas por detrás de las europeas, por no contar con compromisos explícitos para la reducción de sus emisiones en términos absolutos, si bien en sus últimos reportes anuncian por primera vez que aspiran a alcanzar la meta de net-zero en las actividades directas (scope 1) de upstream ⁶ .

Además, las europeas acompañan su compromiso de net-zero en 2050 para toda su actividad productiva, de objetivos intermedios de reducción de emisiones en 2030, que oscilan entre el 55% de y el 40% con respecto a los niveles prepandémicos. Y, según se observa en la Tabla 2, Eni, Repsol y BP también prevén recortes en las emisiones de alcance 1, 2 y 3 para 2030, del 25%, el 30% y el 40%, respectivamente. Eni se compromete además a erradicarlas para 2050. Total no cuantifica ese recorte para 2030, pero se compromete a una reducción del 75% para 2050. En lo que se refiere a las emisiones de scope 1, 2 y 3, Shell no ofrece cifras y Equinor reconoce que seguirán aumentando, al menos hasta 2030, lo que es coherente con el hecho de que estas dos compañías no se planteen reducir sus niveles de producción de crudo, y que sus planes para la reducción de derivados sean menos ambiciosos que los de sus competidoras.

Por último, aunque sólo las europeas se marquen objetivos específicos, de la lectura del informe de Carbon Tracker Initiative y de los reportes anuales y de sostenibilidad publicados por las compañías, cabe deducir que todas las empresas, incluidas las americanas, están empezando a aplicar medidas para la reducción de las emisiones que generan la producción, el refino y el transporte de hidrocarburos (scope 1 y 2); si bien Total, Eni y Equinor son las que presentan una mayor diversidad e intensidad de intervenciones. Aunque es pronto para conocer la efectividad de estas medidas, las tres dicen haber empezado a realizar inversiones destinadas a reducir las fugas de metano, las emisiones de CO₂ en las actividades de extracción, a abastecerse de electricidad generada con energías renovables y a invertir en proyectos de CCUS, incluyendo objetivos de eliminación de emisiones por flaring y/o metano a 2030. Como se observa en la Tabla 2, BP y Shell también muestran avances en la reducción de metano, flaring y captura, pero no dan cifras completas ni se marcan objetivos de eliminación a 2030. Por su parte, Chevron y ExxonMobil comienzan a incorporar objetivos de reducción de flaring y metano, aunque centran casi todos sus esfuerzos en medidas de compensación y en inversiones en proyectos de CCUS que están todavía en fase experimental como el Quest o el Gorgon Project.

En conjunto, y a la luz de lo anterior, cabe situar a Total, BP, Eni y Repsol en la zona alta de la bisectriz del cuadrante superior izquierdo, si bien en el caso de la francesa la diversificación está más orientada hacia las renovables y la distribución eléctrica, mientras que en la italiana la estrategia está más orientada hacia los biocombustibles; la inglesa y la española combinan ambas líneas de diversificación, si bien BP es de mayor tamaño y lo hace, por tanto, a una escala mucho mayor. Shell, que presenta planes menos ambiciosos para la década 2030, tanto para la diversificación como para la reducción de emisiones, podría situarse en la zona baja de la bisectriz del cuadrante superior izquierdo. Equinor también estaría en ese mismo cuadrante, pero abajo a la izquierda, por presentar una apuesta estratégica más orientada hacia la reducción de emisiones que hacia la diversificación del negocio.

En el extremo opuesto, ExxonMobil y Chevron se sitúan en el cuadrante inferior derecho, que recoge a las empresas que se mantienen en el monocultivo petrolero y el negacionismo climático, si bien, como decíamos ante, comienzan a observarse movimientos de derecha a izquierda del eje horizontal (métodos de captura y medidas para la reducción de flaring y gas metano). Podría entenderse que esos movimientos a lo largo del eje horizontal van acompañados de un ascenso a lo largo del vertical, si se considera, como ya se ha dicho, que la captura es una técnica de reducción de emisiones que al mismo tiempo esconde un posicionamiento estratégico: disponer en el futuro de una ventaja competitiva (y los royalties correspondientes) en la producción de combustibles sintéticos e hidrógeno azul (Shojaeddini et al. 2019), lo que permitiría a estas compañías abrirse hacia otras líneas de producto complementarias con los hidrocarburos.

En suma, el análisis pone de manifiesto que las IOCs europeas, si bien el caso de Shell es más dudoso, empiezan a asumir la reducción de emisiones como un objetivo estratégico, más allá de sus estrategias con respecto a la diversificación del negocio petrolero. En el caso de las IOCs americanas, esta conclusión sería demasiado prematura, por más que algunas medidas recientes sí que parecen indicar que han decidido abandonar -al menos públicamente- una posición abiertamente negacionista (InfluenceMap, 2019; Sheehan, 2018). Eso sí, en todos los casos, el negocio principal seguirá siendo la producción de crudo.

