Qué dijo la dirección de Canadian Natural Resources Limited en la llamada del Q4 2025

Un año histórico impulsado por récords operativos y adquisiciones

Canadian Natural Resources (CNQ) cerró 2025 con lo que su dirección describió como el mejor año operativo en la historia de la compañía. La producción anual alcanzó 1,571,000 barriles equivalentes de petróleo (BEP) por día, un aumento del 15% frente a 2024, apoyado tanto en crecimiento orgánico como en una serie de adquisiciones: el bloque Palliser, activos Montney en Grande Prairie y la consolidación del 100% de las minas Albian mediante un intercambio de activos con Chevron. El cuarto trimestre superó incluso esos niveles, con producción récord de 1,659,000 BEP por día y una utilización de las plantas de valorización del 105%. Los fondos operativos ajustados del año sumaron 15,500 millones de dólares canadienses, y la compañía devolvió aproximadamente 9,000 millones a sus accionistas en distintas formas. El costo operativo en arenas petrolíferas se situó en 21.84 dólares canadienses por barril en el trimestre, cifra que la dirección calificó de líder en la industria.

Lo que viene: más producción, menos capital y retornos acelerados

Para 2026, la compañía espera producción de entre 1,615,000 y 1,665,000 BEP por día —20,000 BEP por día más que la guía anterior—, impulsada en parte por una adquisición estratégica cerrada en el primer trimestre de 2026. Al mismo tiempo, la dirección redujo el presupuesto de capital en 310 millones de dólares canadienses, hasta aproximadamente 6,000 millones. El consejo de administración aprobó un aumento del 6.4% en el dividendo trimestral, marcando el vigésimo sexto año consecutivo de incrementos, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 20% desde 2001. Adicionalmente, se modificó la política de asignación de flujo de caja libre: a partir de ahora, cuando la deuda neta caiga por debajo de 16,000 millones de dólares canadienses —frente al umbral anterior de 15,000 millones—, la compañía destinará el 75% del flujo de caja libre a retornos directos a accionistas. El siguiente umbral, en 13,000 millones, activaría una asignación del 100%. La dirección señaló que, bajo precios actuales y conforme a la deuda al cierre de 2025, ese nivel del 75% podría alcanzarse en el tercer trimestre de 2026. En paralelo, CNQ anunció que difiere el FEED del proyecto de expansión de la mina Jackpine —valorado en aproximadamente 8,250 millones de dólares canadienses— por incertidumbre regulatoria en torno a la fijación de precios al carbono y las políticas sobre metano en Canadá.

Turno de preguntas: diferenciales, gas y el calendario del retorno acelerado

Los analistas centraron sus preguntas en tres áreas. Primero, el impacto de los barriles venezolanos en los diferenciales del crudo pesado: la dirección reconoció que los diferenciales se ampliaron hace aproximadamente un mes ante la expectativa de mayor volumen venezolano hacia el Golfo de México de Estados Unidos, pero señaló que desde entonces se han estrechado en torno a 1.50 a 1.60 dólares, en parte por tensiones en Oriente Medio. CNQ indicó que cuenta con 256,000 barriles por día diversificados entre la Costa del Golfo de EE. UU. y la costa oeste de Canadá, y que su foco permanece en los costos operativos de largo plazo. Segundo, el gas natural y los precios en AECO: la dirección reconoció que el mercado canadiense de gas sigue saturado, con LNG Canada procesando alrededor de 1.5 Bcf por día aunque sin alcanzar aún su capacidad plena, y sostuvo que Canadá necesita aprobar con urgencia nueva capacidad de exportación de GNL. Tercero, el momento exacto de activación del retorno acelerado: un analista preguntó directamente si la compañía ya había alcanzado el umbral del 75%. La dirección confirmó que la deuda neta al 31 de diciembre estaba por debajo de 16,000 millones, pero aclaró que la política se aplica con una visión prospectiva, modelando flujos de caja futuros, y que en el escenario de precios actuales el nivel del 75% se lograría de forma sólida en el tercer trimestre de 2026.