Qué dijo la dirección de ARC Resources Ltd. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre sólido impulsado por condensado y una adquisición exitosa

ARC Resources reportó producción promedio de 360,000 barriles equivalentes de petróleo por día (BOE/d) en el tercer trimestre de 2025, un incremento del 10% respecto al año anterior y del 13% en términos por acción. La compañía alcanzó un récord de 114,000 barriles por día de condensado y petróleo, impulsado por los activos de Kakwa y Attachie. El flujo de caja libre fue de 283 millones de dólares canadienses, un resultado que la dirección destacó como un 80% superior a las estimaciones de los analistas, y que fue devuelto en su totalidad a los accionistas mediante dividendos y recompras de acciones. La deuda neta cerró el trimestre en aproximadamente 3,100 millones de dólares, con una razón deuda/flujo de caja de cerca de 1x, nivel que la dirección considera apropiado dada la estructura de bajo costo de la empresa.

Kakwa, el mayor activo de condensado de ARC, produjo 206,000 BOE/d, por encima de las expectativas gracias al desempeño de los activos adquiridos a Strathcona en julio. En Attachie, la producción de 27,000 BOE/d estuvo por debajo de lo esperado, principalmente por el bajo rendimiento de un pad cuya limpieza de agua ha sido más lenta de lo anticipado. En Sunrise, la compañía optó por recortar cerca de 360 millones de pies cúbicos por día cuando los precios del gas en AECO estuvieron débiles —alrededor de 1 dólar por Mcf—, mientras que su portafolio de transporte le permitió realizar un precio promedio de 2.75 dólares por Mcf durante el mismo período.

Perspectivas para 2026: más producción, menos capital y más dividendo

El presupuesto para 2026 se sitúa entre 1,800 y 1,900 millones de dólares canadienses, aproximadamente 100 millones menos que en 2025. La compañía espera producción de entre 405,000 y 420,000 BOE/d, con un componente de liquidez del 40%, y condensado de aproximadamente 110,000 barriles por día. A los precios actuales de futuros, ARC espera generar alrededor de 1,500 millones de dólares en flujo de caja libre, equivalente a cerca del 10% de su capitalización de mercado, con la intención de devolver prácticamente la totalidad a los accionistas. Como señal concreta, la dirección anunció un incremento del 11% en el dividendo base. En cuanto al acuerdo de LNG con Cheniere para el proyecto Corpus Christi Etapa 3, la compañía prevé entregar aproximadamente 140 millones de pies cúbicos por día y recibir precios JKM menos alrededor de 5.50 dólares por Mcf a partir de finales de 2026 o 2027, en una apuesta por diversificar sus ventas de gas natural hacia mercados globales.

Turno de preguntas: Attachie y la disyuntiva entre crecer o recomprar

Los analistas centraron sus preguntas en Attachie. Michael Harvey, de RBC, planteó directamente si la compañía no debería simplemente aplazar la Fase 2 indefinidamente y dedicar cerca de 1,000 millones anuales a recomprar acciones en lugar de invertir en crecimiento. La dirección respondió que ambas opciones persiguen el mismo objetivo —mejorar las métricas por acción— y que la decisión dependerá del precio del petróleo y del valor implícito de las acciones en cada momento. Kris Bibby señaló que, en términos generales, un WTI por encima de los 60 dólares haría cómoda la decisión de avanzar con la Fase 2, aunque reconoció que el entorno macroeconómico actual del petróleo es débil. Kale Akamine, de Bank of America, cuestionó la eficiencia de capital en Attachie dado el costo por pozo implícito para 2026; la dirección aclaró que el gasto total incluye pre-inversión en la Fase 2, sísmica e infraestructura de agua, por lo que el cálculo directo no refleja el costo real por pozo. Jamie Kubik, de CIBC, preguntó sobre las causas específicas del bajo rendimiento en el segundo semestre: la dirección explicó que un pad puesto en producción en julio presenta mayor producción de agua de lo previsto y está tardando más en estabilizarse, aunque estima que el corte de agua eventualmente convergerá al rango del 50%-60% observado en Kakwa.