Qué dijo la dirección de Cenovus Energy Inc. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre de récords operativos y la integración de MEG

Cenovus Energy cerró el cuarto trimestre de 2025 con producción upstream de 918.000 barriles equivalentes de petróleo por día (BOE/d), cifra récord para la compañía, impulsada por los yacimientos de arenas bituminosas que alcanzaron 727.000 BOE/d. La incorporación de los activos de MEG Energy —cuya adquisición se cerró a mediados de noviembre— permitió a la empresa salir de diciembre con más de 970.000 BOE/d, rozando el umbral del millón de barriles diarios. El flujo de fondos ajustado del trimestre fue de aproximadamente 2.700 millones de dólares canadienses. Los costos operativos no relacionados con combustible en las arenas bituminosas cayeron a 8,39 dólares por barril, más de 1,25 dólares menos que el trimestre anterior. En el segmento Downstream, el margen operativo fue de 149 millones de dólares pese a una contracción marcada de los diferenciales de refinación en el Medio Oeste estadounidense hacia finales de diciembre; excluyendo pérdidas por inventarios y gastos de mantenimiento, ese margen habría sido de unos 235 millones de dólares.

La deuda neta al cierre del trimestre ascendió a aproximadamente 8.300 millones de dólares canadienses, incremento de unos 3.000 millones atribuible en gran parte a la compra de MEG, parcialmente compensado por los 1.900 millones recibidos por la venta de la participación en la refinería WRB. Las devoluciones a accionistas en el trimestre sumaron 1.100 millones de dólares: 714 millones en recompras y 380 millones en dividendos.

Perspectivas: sinergias de MEG, West White Rose y egreso de crudo

La dirección espera que el impulso operativo continúe en 2026. Para ese año, la compañía anticipa capturar los 150 millones de dólares anuales de sinergias corporativas derivadas de MEG —ya en su mayoría ejecutadas— y proyecta superar los 400 millones de dólares anuales de sinergias totales hacia finales de 2028. En el activo Christina Lake Norte, se ha iniciado un programa de 42 pozos de redesarrollo cuyos primeros volúmenes incrementales se esperan en el segundo trimestre de 2026. La compañía también planea expandir la capacidad de la instalación para superar los 150.000 barriles diarios en 2027-2028.

Respecto al proyecto West White Rose, en aguas del Atlántico canadiense, la dirección mantuvo la guía de primer petróleo en el segundo trimestre de 2026, aunque reconoció que el calendario es ajustado tras una temporada de tormentas invernales excepcionalmente severas en el Atlántico Norte. La compañía espera producción de 20.000 a 25.000 barriles diarios para ese activo en el año. Para el conjunto del negocio, el presupuesto de capital de crecimiento en 2026 es unos 300 millones inferior al de 2025 y el gasto total de capital —incluidas paradas técnicas capitalizadas— se mantiene cerca de los 5.000 millones de dólares como techo, con un crecimiento de producción orgánica estimado del 3% al 5%. En cuanto a los activos de gas en China (bloques Liwan 34-2 y Liwan 29-1), la empresa extendió los contratos de venta de gas hasta el final de la vida productiva de los campos, en 2034 y 2040 respectivamente, lo que la compañía estima generará cerca de 2.000 millones de dólares de flujo de caja libre incremental.

Turno de preguntas: egreso, captura de mercado en refino y asignación de capital

Los analistas presionaron en tres frentes. El primero fue el egreso de crudo canadiense: con Cenovus aproximándose al millón de barriles diarios y sin la cobertura que proporcionaba WRB, se cuestionó la exposición al diferencial WCS-WTI. La dirección respondió que en la actualidad solo el 40% del crudo producido se vende en Alberta —frente al 80% en 2018— y que la compañía tiene contratados 150.000 barriles diarios de exportación adicionales para los próximos dos años. Tanto McKenzie como el responsable comercial Geoff Murray señalaron que hay más proyectos de infraestructura de transporte en desarrollo hoy que en ningún otro momento de la última década, con plazos más cortos y menor riesgo de ejecución, y avanzaron que Cenovus podría suscribir contratos a largo plazo con algunos de ellos.

El segundo foco fue la captura de mercado en refino en Estados Unidos, que llegó al 95% ajustado en el trimestre, muy por encima del objetivo sostenido del 70%. El presidente de Downstream, Eric Zimpfer, explicó que una combinación de alta fiabilidad operativa, disrupciones de suministro regionales y una configuración de refinerías favorable en el entorno estacional del cuarto trimestre —mayor diferencial de crudo pesado, fortaleza del diésel y el asfalto frente a la gasolina— explicó el resultado excepcional. Aclaró que la guía del 70% sigue siendo el objetivo de largo plazo y que el resultado del cuarto trimestre no debe extrapolarse mecánicamente.

El tercer tema fue la asignación del flujo de caja libre. Ante la pregunta de si precios más altos del petróleo podrían acelerar el crecimiento, la dirección fue explícita: hasta que la deuda neta alcance los 6.000 millones de dólares, el excedente de caja libre se dividirá al 50% entre desapalancamiento y recompras de acciones. McKenzie y el CFO Kam Sandhar descartaron cualquier reacción brusca al nivel del crudo, tanto al alza como a la baja, y subrayaron que el plan de crecimiento está diseñado para ser autosostenible con un WTI en los 50 dólares por barril.