Qué dijo la dirección de Natural Gas Services Group, Inc. en la llamada del Q1 2026

Resultados récord en el arranque de 2026

Natural Gas Services Group (NGS) abrió 2026 con lo que la dirección describió como un trimestre excepcional. Los ingresos por arrendamiento de equipos de compresión alcanzaron 47,1 millones de dólares, un 21% más que en el primer trimestre de 2025, estableciendo un máximo histórico para la compañía. El EBITDA ajustado llegó a 24,3 millones de dólares, frente a 19,3 millones un año antes, también un récord. La utilización de caballos de fuerza (HP) arrendados llegó al 86,9%, otro máximo histórico, mientras que el precio por HP por mes subió a 27,51 dólares, una mejora del 2,5% frente al trimestre anterior. La utilidad neta fue de 6,8 millones de dólares, equivalente a 0,53 dólares por acción diluida. Sobre la base de estos resultados, el consejo elevó el dividendo trimestral un 36%, de 0,11 a 0,15 dólares por acción, pagadero en el segundo trimestre.

El margen bruto ajustado sobre arrendamiento fue del 63,7%, 180 puntos básicos por encima del año anterior. Sin embargo, el director financiero Ian Eckert advirtió que ese nivel no debe considerarse una tasa base sostenible: el trimestre se benefició de una ejecución operativa excepcionalmente limpia, con muy pocos contratiempos, lo que raramente se repite de forma consistente. La compañía señaló que espera comenzar a sentir presión inflacionaria en aceites lubricantes y mano de obra a partir del segundo trimestre, en parte como consecuencia del entorno geopolítico.

Lo que viene: guía elevada y expansión de flota

NGS elevó su guía de EBITDA ajustado para el año completo 2026 a un rango de 92,5 a 97,5 millones de dólares, frente al rango anterior de 90,5 a 95,5 millones. La compañía mantuvo sin cambios su guía de gasto de capital: entre 55 y 70 millones para crecimiento y entre 15 y 18 millones para mantenimiento. La dirección reiteró su compromiso de desplegar al menos 50.000 HP adicionales durante el año, todos ellos en unidades de gran potencia bajo contrato a largo plazo, con una mayoría impulsada por motores eléctricos. Paralelamente, NGS retiró 17.700 HP correspondientes a 134 unidades pequeñas y medianas ociosas, con el objetivo de mejorar la composición de la flota. La dirección también señaló que los plazos de entrega de equipos nuevos en la industria siguen siendo un factor que limita la oferta disponible, lo que sostiene los niveles de utilización y la disciplina de precios. Justin Jacobs indicó que los plazos de entrega que afectan a competidores que dependen de motores Caterpillar —citados en el sector en entre 150 y 180 semanas— no aplican de la misma forma a NGS, lo que la compañía considera una ventaja competitiva para captar demanda que otros no pueden atender.

Preguntas de los analistas: márgenes, inflación y asignación de capital

En el turno de preguntas, los analistas centraron su atención en tres asuntos. Primero, la trayectoria de los márgenes: Selman Akyol, de Stifel, preguntó directamente si el margen del primer trimestre era el techo del año. La dirección no confirmó esa lectura, aunque reconoció que la primera mitad del año tiende a ser estacionalmente más fuerte y que la inflación en lubricantes y mano de obra presionará los costos en los próximos trimestres. Ian Eckert declinó ofrecer guía específica sobre márgenes futuros, pero señaló que la mayor proporción de equipos de gran potencia debería empujar el margen al alza de forma gradual con el tiempo. Segundo, la asignación del fluido de caja: Nathaniel Pendleton, de Texas Capital, preguntó cómo NGS equilibrará el incremento del dividendo, la expansión orgánica y posibles adquisiciones. Jacobs respondió que el aumento del dividendo es modesto en términos de porcentaje del EBITDA y no compromete la capacidad de la compañía para financiar crecimiento ni operaciones de fusiones y adquisiciones. Tercero, la actividad por cuencas: Josh Jain, de Daniel Energy Partners, preguntó por el estado del negocio cuenca por cuenca. La dirección destacó el Permian como su mayor mercado, con actividad acelerada, y señaló crecimiento relevante en la cuenca del Eagle Ford en el sur de Texas y en Marcellus-Utica. No se mencionaron operaciones fuera de Estados Unidos.