Qué dijo la dirección de Imperial Oil Limited en la llamada del Q3 2025

Trimestre récord en producción, pero con cargos extraordinarios que distorsionan el resultado contable

Imperial Oil cerró el tercer trimestre de 2025 con un ingreso neto reportado de 539 millones de dólares canadienses, afectado por dos cargos extraordinarios: una provisión de 330 millones antes de impuestos por reestructuración laboral y un deterioro de 406 millones antes de impuestos por la venta de su campus corporativo en Calgary. Excluidos esos ítems, el ingreso neto ajustado fue de 1.094 millones, inferior al del mismo trimestre de 2024 por menores realizaciones en el segmento upstream, aunque superior al segundo trimestre de 2025 gracias al desempeño operativo. El flujo de caja operativo alcanzó 1.798 millones, y la compañía cerró el período con aproximadamente 1.900 millones en efectivo. La dirección devolvió más de 1.800 millones a los accionistas mediante dividendos y recompras de acciones en el trimestre.

El hito operativo del período fue Kearl, que promedió 316.000 barriles diarios brutos —producción trimestral récord en la historia del activo— con un costo unitario en efectivo de 15,13 dólares estadounidenses por barril, el más bajo registrado. En el downstream, la utilización de las refinerías llegó al 98 %, impulsada por menor impacto de mantenimientos y alta confiabilidad. La parada programada en Sarnia concluyó antes de lo previsto y por debajo del presupuesto.

Reestructuración y perspectivas

El 29 de septiembre la compañía anunció un plan de reestructuración que centraliza funciones corporativas y técnicas en centros globales de negocio y tecnología, aprovechando la escala de ExxonMobil. La dirección espera una reducción de gastos anuales de 150 millones de dólares para 2028, con un 40 % de ese ahorro proveniente de ganancias puras de eficiencia y el resto de la migración de trabajo a esos centros. La reducción de plantilla afecta al personal «por encima del campo» y se extenderá hasta finales de 2027; la consolidación en el sitio operativo de Strathcona ocurrirá en la segunda mitad de 2028. La compañía firmó además un acuerdo de venta con arrendamiento posterior de su campus en Calgary, permaneciendo en el edificio hasta principios de 2028. La dirección afirmó que la estrategia de crecimiento y los planes de inversión comunicados en el Investor Day de abril no cambian, y que la guía anual para 2026 se publicará a mediados de diciembre.

En el upstream, la filial espera que el proyecto Leming SAGD en Cold Lake inicie producción en las próximas semanas, con una rampa de subida a lo largo del próximo año. El piloto de tecnología EBRT en Aspen sigue en marcha con arranque previsto para principios de 2027. La compañía prevé que más del 40 % de la producción de Cold Lake provenga de tecnologías con ventaja de emisiones hacia 2030.

Turno de preguntas: márgenes de refino, Kearl y el destino del efectivo en 2026

Los analistas concentraron sus preguntas en tres áreas. Primero, la sostenibilidad de los márgenes de diesel: un ejecutivo del downstream señaló que las sanciones globales y las disrupciones en el mercado internacional están apuntalando los márgenes de destilados medios, y que con los mantenimientos del año ya concluidos la compañía espera alta utilización y resultados positivos en el cuarto trimestre, sin ofrecer cifras concretas. Segundo, la trayectoria de Kearl: la dirección reiteró el objetivo de 300.000 barriles diarios y sugirió que existe potencial adicional más allá de esa cifra, aunque sin precisar plazos ni cuantías. Tercero, sobre la devolución de capital en el primer semestre de 2026 —período en que el programa de recompra acelerada habrá concluido y antes de que se pueda renovar en junio—, el director financiero Dan Lyons respondió que la capacidad de retorno dependerá del precio del crudo y los márgenes de refino, sin comprometerse a un nuevo programa de oferta de emisoras.