La síntesis de las posiciones estratégicas de las diferentes compañías muestra que las opciones de diversificación afectan exclusivamente a las empresas europeas. Al comienzo del trabajo sugeríamos que ello podría deberse a que estas se enfrentan a diferentes expectativas sobre la evolución de la demanda energética. Veamos si es así. Si estas expectativas no fueran muy distintas, las diferencias en la estrategia entre europeas y americanas tendrían entonces que explicarse por el interés de las europeas (y no de las americanas) en reducir sus emisiones mediante el desarrollo de producciones bajas en carbono.

Las IOCs son empresas transnacionales con capacidades de producción de crudo instaladas en los cuatro continentes. Dado que el crudo puede ser transportado de manera relativamente flexible desde cualquier lugar del mundo, el comportamiento del mercado mundial en su conjunto es la referencia fundamental para las IOCs a la hora de tomar decisiones de inversión. En ese sentido, las incertidumbres con respecto a la evolución de la demanda no debieran afectar de manera diferenciada a las IOCs europeas y las americanas.

Sin embargo, las IOCs son empresas verticalmente integradas, que cuentan con capacidades de extracción, pero también de refino y comercialización. Las europeas tienen instaladas la mayor parte de esas capacidades en el continente europeo, en especial Total, Eni y Repsol (en Shell y BP, aproximadamente la mitad de su capacidad de refino está en Europa). Aunque el producto refinado también es exportable, estas áreas del negocio, en especial la comercialización, sí dependen de la forma específica en la que se prevé que evolucione la demanda en cada región.

La IEA prevé que la demanda de petróleo en Europa pase a lo largo de esta década de 13 a 11 millones de barriles diarios y en Estados Unidos de 23 a 22. Sin embargo, mientras que las previsiones de la Comisión Europea con respecto a la UE son más optimistas que las de la Agencia Internacional, adelantando niveles inferiores a los 10 millones a partir de 2030, la Energy Information Administration (EIA) de los Estados Unidos asume que el consumo doméstico tanto de gas como de productos petrolíferos, lejos de descender, seguirá aumentando hasta al menos 2050.

Si las IOCs aceptan las previsiones más recientes que apuntan hacia una más que probable disminución de la demanda europea de los productos derivados del petróleo (tanto en la industria como en el transporte) y que, al mismo tiempo, señalan que tanto la demanda de biocombustibles como la demanda eléctrica aumentarán a un ritmo superior al ritmo de crecimiento de la demanda total de energía, es lógico que las empresas con mayor presencia en Europa presenten una mayor preferencia por la diversificación de su cartera que las empresas americanas.

Como se ha comentado en el apartado anterior, esto es exactamente lo que sucede. Las empresas europeas proyectan que su producción de crudo se estabilice o disminuya de forma moderada a lo largo de esta década. Estas previsiones no son muy diferentes de las que han publicado las empresas americanas y están muy lejos de los recortes que, de acuerdo con el Production Gap Report (PGR, 2021), serían necesarios para cumplir con los objetivos del AP ⁸ . Para las IOCs europeas, las desinversiones y los planes de reducción de la producción afectan fundamentalmente al refino, la producción de derivados y la comercialización de petróleo, y este espacio downstream del ciclo petrolero es el que está siendo reemplazado por otras líneas de producción (sobre todo gas, pero también biocombustibles, hidrógeno y electricidad), mientras se mantienen, de momento, las actividades de exploración y extracción de petróleo y gas natural.

Para las americanas, la situación es diferente. También disponen de capacidades instaladas en Europa, pero en proporciones más bajas, y están además relativamente más orientadas hacia la exploración y la extracción que las europeas. No sólo el upstream, sino en el negocio en su conjunto, disponen de una cartera geográficamente más diversificada que les permite confiar en reajustes internos para adaptarse a las disparidades territoriales sin tener que abandonar el ámbito central de los hidrocarburos. Si no hay perspectivas claras de descenso en la demanda global, basta esperar al próximo ciclo alcista en los precios, para obtener rentabilidades en el negocio petrolero muy superiores a los que podrían obtenerse en las renovables (Christophers, 2022).

Aunque lo anterior no demuestre que las proyecciones con respecto a la evolución de la demanda son un factor determinante -condición necesaria y suficiente- a la hora de explicar las estrategias de diversificación energética, el hecho de que esta decisión se circunscriba a las de origen europeo, donde las previsiones de descenso de la demanda son más acusadas, pone al menos en duda que las decisiones estratégicas que están adoptando las IOCs en estos últimos años -en lo que respecta al desarrollo de renovables y el aumento de la producción de biocombustibles- estén únicamente motivadas por su mayor o menor interés o deseo de reducir sus emisiones.

