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

Un trimestre de récords 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, un máximo histórico para la compañía, impulsado por las arenas petrolíferas que alcanzaron 727.000 barriles diarios. El cierre de la adquisición de MEG Energy a mediados de noviembre aportó más de 100.000 barriles diarios de producción en el área de Christina Lake, y en diciembre la compañía superó los 970.000 barriles diarios consolidados. El flujo de fondos ajustado del trimestre fue de aproximadamente 2.700 millones de dólares canadienses, con un margen operativo upstream de más de 2.600 millones. Los costos operativos no relacionados con combustible en las arenas petrolíferas bajaron a 8,39 dólares por barril, más de 1,25 dólares menos que el trimestre anterior. En el segmento de refinación, la unidad canadiense operó al 105% de utilización y la estadounidense al 97%, con una captura de mercado ajustada cercana al 95% en refinos de EE.UU., muy por encima de la guía habitual del 70%.

La deuda neta cerró en aproximadamente 8.300 millones de dólares tras la compra de MEG, parcialmente compensada por los 1.900 millones recibidos por la venta de la participación en la empresa conjunta de refinación WRB. La compañía devolvió 1.100 millones a los accionistas en el trimestre mediante recompras y dividendos, y reiteró que destinará el 50% del flujo de caja libre excedente a reducir deuda hasta alcanzar los 6.000 millones, momento en que elevará las devoluciones al 75%.

Lo que viene: sinergias, West White Rose y salida de crudo

La dirección espera capturar 150 millones de dólares en sinergias anuales de MEG en 2026 y 2027, y más de 400 millones anuales para finales de 2028. Ya se ha iniciado un programa de 42 pozos de redesarrollo en Christina Lake Norte que, según la compañía, aportará producción adicional en 2026 y 2027. En Foster Creek, la optimización entregó alrededor de 30.000 barriles diarios de crecimiento antes de lo previsto, y en Sunrise se extendió el ciclo de mantenimiento mayor de 4 a 5 años, dejando el próximo turnaround para 2030. Para el proyecto West White Rose en Terranova, la compañía mantiene la guía de primer petróleo en el segundo trimestre de 2026, aunque reconoció que el calendario es ajustado tras una temporada de tormentas inusualmente severa en el Atlántico Norte. En cuanto al gasto de capital, la dirección indicó que el presupuesto de crecimiento para 2026 es aproximadamente 300 millones inferior al de 2025 y señaló que no prevé nuevos megaproyectos tras West White Rose, orientando el crecimiento futuro hacia proyectos de tipo brownfield con un costo de incorporación de entre 10.000 y 20.000 dólares por barril fluyente. La guía de impuestos en efectivo para 2026 se mantiene entre 1.000 y 1.300 millones a un precio WTI de alrededor de 60 dólares estadounidenses.

Sobre los activos en Asia —relevantes por su exposición a mercados no occidentales—, la compañía extendió los contratos de venta de gas de los campos Liwan 34-2 y Liwan 29-1 en China hasta el final de la vida productiva de los yacimientos, en 2034 y 2040 respectivamente. La dirección estima que estas extensiones añaden cerca de 2.000 millones de dólares de flujo de caja libre incremental a lo largo de la vida de los campos, con costos operativos de aproximadamente 1 dólar por mil pies cúbicos.

Turno de preguntas: egreso, captura de margen y asignación de capital

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. Primero, la exposición al diferencial del Western Canadian Select (WCS): la dirección indicó que hoy solo el 40% del crudo producido se vende en Alberta al diferencial local, frente al 80% en 2018, y anunció contratos de exportación por 150.000 barriles diarios adicionales en los próximos dos años. El director comercial, Geoff Murray, mencionó una serie de proyectos de infraestructura de menor escala —más fáciles de permisar que los megaproyectos de la década pasada— que estarían en servicio entre 2027 y 2031, y la dirección insinuó que Cenovus podría firmar contratos de largo plazo en alguno de ellos. Segundo, la captura de margen en refinación: el director de la división, Eric Zimpfer, atribuyó el resultado del 95% a la combinación de alta confiabilidad operativa, disrupciones de suministro en la región de Chicago que la compañía pudo aprovechar, mayor uso del muelle de Toledo para acceder a nuevos mercados y una configuración de activos favorecida por la estacionalidad del cuarto trimestre. Reiteró la guía estructural del 70% a un diferencial WCS de 14 dólares. Tercero, la asignación del capital excedente: ante preguntas sobre si un entorno de precios más firme llevaría a acelerar el crecimiento, tanto McKenzie como el director financiero Kam Sandhar respondieron que el plan de capital no se mueve con el precio del crudo y que las prioridades siguen siendo el desapalancamiento hasta 6.000 millones de dólares netos y las recompras de acciones.