Qué dijo la dirección de Ring Energy, Inc. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre de disciplina en precios débiles

Ring Energy cerró el tercer trimestre de 2025 con una producción de 13.332 barriles de petróleo por día, ligeramente por debajo del punto medio de su guía, y 20.789 barriles equivalentes de petróleo por día, por encima del punto medio. Los ingresos totales ascendieron a 78,6 millones de dólares, con una caída secuencial del 5% impulsada principalmente por un desplome del 16% en los precios de los líquidos de gas natural. El precio realizado del crudo fue de 64,32 dólares por barril, un 3% más que en el trimestre anterior, pero el gas natural siguió arrojando un valor negativo de 1,22 dólares por Mcf debido a las tarifas de procesamiento en planta. La compañía registró una pérdida neta de 51,6 millones de dólares, explicada casi en su totalidad por un cargo no monetario de 72,9 millones de dólares por deterioro del valor contable de reservas (ceiling test impairment). Excluidos los ítems no recurrentes, el ingreso neto ajustado fue de 13,1 millones de dólares, o 0,06 dólares por acción diluida.

El resultado más destacado de la gerencia fue la generación de 13,9 millones de dólares en flujo de caja libre ajustado, lo que permitió amortizar 20 millones de dólares de deuda, dos millones más de lo previsto en la guía. El costo de extracción (lifting cost) de 10,73 dólares por BOE quedó por debajo del límite inferior de la guía por segundo trimestre consecutivo, gracias a la reducción de operadores en campo, menor gasto en químicos y menos fallas en pozos. La deuda neta al cierre del período fue de 428 millones de dólares sobre una línea de crédito con base de reservas de 585 millones, con un ratio de apalancamiento de 2,1 veces.

Perspectivas: deuda primero, crecimiento después

La compañía espera amortizar aproximadamente 10 millones de dólares de deuda adicional en el cuarto trimestre, aunque aclara que la cifra podría ser mayor o menor según variables como los precios del crudo y el resultado de una posible venta de participaciones no operadas que tiene en proceso de exploración de mercado. La dirección señala que, de no existir el pago diferido de 10 millones de dólares relacionado con la adquisición de Lime Rock —vencimiento en diciembre de 2025—, la amortización del cuarto trimestre sería de alrededor de 20 millones de dólares, en línea con el trimestre anterior. Para 2026, la compañía espera mantener un nivel de reinversión en torno al 50%–55% del flujo de caja operativo, usando 60 dólares por barril como precio de referencia en su planificación interna, aunque la guía oficial se publicará junto con los resultados del cuarto trimestre. La gerencia descarta adquisiciones de envergadura mientras el ratio de apalancamiento no alcance niveles competitivos con sus pares y mientras la acción cotice, en su opinión, con descuento.

En materia de crecimiento orgánico, el director de Exploración destacó que operadores vecinos en el condado de Crane (Texas) han probado y desapalancado intervalos estratigráficos adicionales que se extienden sobre la acreaje de Ring, lo que abre la posibilidad de un programa de pozos horizontales más amplio en el futuro sin necesidad de adquisiciones.

Preguntas de los analistas: balance, recompras y mezcla de producción

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. Primero, la estructura de financiamiento: se preguntó si la compañía contempla transformar la línea de crédito rotativa en deuda a plazo fijo. La gerencia respondió que todas las opciones están sobre la mesa, pero que el crédito revolving basado en reservas sigue siendo la fuente de financiamiento de menor costo, sin anticipar cambios en el corto plazo. Segundo, el rango concreto de amortización de deuda en el cuarto trimestre: la gerencia evitó dar límites precisos y se limitó a señalar un mínimo de 8 millones y un posible máximo que incluiría el producto de la venta de activos no operados, cuyo valor no fue cuantificado públicamente. Tercero, la caída en la proporción de crudo en la mezcla de producción —del 66% al 64% entre el segundo y el tercer trimestre— fue explicada por interrupciones en los sistemas de recolección de gas de terceros, no por cambios en el perfil del yacimiento; la guía del cuarto trimestre contempla un retorno al 66%. No hubo preguntas ni referencias a operaciones en mercados hispanos, exposición a divisas emergentes ni materias primas con impacto regional.