En el apartado anterior se mostró que todas las IOC, tanto las que han decidido actuar proactivamente antes los cambios en el mercado como las que prefieren mantenerse en una estrategia más reactiva de wait and see, han puesto en marcha planes para la reducción de las emisiones que emanan directamente de los procesos de extracción, transporte y refino de petróleo (scope 1 y 2); pero el análisis de esos planes también permitió comprobar que estos están más avanzados y son más ambiciosos en el caso de las IOCs europeas; mientras que en las americanas esas medidas son más recientes y están casi completamente focalizadas en el desarrollo de las técnicas de captura.

De este diagnóstico se deducen dos cosas: a) que los objetivos de reducción de emisiones de las compañías europeas no son sólo un efecto colateral de las estrategias de diversificación, de las que la empresa pueda sacar provecho vendiendo como compromiso con los Acuerdos de París lo que no es más que una necesidad de adaptarse a un cambio en las condiciones del mercado, y b) que, no obstante, la diversificación energética -fenómeno exclusivo de las empresas europeas- podría estar actuando como una condición necesaria -aunque quizá no suficiente- para que las empresas asuman la reducción de emisiones como un objetivo estratégico.

En relación con este segundo punto (la diversificación como condición necesaria), es razonable pensar que estas empresas solo adoptan la reducción de emisiones como un objetivo que atraviesa toda la actividad de la compañía, cuando han decidio optar por la diversificación productiva. Primero porque esa diversificación es una garantía de que se va a poder vender como exitosa la estrategia de reducción de emisiones. Segundo porque, una vez adoptada la estrategia de diversificación, el desarrollo de una estrategia creíble y ambiciosa de reducción de emisiones, que incluya proactivamente todos los scopes, pasa a ser una inversión casi imprescindible si se quiere fortalecer el reposicionamiento de la compañía en el sector de las renovables.

No obstante, el punto de inflexión que parece observarse en los dos últimos años, de acuerdo con los datos comentados en el apartado anterior, parece que requiere de la presencia de algunos factores adicionales. Sugerimos los siguientes. El primero remite a un proceso de retroalimentación de las presiones procedentes de los inversores, el sistema financiero y las autoridades nacionales y comunitarias para que las compañías petroleras reduzcan sus emisiones. El segundo, que engloba en realidad todo lo anterior, es que ese proceso de retroalimentación no lo están sufriendo únicamente estas empresas por ser las más contaminantes, sino que afecta, de manera generalizada, al conjunto del sistema productivo. La insistencia y consistencia sistémica de ese direccionamiento de la acción pública, que repercute a su vez sobre las decisiones del sector privado, hacia la reducción de emisiones da la impresión de que ha finalmente convencido a las IOCs europeas de que el reto de la transición energética es en estos momentos una prioridad estratégica de primer orden para la UE y un fenómeno que, en su conjunto, se presenta como irreversible.

Esta constatación, reafirmada con la publicación Fitfor55 en julio de 2021 y, más recientemente, de RePowerEU, presenta dos derivadas. La primera es que ratifica la previsión de que el consumo de petróleo en Europa tenderá a reducirse de forma acelerada a lo largo de las próximas décadas, y, por consiguiente, aumentará la demanda eléctrica, así como la de hidrógenos y fueles bajos en carbono. La segunda derivada es que, alineando sus intereses estratégicos con los de las autoridades nacionales y comunitarias, las compañías petroleras parecen haber identificado la oportunidad de ocupar una posición de privilegio, tanto desde el punto de vista tecnológico como financiero, como actores necesarios (incluso imprescindibles) para el éxito de la transición energética.

En el caso de las IOCs americanas, la ausencia de esas condiciones necesarias y suficientes es evidente (Skjarseth, 2013), pero si las autoridades apenas ejercen presión sobre las empresas (ni regulatoria, ni fiscal, ni financiera), para que reduzcan sus emisiones, ¿a qué se debe su reciente abandono de las posturas más abiertamente negacionistas? Algunos autores (Mooney, 2020) alegan que la explicación se encuentra en la creciente presión de los accionistas. Para estos, no es tanto (o no sólo) que bancos, fondos de pensiones, compañías de seguros, e inversores institucionales estén limitando su exposición a proyectos ligados a la producción de combustibles fósiles, sino que cuando participan como inversores en estas empresas les exigen que emprendan iniciativas orientadas a reducir las emisiones y abrir nuevas líneas de negocio, ante el miedo a quedarse atrapados con activos varados conforme caiga la demanda de crudo y se incrementen las presiones regulatorias y financieras sobre estas compañías ⁹ . Suavizar el discurso anti cambio climático y las inversiones en el desarrollo de técnicas de captura, que permitirían reducir emisiones y, al mismo tiempo, abrir la posibilidad de competir en el futuro en el mercado del hidrógeno limpio, parecen ser las respuestas a esas presiones.