Qué dijo la dirección de Antero Resources Corporation en la llamada del Q1 2026

Trimestre récord impulsado por precios y la integración de HG

Antero Resources cerró el primer trimestre de 2026 con una producción récord de 3,9 Bcfe por día, un 13% por encima del mismo período del año anterior, y un flujo de caja libre de 657 millones de dólares, el segundo más alto en la historia de la compañía. El resultado se apoyó en la capacidad operativa durante la tormenta invernal Fern —la dirección destacó un 100% de tiempo operativo durante el evento— y en primas sustanciales sobre los precios de referencia tanto en gas natural como en líquidos. La adquisición de HG, cerrada en el trimestre, aportó cerca de 400.000 acres netos en la posición Marcellus de Virginia Occidental y se espera que reduzca los costos en efectivo corporativos en 0,30 dólares por Mcfe.

Las sinergias derivadas de HG superaron ampliamente las expectativas iniciales: la compañía estima ahora más de 80 millones de dólares para todo 2026, frente al objetivo original de 50 millones, y proyecta aproximadamente 100 millones anuales a partir de 2027. La deuda asociada a la adquisición se está amortizando con una velocidad que la dirección calificó de casi un año por delante del calendario previsto, con el objetivo de apalancamiento de 1x esperado para mediados de 2026.

Perspectivas: NGL, LNG y demanda local

La compañía espera que la producción anual alcance 4,1 Bcfe por día en 2026, un aumento de casi el 20% respecto a 2025. En materia de líquidos, Antero se mantiene sin cobertura en NGL y la dirección considera esta posición como una ventaja ante la disrupción en el Oriente Medio. El vicepresidente de Mercadeo de Líquidos, Dave Cannelongo, explicó que el Oriente Medio representa aproximadamente el 36% del mercado global de LPG por vía marítima, y que China e India —compradores clave— no tienen otra alternativa que incrementar sus compras en Estados Unidos. La compañía señala que cada dólar de aumento por barril en los precios de C3+ equivale a 46 millones de dólares de flujo de caja incremental, y que el precio realizado proyectado para C3+ ha subido cerca de 12 dólares por barril, lo que representaría más de 550 millones de dólares de flujo de caja adicional en 2026.

En gas natural, la dirección apunta a que la capacidad de exportación de LNG crecerá 7 Bcf por día hacia finales de 2027, con Golden Pass ya enviando su primer cargamento. Paralelamente, el almacenamiento en Europa cerró el invierno en el segundo nivel más bajo registrado, y las importaciones desde Oriente Medio cayeron un 91% en marzo y abril. En Virginia Occidental, la compañía estima que los proyectos de demanda de potencia anunciados —incluyendo instalaciones vinculadas a Microsoft, NVIDIA y Google— superan los 10 Bcf por día en total, lo que la dirección considera un soporte estructural para los precios locales de gas.

Preguntas de analistas: primas de NGL, recompras y contratos de datos

Los analistas centraron sus preguntas en tres áreas. Primero, la prima de 0,94 dólares sobre Mont Belvieu registrada en el primer trimestre y si la guía de realizaciones de NGL sería revisada al alza. La dirección se mantuvo conservadora, argumentando incertidumbre en los mercados globales, aunque aclaró que incluyendo etano, el premio habría sido de 6 dólares sobre el índice comparable. Segundo, el destino del flujo de caja libre una vez cancelado el préstamo a plazo asociado a HG, previsto para principios de 2027. El CEO Michael Kennedy indicó que, bajo los precios actuales de las materias primas, una buena suposición para 2027 sería destinar el flujo de caja incremental a recompras de acciones. Tercero, los analistas indagaron sobre los acuerdos de suministro con centros de datos e instalaciones de potencia en la región. La compañía reveló haber recibido solicitudes de propuesta por más de 5 Bcf por día de suministro local, aunque aclaró que no puede satisfacer esa demanda por sí sola y que, en cualquier caso, la presión sobre el suministro debería traducirse en precios locales más elevados.