Qué dijo la dirección de Baytex Energy Corp. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre por encima de las expectativas

Baytex Energy arrancó 2026 con producción de 69.500 barriles equivalentes de petróleo por día (BOE/d), superando el límite superior de su propia guía. El resultado estuvo impulsado principalmente por el portafolio de petróleo pesado, con tasas de producción iniciales en Peavine que duplicaron la curva tipo esperada. El flujo de fondos ajustado fue de 152 millones de dólares canadienses, equivalente a 0,20 dólares por acción, y el netback operativo mejoró a 35,36 dólares por BOE frente a 29,30 dólares en el cuarto trimestre de 2025. La compañía cerró el trimestre con una posición neta de efectivo de 591 millones de dólares tras recomprar 35 millones de acciones —el 4,6% del capital en circulación— por 174 millones de dólares.

Lo que viene: mayor crecimiento y nuevos horizontes

Con base en el desempeño del primer trimestre, la dirección elevó la guía de producción anual a entre 69.000 y 71.000 BOE/d, lo que implica un crecimiento del 7% en el punto medio frente al 3%-5% anterior. El presupuesto de capital se ajustó al extremo alto de la guía previa, en 625 millones de dólares, incorporando proyectos adicionales en el Duvernay y en petróleo pesado. La compañía también actualizó su perspectiva trienal: ahora apunta a un crecimiento anual del 6% al 8% hasta 2028, frente al 4% de referencia anterior, manteniendo una posición neta de efectivo durante todo el período. La dirección fijó un objetivo de rentabilidad total para el accionista del 15% anual a un precio de referencia de 70 dólares por barril de WTI, combinando crecimiento de producción, dividendo y recompras. El proyecto térmico Gemini —con reservas certificadas de 44 millones de barriles y aprobación regulatoria para una primera fase de 5.000 barriles por día— fue descrito como una opción de largo plazo, con una posible decisión de inversión final en 2027 y primeros barriles en 2029. El objetivo de precio de equilibrio sostenido a largo plazo se sitúa por debajo de los 50 dólares por barril.

Preguntas de los analistas: retorno al accionista, cobertura y costos

Los analistas centraron sus preguntas en tres áreas. En cuanto al marco de retorno al accionista, la dirección precisó que los 650 millones de dólares en recompras previstos para 2026 provienen de los fondos de la venta del activo Eagle Ford, y que el 15% de rentabilidad objetivo aplica como referencia estructural hacia adelante, no como una cifra ligada exclusivamente a este año. Sobre coberturas, el CFO indicó que aproximadamente el 50% de la producción de WTI permanece cubierta hasta finales del segundo trimestre con contratos heredados, y que la compañía no tiene intención de agregar nuevas coberturas de precio sobre WTI, dado que considera que un balance sólido es la mejor cobertura; sí continuará cubriendo los diferenciales de WCS y MSW, con alrededor del 43% cubierto para el resto del año. En costos, el CEO detalló que el coste por pie lateral completado en el Duvernay ha pasado de 1.165 dólares en 2024 a 1.050 dólares en 2025, con un presupuesto de 1.000 dólares para 2026, y señaló que a ritmo de un solo taladro podría alcanzarse los 900 dólares o menos. Un analista preguntó también por la posibilidad de asumir deuda; la dirección respondió que no contempla apalancarse y que, en cualquier caso, medio turno de deuda a precios de ciclo medio sería el límite máximo tolerable.