Qué dijo la dirección de Liberty Energy Inc. en la llamada del Q2 2026

Un trimestre récord en operaciones, con la vista puesta en la energía

Liberty Energy cerró el segundo trimestre de 2026 con ingresos de 1.200 millones de dólares, un avance del 16% respecto al trimestre anterior, y un EBITDA ajustado de 151 millones de dólares. La dirección atribuyó el crecimiento a una utilización récord de sus flotas de fracturación hidráulica —con nuevos máximos en horas de bombeo, horas de potencia y toneladas de propante— y a mayores ventas de productos como arena y químicos, aunque estas últimas aportaron volumen sin una mejora proporcional en márgenes. El beneficio neto fue de 43 millones de dólares, cifra que incluye 43 millones en ganancias no realizadas por la revalorización de su participación en Servo tras la OPV de esa compañía en el trimestre. La deuda neta aumentó 157 millones hasta 736 millones de dólares, con una liquidez total de aproximadamente 1.000 millones.

En el negocio de fracturación, la compañía destacó la migración de su flota DigiPrime a Canadá, un hito que la dirección describió como la primera exportación de esa tecnología fuera de Estados Unidos, de la mano de un cliente que opera en ambos lados de la frontera. La mejora del entorno en Canadá —nuevos oleoductos anunciados, adquisición de Arc Resources por Shell— fue citada como señal constructiva para el largo plazo en la cuenca sedimentaria del oeste canadiense.

La apuesta por generación distribuida de energía escala con fuerza

El eje estratégico de la llamada fue la plataforma de generación de energía LPI. Liberty elevó su previsión de gasto de capital para 2026 a aproximadamente 1.500 millones de dólares, frente a estimaciones anteriores, principalmente por el aumento en depósitos para asegurar equipos de generación con largo tiempo de entrega fabricados por Bergen Engines, Wärtsilä y otros proveedores globales. La dirección indicó que tiene visibilidad sobre los 3 gigavatios de capacidad que espera tener operativos hacia finales de 2029, con un coste total estimado de entre 5.000 y 6.000 millones de dólares. La compañía espera que el impacto significativo en el estado de resultados no se sienta hasta 2028, con escala creciente hasta finales de 2029.

En el trimestre se anunciaron dos acuerdos relevantes. El primero, una empresa conjunta con PowerBridge para el desarrollo del campus Alpha Digital en el oeste de Texas, un proyecto planificado de 2 gigavatios del que la primera fase superaría los 300 megavatios, con generación inicial prevista para el cuarto trimestre de 2027. Al cierre de la llamada, el campus aún no contaba con contratos de arrendamiento firmados con clientes finales, aunque negociaciones con hiperescaladores estaban en curso. El segundo acuerdo, una alianza estratégica con SLB, combina las soluciones de generación de Liberty con la infraestructura modular y la presencia global de SLB para ofrecer a los clientes una interfaz única dentro y fuera de los centros de datos. La dirección mencionó explícitamente oportunidades en Medio Oriente, Asia y Australia como mercados potenciales para esta alianza.

El turno de preguntas: retornos, financiación y volatilidad del crudo

Los analistas presionaron en varios frentes. Sobre los retornos del negocio de energía, la dirección reafirmó un objetivo de recuperación de la inversión en cinco o seis años y una tasa interna de retorno sin apalancamiento del 17%-18%, argumentando que el alza en los costos del equipo ha ido acompañada de precios más altos en los contratos con clientes. Sobre la financiación, Michael Stock explicó que los proyectos se estructurarán en vehículos de propósito especial con financiación de proyecto sin recurso al balance corporativo, y que el efectivo recuperado al firmarse los contratos de suministro de energía se reinvertirá en nuevos depósitos.

Varios analistas preguntaron por la evolución de precios en fracturación. La dirección reconoció avances positivos en precios de servicio, pero señaló que los mercados de arena y químicos siguen sin recuperar márgenes, lo que limitó los incrementales del trimestre a niveles del 15%. Ante la pregunta sobre el cuarto trimestre, Ron Gusek se mostró cauto, citando la caída del WTI por debajo de 70 dólares tras el memorando de entendimiento en el conflicto de Irán como fuente de incertidumbre para las decisiones de actividad de sus clientes, especialmente los productores privados. Sobre la temporada de RFP para 2027, la dirección se mostró optimista, argumentando que la interrupción estructural del suministro de crudo desde Oriente Medio y la necesidad de reponer reservas estratégicas sostienen una demanda constructiva para el hidrocarburo norteamericano.