Qué dijo la dirección de Baytex Energy Corp. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre de transición: sin deuda neta y sin activos en EE.UU.

Baytex Energy cerró el cuarto trimestre de 2025 como una compañía completamente diferente a la que comenzó el año. La venta de sus activos en Eagle Ford, Texas, se completó en diciembre, dejando a la empresa como productora canadiense pura. En el trimestre, la compañía generó 262 millones de dólares canadienses en fondos ajustados y 76 millones en flujo de caja libre, cifra que incluyó 35 millones en gastos no recurrentes ligados a la desinversión. La pérdida neta anual de 604 millones de dólares refleja el impacto contable de esa venta, un cargo fiscal diferido por la reestructuración y un deterioro de 148 millones sobre los activos Viking; la dirección subrayó que ninguno de estos ajustes afecta la generación de caja de cara a 2026. Al cierre del ejercicio, la empresa tenía 857 millones de dólares en efectivo neto de deuda y su línea de crédito de 750 millones completamente disponible, la posición financiera más sólida de su historia según la propia dirección.

En operaciones, la cartera canadiense produjo un promedio de 65.500 barriles equivalentes de petróleo por día en 2025, un crecimiento orgánico del 6% interanual excluyendo las desinversiones. El activo Duvernay fue el de mayor dinamismo: la producción creció un 46% respecto al cuarto trimestre de 2024 hasta alcanzar 10.600 BOE por día. En petróleo pesado, la compañía mantiene 750.000 acres netos con 1.100 ubicaciones de perforación identificadas, lo que representa doce años de actividad al ritmo actual.

Perspectivas para 2026: crecimiento moderado y recompra de acciones

La dirección confirmó que la guía de producción para 2026 permanece sin cambios en 67.000-69.000 BOE por día, lo que representaría entre un 3% y un 5% de crecimiento orgánico. El presupuesto de capital se sitúa entre 550 y 625 millones de dólares canadienses. La compañía espera llevar 12 pozos Duvernay a producción este año —un 50% más que en 2025— y 91 pozos de petróleo pesado. Baytex también anunció que se encuentra en proceso de sucesión en la dirección general: Chad Lundberg asumirá el cargo de CEO tras la junta de accionistas de mayo, relevando a Eric Greager. En materia de retorno al accionista, la empresa ha recomprado 30 millones de acciones desde finales de diciembre —cerca del 4% del capital— y mantiene activo su programa NCIB, con intención de renovarlo en julio. La dirección descartó por ahora lanzar una oferta de recompra acelerada (SIB), confiando en que los NCIBs son el vehículo más eficiente. El dividendo anual se mantiene en 0,09 dólares por acción.

Turno de preguntas: macro, coberturas y waterflooding

Los analistas centraron sus preguntas en tres áreas. Primero, el umbral de precios del crudo: la dirección indicó que el presupuesto se diseñó centrado en un WTI de 60 dólares estadounidenses, con la guía alta asumiendo 65 dólares, y con capacidad de retroceder si el precio cae por debajo de 60. Cualquier decisión de acelerar el crecimiento se tomaría en el período de deshielo primaveral (breakup). Segundo, la política de coberturas: el CFO señaló que los contratos de WTI vigentes vencen en junio y que, dado el sólido balance, la compañía no prevé renovarlos activamente; sin embargo, continuará cubriendo el diferencial WCS para protegerse de volatilidad en los spreads del crudo pesado canadiense, con aproximadamente un 5% de la producción cubierta este año en torno a 13 dólares. Tercero, los pilotos de inyección de agua en Peavine: Lundberg explicó que la compañía tiene décadas de experiencia en waterflooding —alrededor del 10% de su producción de petróleo pesado ya proviene de esa técnica— pero que los resultados específicos en Peavine no se conocerán hasta finales de 2026, y que recién entonces se determinará si se escala el programa en 2027. La pregunta sobre si el precio sostenido del crudo cambiaría los planes para 2027 fue respondida con cautela: la dirección reconoció tener opcionalidad pero evitó comprometerse con cifras concretas.