Qué dijo la dirección de National Fuel Gas Company en la llamada del Q2 2026

Un trimestre sólido impulsado por el frío y la cartera de cobertura

National Fuel Gas registró en su segundo trimestre fiscal 2026 un beneficio ajustado por acción de 2,71 dólares, un 13% más que el año anterior, lo que la compañía calificó como un récord trimestral. El resultado estuvo impulsado principalmente por la cartera de comercialización y coberturas de gas natural, que la dirección ha diseñado deliberadamente para capturar alzas en los precios de invierno. Las semanas de frío extremo en enero y febrero —con temperaturas bajo cero durante 19 días consecutivos en varias zonas operativas— elevaron las realizaciones de precio más de 0,50 dólares por Mcf, casi un 20%. La actividad regulada también superó expectativas. Sin embargo, el cierre de carreteras por nevadas afectó las operaciones de producción y pospuso el flujo de un nuevo pad, con un impacto de aproximadamente 5 Bcf en el trimestre. La compañía ajustó su guía de producción anual a 425–440 Bcfe, un 3% menos que la guía anterior, aunque señaló que el volumen en el punto medio seguiría siendo superior al del año pasado.

La compañía revisó a la baja su supuesto de precio NYMEX para el resto del año, de 3,75 a 3,00 dólares por MMBtu, lo que redujo el extremo superior de la guía de BPA anual. La nueva guía se sitúa entre 7,45 y 7,75 dólares por acción, con un punto medio que representa un crecimiento del 10% sobre el ejercicio anterior. La compañía estima que el flujo de caja libre del año será suficiente para cubrir el dividendo creciente y reducir el apalancamiento en términos absolutos antes del cierre de la adquisición de la distribuidora de gas de Ohio a CenterPoint, previsto para el cuarto trimestre del calendario 2026.

Expansión regulada y nueva tarifa ante FERC

En el segmento de Gasoductos y Almacenamiento, la compañía anunció el proyecto de modernización del sistema Line N, con un costo estimado de 93 millones de dólares y capacidad adicional de 94.000 dekatermos diarios contratados a largo plazo con una contraparte con grado de inversión; se espera que entre en servicio a finales del calendario 2028. Simultáneamente, Supply Corporation presentó ante FERC una nueva solicitud tarifaria que pide un incremento de aproximadamente 95 millones de dólares en el costo de servicio, junto con un mecanismo de seguimiento para inversiones de modernización. La dirección espera alcanzar un acuerdo de liquidación en otoño y que las nuevas tarifas entren en vigor a finales del año calendario. Dos proyectos de expansión ya en construcción —Shippingport Lateral y Tioga Pathway— mantienen su fecha objetivo de noviembre de 2026. La compañía indicó que el ejercicio fiscal 2027 debería ser un período de crecimiento significativo en este segmento.

En cuanto a la adquisición de Ohio, el proceso HSR ya concluyó y el único trámite pendiente es la notificación ante la Comisión de Servicios Públicos de Ohio, cuya resolución se espera en primavera o inicio del verano. Para financiar el cierre, la compañía prevé captar hasta 1.500 millones de dólares en varios tramos, que incluyen la deuda pendiente de la operación, el refinanciamiento de un vencimiento de 300 millones en octubre y la amortización parcial de un préstamo puente. La línea de crédito comprometida fue ampliada recientemente hasta 1.300 millones de dólares.

Preguntas de analistas: curtailments, diseño de pozos y exposición al mercado

Los analistas centraron sus preguntas en tres áreas. Primero, los posibles recortes voluntarios de producción ante la caída de precios: la dirección confirmó que hasta la fecha no ha curtailed ningún volumen y que, con apenas 30 Bcfe expuestos al mercado spot, el impacto en resultados sería limitado. Se negó a precisar el precio exacto que dispararía una decisión de cierre. Segundo, el rendimiento inferior de cuatro pozos con diseño antiguo (Gen 2) en un pad del oeste del área core: Justin Loweth explicó que esos pozos fueron perforados antes de contar con el modelo sísmico 3D integrado y que los dos pozos con diseño Gen 4 y Upper Utica del mismo pad sí cumplieron expectativas, lo que refuerza la confianza en los diseños más recientes. Tercero, los analistas indagaron sobre las oportunidades de expansión en Line N y el acceso al Golfo de México: la dirección describió un pipeline de proyectos vinculados a generación eléctrica dentro del mercado PJM y detalló que la capacidad de transporte firme crecerá aproximadamente un 50% hasta superar 1,5 Bcf diarios en los próximos años, con 100 millones de pies cúbicos diarios adicionales dirigidos al Golfo. Sobre los costos, Loweth reconoció presiones por el precio del diésel derivadas del conflicto en Irán, pero descartó interrupciones en la cadena de suministro comparables a las del período poscovid.