Qué dijo la dirección de Canadian Natural Resources Limited en la llamada del Q3 2025

Producción récord y adquisiciones que redefinen la escala

Canadian Natural Resources cerró el tercer trimestre de 2025 con producción corporativa récord por segunda vez en el año, alcanzando aproximadamente 1,62 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (BOE/d), un incremento de 19% frente al mismo periodo de 2024. Los segmentos de líquidos y gas natural marcaron máximos históricos de forma simultánea. Las minas de arenas bituminosas generaron 581.136 barriles diarios de petróleo sintético (SCO) con una utilización del 104% y costos operativos de 21,29 dólares canadienses por barril, cifras que la dirección calificó como líderes del sector. El flujo de fondos ajustado del trimestre fue de aproximadamente 3.900 millones de dólares canadienses, y las ganancias netas ajustadas alcanzaron 1.800 millones. Los retornos a accionistas en el trimestre sumaron 1.500 millones, repartidos entre dividendos (1.200 millones) y recompras de acciones (300 millones).

Lo que viene: más producción, balance sólido y un Día del Inversor

El 1 de noviembre, tras el cierre del intercambio de activos con Shell Canada, la compañía pasó a operar el 100% de las minas de arenas bituminosas Albian, añadiendo aproximadamente 31.000 barriles diarios de producción de bitumen sin declive. Como resultado, la empresa elevó su guía de producción para 2025 al rango de 1,56 a 1,58 millones de BOE/d, manteniendo sin cambios el presupuesto de capital operativo en torno a 5.900 millones de dólares canadienses. El balance muestra una razón deuda/EBITDA de 0,9 veces y liquidez superior a 4.300 millones de dólares. La compañía espera que el turno de mantenimiento más relevante de 2026 corresponda a Horizon, previsiblemente en el tercer trimestre, sin otros eventos de magnitud comparable. Para el abandono de instalaciones en el Mar del Norte, la dirección indicó que los gastos subirán modestamente en 2026, pero que una recuperación fiscal del orden del 75% sobre el gasto de los próximos cinco años mitiga el impacto neto.

Turno de preguntas: diferenciales, gas y política energética

Los analistas indagaron sobre tres frentes. Primero, las sinergias operativas tras la integración de Albian: la dirección reconoció oportunidades en equipos de acarreo y maquinaria de soporte, pero reservó los detalles para el Día del Inversor celebrado al día siguiente. Segundo, los diferenciales de crudo pesado frente a ligero: la dirección señaló que espera que se mantengan en el rango de 10 a 13 dólares por barril, apoyados por la capacidad disponible en el oleoducto Trans Mountain (TMX) y la demanda asiática de crudo pesado canadiense, un factor con implicaciones directas para los compradores de la cuenca del Pacífico. Tercero, ante una pregunta sobre el proyecto de gasoducto South Illinois Connector anunciado por Energy Transfer —que buscaría llevar más crudo canadiense hacia el Medio Continente y el Golfo de México—, la dirección indicó que la compañía evalúa estas oportunidades de egreso pero no confirmó compromisos de volumen. También se cuestionó a la dirección sobre la consolidación del sector gasífero en Alberta ante precios débiles en AECO; la respuesta centró el diagnóstico en la necesidad de más capacidad de exportación, incluyendo GNL, más que en la consolidación corporativa. Sobre el nuevo gobierno federal canadiense y el programa Pathways de reducción de emisiones en arenas bituminosas, el presidente Scott Stauth reconoció señales más positivas que en administraciones anteriores, pero advirtió que los detalles sobre competitividad del carbono aún no están claros.