Qué dijo la dirección de Antero Resources Corporation en la llamada del Q4 2025

Un trimestre de récords operativos y una adquisición transformadora

Antero Resources cerró 2025 con lo que la dirección calificó como uno de sus mejores años operativos. La compañía generó más de 750 millones de dólares en flujo de caja libre, destinó más de 300 millones a reducción de deuda, recompró acciones por 136 millones e invirtió más de 250 millones en adquisiciones. En el plano operativo, el equipo de completaciones alcanzó un récord de 19 etapas en un solo día durante el cuarto trimestre, y la perforación promedió menos de 5 días por cada 10.000 pies, un 4% más rápido que en 2024. El cierre de la adquisición de HG Energy —adelantado respecto al calendario original— amplió la posición central en West Virginia en 385.000 acres netos y más de 400 ubicaciones de perforación, extendiendo la vida del inventario en el Marcellus cinco años adicionales y reduciendo la estructura de costos en casi un 10%.

Lo que viene: crecimiento de producción y demanda regional

Para 2026, la compañía espera una producción de 4,1 Bcfe diarios, cifra que refleja el cierre de la adquisición de HG a principios de febrero y la desinversión del activo Ohio Utica. La dirección proyecta alcanzar 4,3 Bcfe por día en 2027 con el programa de mantenimiento, con una opción discrecional de crecer hasta 4,5 Bcfe si las condiciones de mercado lo justifican. El presupuesto de perforación y completaciones para 2026 es de 1.000 millones de dólares, de los cuales 900 millones corresponden a capital de mantenimiento. El vicepresidente de Comercialización de Gas Natural destacó que la demanda residencial y comercial este invierno promedió casi 42 Bcf diarios entre noviembre y febrero, con enero registrando el mayor nivel de demanda industrial desde 2005, en parte atribuido al crecimiento de centros de datos. Los niveles de almacenamiento de gas en el este de Estados Unidos se sitúan más de un 13% por debajo del promedio de cinco años, lo que la compañía considera favorable para los precios locales. En cuanto a coberturas, aproximadamente el 40% de los volúmenes de gas natural de 2026 están cubiertos mediante swaps a 3,92 dólares por MMBtu, con otro 20% en collares entre 3,24 y 5,70 dólares.

En el mercado de NGLs, el vicepresidente de Comercialización de Líquidos señaló que el crecimiento del suministro de C3+ se moderará desde 328.000 barriles diarios en 2024 hasta 131.000 en 2026 y apenas 45.000 en 2027, en parte como consecuencia del entorno de precios más bajos del petróleo y la reducción de la actividad de perforación en el Pérmico. Analistas externos proyectan que los inventarios de propano retornarán al rango normal de cinco años hacia finales de 2026. Un movimiento de cinco dólares en el precio C3+ equivale, según la compañía, a 225 millones de dólares anuales en flujo de caja libre.

Turno de preguntas: márgenes, recompras y opciones de crecimiento

Los analistas concentraron sus preguntas en tres ejes. Primero, las condiciones que activarían el capital discrecional de crecimiento: la dirección indicó que un precio NYMEX por encima de 3 dólares, combinado con el diferencial local ajustado, sería suficiente, y subrayó que toda esa inversión es capital de segunda mitad del año sin compromisos contractuales. Segundo, la prioridad entre reducción de deuda y recompras: Kennedy reconoció que el pago de deuda es actualmente prioritario para llevar el apalancamiento por debajo de 1x a finales de 2026, aunque dejó abierta la posibilidad de recompras oportunistas. Tercero, varios analistas preguntaron por las sinergias de HG Energy; Kennedy afirmó que los resultados iniciales superan las expectativas, con mejoras en estructura de costos, recuperaciones y acceso a precios locales que no habían sido modelados originalmente.