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

Un año récord en producción y costos

Canadian Natural Resources (CNQ.TO) cerró 2025 con lo que su dirección calificó como el mejor año operativo en la historia de la compañía. La producción anual alcanzó 1,571,000 barriles equivalentes de petróleo por día (BOE/d), un crecimiento del 15% respecto a 2024, impulsado tanto por crecimiento orgánico como por una serie de adquisiciones, entre ellas la compra de los activos Palliser Block, activos Montney ricos en líquidos en Grande Prairie y la consolidación al 100% de la participación en las minas Albian mediante un intercambio de activos. Los fondos generados ajustados del año totalizaron 15,500 millones de dólares canadienses. El cuarto trimestre reforzó esa tendencia con un récord trimestral de 1,659,000 BOE/d y una utilización de las instalaciones de actualización de crudo del 105%.

La compañía retornó aproximadamente 9,000 millones de dólares canadienses a sus accionistas durante 2025: alrededor de 4,900 millones en dividendos, 1,400 millones en recompra de acciones y 2,700 millones en reducción de deuda neta. La junta directiva aprobó un aumento del 6.4% en el dividendo trimestral, marcando 2026 como el vigésimo sexto año consecutivo de incrementos, con una tasa de crecimiento anual compuesto del 20% en ese período.

Perspectivas: guía revisada al alza y un gran proyecto diferido

Para 2026, la compañía espera producción de entre 1,615,000 y 1,665,000 BOE/d, con el punto medio incrementado en 20,000 BOE/d respecto a la guía anterior, en parte gracias a una adquisición estratégica completada en el primer trimestre de 2026. Al mismo tiempo, la compañía redujo su presupuesto de capital 2026 en 310 millones de dólares, situándolo en aproximadamente 6,000 millones. En paralelo, Canadian Natural anunció la postergación indefinida del proyecto de expansión de la mina Jackpine en Albian, valorado en 8,250 millones de dólares, citando la falta de definición regulatoria sobre precios al carbono y metano como fuente de incertidumbre económica. La compañía también ajustó su política de asignación de flujo de caja libre: cuando la deuda neta se ubique por debajo de 16,000 millones de dólares canadienses, destinará el 75% del flujo libre directamente a accionistas; al llegar a 13,000 millones, apunta al 100%. La dirección indicó que, con los precios actuales, espera alcanzar sólidamente el umbral del 75% hacia el tercer trimestre de 2026.

Turno de preguntas: diferencial del crudo pesado, gas natural y retornos al accionista

Los analistas exploraron tres focos principales. Sobre los diferenciales del crudo pesado, la dirección reconoció que el posible retorno de barriles venezolanos al mercado de la Costa del Golfo de EE.UU. amplió temporalmente los diferenciales frente al WTI, aunque señaló que desarrollos recientes en Medio Oriente los habían comprimido nuevamente alrededor de 1.50 a 1.60 dólares por barril. La compañía destacó que cuenta con 256,000 barriles diarios diversificados entre la Costa del Golfo y la costa oeste de Canadá como factor de mitigación. Sobre el gas natural, la dirección advirtió que el sistema AECO seguirá presionado por la abundante oferta de gas rico en líquidos, y subrayó que Canadá necesita capacidad adicional de exportación de GNL para aliviar esa presión estructural. Respecto a la política de retornos, un analista de RBC preguntó si el umbral del 75% ya estaba técnicamente activado: la respuesta fue que al 31 de diciembre la deuda neta ya se encontraba por debajo del nuevo techo de 16,000 millones, pero que la aplicación se gestiona sobre una base prospectiva y con escenarios de precio, por lo que la compañía proyecta alcanzarlo con solidez en el tercer trimestre bajo las condiciones actuales.