Qué dijo la dirección de Imperial Oil Limited en la llamada del Q1 2026

Un trimestre sólido pese a precios y cargos extraordinarios

Imperial Oil registró una utilidad neta de 940 millones de dólares en el primer trimestre de 2026, cifra inferior en 348 millones a la del mismo período de 2025. La dirección atribuyó la caída principalmente a un cargo extraordinario de 143 millones de dólares después de impuestos por compensación de incentivos, derivado de que el precio de la acción subió cerca de 65 dólares canadienses —más del 50%— durante el trimestre, lo que activa una valoración a mercado de los planes de remuneración variable. En paralelo, las realizaciones del segmento Upstream fueron menores por los precios promedio más bajos registrados durante el período. El flujo de caja operativo, excluidos los efectos del capital de trabajo, alcanzó los 1.239 millones de dólares, afectado adicionalmente por un impacto fiscal diferido desfavorable de unos 350 millones vinculado al repunte de los precios de las materias primas hacia el cierre del trimestre. En operaciones, la producción total del Upstream promedió 419.000 barriles equivalentes de petróleo por día, resultado que la compañía calificó como el segundo mejor primer trimestre de su historia.

El segmento Downstream aportó 611 millones de dólares en ganancias. La dirección destacó el desempeño de la planta de diésel renovable en Strathcona, que capturó valor frente a importaciones más costosas. Sin embargo, la refinería enfrentó interrupciones no programadas relacionadas con la escasez de crudo sintético causada por la parada de la coquizadora de Syncrude, lo que redujo la utilización a un 88%.

Lo que viene: turnarounds, crecimiento en Cold Lake y recompra de acciones

La compañía espera completar en los próximos días el mantenimiento programado en Strathcona, iniciado a principios de abril, y tiene previsto un turnaround en Kearl durante mayo. Ambas paradas son parte de una estrategia para extender los intervalos de mantenimiento de dos a cuatro años, lo que la dirección considera una palanca clave para reducir costos unitarios y aumentar volúmenes a largo plazo. En Cold Lake, la empresa espera continuar la transformación del activo hacia tecnología de extracción ventajosa —SA-SAGD y SAGD convencional—, con la mira puesta en el proyecto Mahihkan, que aportaría 30.000 barriles por día a partir de 2029. La compañía espera que hacia 2040 aproximadamente dos tercios de la producción de Cold Lake provenga de tecnología ventajosa, frente al 20% registrado en 2025. En materia de devolución de capital, la empresa declaró un dividendo de 0,87 dólares por acción para el segundo trimestre —un incremento del 20% frente al año anterior— e informó su intención de renovar el programa de recompra de acciones en el mercado abierto (NCIB) a finales de junio. El vicepresidente de Finanzas señaló que, de mantenerse los precios actuales de las materias primas, una oferta de recompra acelerada (SIB) sería una posibilidad.

Turno de preguntas: tecnología, márgenes en downstream y estructura de regalías

Los analistas indagaron sobre varios frentes. Desde CIBC se preguntó si el entorno de precios podría acelerar el calendario de proyectos SA-SAGD en Cold Lake; la dirección respondió que no anticipa cambios materiales en el ritmo de inversión, ya que las decisiones no están condicionadas a señales de precio sino a maximizar valor a largo plazo. RBC preguntó sobre el impacto de la reestructuración —que contempla la transferencia de flujos de trabajo a centros globales de ExxonMobil y la reducción de unos 130 puestos solo en el primer trimestre— en la capacidad futura de ejecutar proyectos como Aspen; el consejero delegado afirmó que la gobernanza y las capacidades operativas en campo no cambiarán, y que la compañía seguirá siendo una organización de 4.000 personas. Goldman Sachs preguntó por el régimen de regalías en Alberta: el directivo financiero explicó que las tasas se calculan sobre WTI pero los pagos efectivos se basan en las realizaciones reales del bitumen, y que en el caso de Kearl —que aún se encuentra en fase previa al payout— la tasa máxima se limita al 9% bruto, lo que la empresa considera un régimen favorable en entornos de precio alto. Wolfe Research planteó si Imperial podría eventualmente aplicar su tecnología de petróleo pesado fuera de Canadá, como en Venezuela; la dirección fue clara: Imperial no tiene planes de operar fuera de Canadá, aunque ExxonMobil tiene acceso a la tecnología de pesados desarrollada por Imperial y podría utilizarla en otros mercados. Ningún directivo ofreció orientación numérica explícita sobre precios futuros del crudo sintético, aunque se reconoció que el diferencial favorable podría persistir mientras las márgenes de diésel y combustible de aviación se mantengan elevados.