Qué dijo la dirección de Comstock Resources, Inc. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre marcado por precios más altos y desinversiones

Comstock Resources cerró el cuarto trimestre de 2025 con ventas de gas y petróleo de 364 millones de dólares, un 8% más que en el mismo periodo de 2024, a pesar de que la producción fue inferior. El EBITDAX trimestral alcanzó 277 millones de dólares y el flujo de caja operativo fue de 222 millones. La compañía reportó una utilidad neta ajustada de 46 millones de dólares, o 0,16 dólares por acción diluida, igual a la del cuarto trimestre del año anterior. El resultado estuvo impulsado por precios del gas natural más altos y por los 445 millones de dólares en desinversiones completadas en el segundo semestre: la venta de los activos de Cotton Valley en septiembre y la de los activos de Shelby Trough en diciembre, cuyos ingresos se destinaron a reducir la deuda. Al cierre del trimestre, el índice de apalancamiento de los últimos doce meses se situaba en 2,6 veces, con una liquidez de 1.300 millones de dólares. En el conjunto del año, la producción promedio fue de 1,2 Bcfe por día, un 14% menos que en 2024, pero los precios más elevados elevaron las ventas anuales un 15%, hasta 1.400 millones de dólares.

En el Western Haynesville, la compañía puso en producción 12 pozos durante 2025, cuatro de ellos en el cuarto trimestre, con una longitud lateral media de 8.399 pies y una tasa de producción inicial promedio de 29 millones de pies cúbicos por día. En el Haynesville tradicional se pusieron en producción 35 pozos, con una IP media de 25 millones de pies cúbicos por día. Las adiciones de reservas probadas por perforación reemplazaron el 229% de la producción del año, con un costo de hallazgo de 1,02 dólares por Mcfe.

Perspectivas para 2026: crecimiento de producción y proyectos de demanda

Para 2026, la compañía espera operar nueve taladros en total —cinco en el Haynesville tradicional y cuatro en el Western Haynesville— y poner en producción 48 pozos en el área tradicional y 24 en el oeste. La dirección espera que la producción sea más baja en el primer trimestre, con solo cinco pozos entrando en producción, y que se recupere de forma progresiva hacia el segundo semestre, cuando la mayor parte de los 65 pozos restantes del año comenzarían a fluir. La compañía espera que el EBITDAX crezca lo suficiente como para reducir aún más el apalancamiento a lo largo del año.

Comstock también espera comercializar en 2026 su proyecto de centro de datos con NextEra Energy en el Western Haynesville, con una capacidad inicial de 2 gigavatios y potencial de expansión hasta 8 gigavatios. La dirección subrayó que la proximidad del área a las infraestructuras de GNL en el Golfo de México y la propiedad de su propia red de midstream —Pinnacle Gas Services— le otorgan una ventaja diferencial. Respecto a los costos de perforación, Dan Harrison, director de operaciones, indicó que la aplicación de sistemas de perforación rotativa dirigida y la actualización de equipos podrían reducir los tiempos de perforación en dos semanas y los costos en unos 300 dólares por pie en el Western Haynesville.

Turno de preguntas: precios del gas, Pinnacle y el rendimiento en el Western Haynesville

Los analistas centraron sus preguntas en la flexibilidad del presupuesto de capital ante la volatilidad de los precios del gas. Roland Burns reconoció que el año ha sido «muy volátil» y precisó que la compañía podría retirar hasta cuatro taladros con un preaviso de unos 45 días si los precios decepcionaran. También se preguntó por el proceso de recapitalización de Pinnacle Gas Services: la dirección explicó que planea vender participaciones de capital ordinario en la filial de midstream para redimir la participación preferente de su socio Quantum, y que espera tener una nueva línea de crédito bancaria para Pinnacle en vigor antes del verano, con la transacción completa hacia mayo o junio.

Varios analistas cuestionaron el rendimiento individual de algunos pozos del Western Haynesville, en particular el pozo Brown Trueheart BB, que registró una IP de 22 millones de pies cúbicos por día frente a los 30 millones del pozo adyacente del mismo pad. Dan Harrison atribuyó la diferencia a que el pozo fue perforado hacia arriba del buzamiento geológico, lo que dificulta el retorno del agua de fractura y deprime la tasa inicial, aunque aclaró que el volumen recuperable estimado final debería ser similar al de los pozos vecinos. También se preguntó si la productividad por pie lateral en el Western Haynesville muestra una tendencia a la baja; la dirección descartó que se trate de una tendencia estructural y la atribuyó principalmente a decisiones de gestión del flujo y a variaciones geológicas por zona.