Qué dijo la dirección de Canadian Natural Resources Limited en la llamada del Q2 2026

Trimestre récord en producción y resultados financieros

Canadian Natural Resources cerró el segundo trimestre de 2026 con ocho nuevos récords operativos y financieros. La producción corporativa total alcanzó aproximadamente 1,68 millones de BOE por día, un incremento del 18% frente al mismo período de 2025, impulsado principalmente por las operaciones de minería y mejoramiento de arenas bituminosas, que promedió 625 mil barriles diarios con una utilización del convertidor del 106%. El costo operativo en esas instalaciones se situó en 22,19 dólares canadienses por barril, el más bajo de la industria según la compañía, y el netback por barril alcanzó aproximadamente 78 dólares canadienses, también un récord histórico. Las ganancias netas ajustadas fueron de 4.600 millones de dólares canadienses (2,20 por acción) y el flujo de fondos ajustado llegó a 6.900 millones de dólares canadienses (3,30 por acción), ambos los más altos en la historia de la empresa. Ante este desempeño, la compañía elevó por segunda vez en el año su guía de producción anual, ahora entre 1,64 y 1,68 millones de BOE por día.

Los retornos a accionistas en el trimestre sumaron aproximadamente 4.000 millones de dólares canadienses: 1.300 millones en dividendos, 1.100 millones en recompra de acciones y 1.600 millones adicionales mediante reducción de deuda neta. La junta directiva aprobó un dividendo trimestral de 0,625 dólares canadienses por acción, lo que marca el vigésimo sexto año consecutivo de incrementos en el dividendo. La compañía también destacó que su producción de azufre —aproximadamente el 30% del suministro canadiense— generó ingresos netos de alrededor de 450 millones de dólares canadienses en el primer semestre del año.

Perspectivas: crecimiento condicionado al marco regulatorio

La dirección condicionó explícitamente el avance de sus proyectos de crecimiento a la firma de acuerdos definitivos derivados del memorándum de entendimiento trilateral entre la Oil Sands Alliance, el gobierno de Alberta y el gobierno federal de Canadá. Mientras esos acuerdos —previstos para el otoño de 2026— no se concreten, permanecen suspendidos el proyecto Jackfish de 30 mil barriles diarios, el proyecto Pike 2 de 70 mil barriles diarios y los proyectos de mayor plazo en Albion y Horizon. El presidente Scott Stauth calificó el acuerdo como "transformador para Canadá" al abrir la posibilidad de egreso hacia la costa oeste, ampliar la base de clientes y reducir los diferenciales de precio. En cuanto a la deuda neta, el director financiero Victor Darel indicó que la compañía espera alcanzar su meta de 13.000 millones de dólares canadienses a principios de 2027, momento en que el programa de recompra de acciones pasaría a destinar el 100% del flujo de caja libre.

Preguntas de analistas: precios del SCO, adquisiciones y MOU

Los analistas preguntaron sobre la sostenibilidad de la prima del petróleo sintético (SCO) frente al WTI, que promedió 8,37 dólares por barril en el trimestre. Stauth señaló que la fortaleza de la demanda de diésel en América del Norte respalda los precios, pero proyectó que la prima podría moderarse hacia la paridad o unos pocos dólares por encima del WTI en lo que resta del año, sin ofrecer una cifra concreta. Sobre las adquisiciones en la zona de Peace River —Charlie Lake—, la dirección explicó que la consolidación permite reducir costos operativos en un 10% o más, optimizar la producción de líquidos y explorar la perforación multilateral, que ha sido escasa en esa formación. En cuanto al MOU, un analista de Goldman Sachs preguntó sobre los principales riesgos para que el acuerdo se traduzca en resultados concretos; Stauth reconoció que los componentes fiscales y regulatorios son críticos y que la prioridad es asegurar que los acuerdos definitivos reflejen fielmente los conceptos del memorándum. La dirección también recordó que el tercer y cuarto trimestre de 2026 incluirán paradas de mantenimiento, lo que afectará la producción en ese período.