Qué dijo la dirección de Antero Resources Corporation en la llamada del Q2 2026

Un trimestre récord marcado por la reducción de costos y la diversificación

Antero Resources registró producción récord en el segundo trimestre de 2026, con un promedio superior a 4,1 Bcfe por día, un 21% por encima del mismo período del año anterior. El EBITDA ajustado creció un 57% interanual, generando 220 millones de dólares de flujo de caja libre, a pesar de que el precio del gas natural en Henry Hub cayó un 16% en ese lapso. Los costos operativos en efectivo bajaron un 11% respecto al año previo, en parte gracias a la primera integración completa de la adquisición de HG Energy. La compañía también anunció adquisiciones por 315 millones de dólares en su núcleo de Marcellus en Virginia Occidental, que añaden 125 MMcfe por día de producción neta a un múltiplo de 4 veces EBITDA.

Hoja de ruta hacia 300 millones en mejoras de margen para 2028

La dirección detalló un plan estructurado para reducir los costos operativos en efectivo más de un 25% hasta llegar a 2 dólares por Mcfe a finales de 2028. Los tres pilares son: la extinción de dos transacciones financieras heredadas —el interés de regalía prioritario (ya disuelto el 30 de junio, con un beneficio anualizado de 60 millones) y el VPP (que vence en julio de 2027, con un impacto positivo de 30 millones)—; la optimización del transporte firme de líquidos, que aportaría 105 millones adicionales; y la mejora del portafolio de transporte firme de gas natural junto con el desarrollo de gas seco, por otros 105 millones. La compañía espera que la reducción de 0,70 dólares por Mcfe en costos se vea parcialmente compensada por una caída de 0,35 dólares en los precios realizados, al vender más producto dentro de la cuenca. La mejora neta de margen sería de 0,35 dólares por Mcfe. La dirección señaló que, si se extiende el horizonte a cinco años, el beneficio total podría alcanzar entre 600 y 700 millones de dólares.

En cuanto a los NGL, factor relevante para mercados globales, el precio realizado de C3+ fue de 44,26 dólares por barril, el más alto desde 2022. Las exportaciones estadounidenses de propano alcanzaron máximos históricos semanales, impulsadas en parte por la interrupción del suministro del Oriente Medio tras el conflicto conocido como "Epic Fury" y el cierre del Estrecho de Ormuz. La cuota de mercado de LPG estadounidense en China repuntó desde un mínimo del 10% en junio de 2025 hasta un promedio del 51% en el segundo trimestre de 2026, según datos de terceros de seguimiento marítimo.

Preguntas de analistas: poder de negociación, recompras y gas seco

En el turno de preguntas, los analistas indagaron sobre varios frentes. Respecto a los acuerdos de largo plazo con proyectos de energía y centros de datos en la región de Appalachia, Kennedy confirmó que la compañía rechazó al menos un proyecto de su entorno inmediato porque no cumplió sus criterios de precio, plazo y certeza de ejecución, sin identificarlo por nombre. Sobre recompras de acciones, el CEO reconoció que la valoración actual —con el precio de la acción en niveles similares a los del año anterior pese a la mejora operativa— hace que este uso del capital sea "muy atractivo" y que su prioridad ha subido. En cuanto al programa de gas seco, los analistas preguntaron por la condición para completar los pozos del cuarto trimestre: la compañía espera hacerlo si el gas se mantiene por encima de 3 dólares, y en ese caso la producción adicional se reflejaría en 2027. También se abordó la capacidad de curtailment: la compañía estima que actualmente puede gestionar aproximadamente 50 MMcfe por día de pozos en la ventana de gas lean (61-81 Btu) sin los contratos de volumen mínimo que antes lo impedían.