Qué dijo la dirección de Ring Energy, Inc. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre de dos velocidades

Ring Energy registró en el primer trimestre de 2026 resultados operativos en línea con sus previsiones, con ventas de petróleo de 12.276 barriles diarios y producción total de 19.351 barriles equivalentes por día, en la parte media del rango orientativo. El resultado neto reportado quedó distorsionado por dos partidas no monetarias: una pérdida no realizada en derivados de 77 millones de dólares —por el movimiento de la curva forward del crudo— y un deterioro contable por el método de coste completo de 162,1 millones de dólares, calculado sobre precios SEC de los doce meses anteriores. Excluidas estas partidas, la compañía declaró un ingreso neto ajustado de 7,4 millones de dólares y un EBITDA ajustado de 38,3 millones. El EBITDA refleja, en buena medida, los precios más bajos del inicio del trimestre: el repunte del crudo se concentró en marzo y su impacto pleno se espera a partir del segundo trimestre.

El coste operativo por barril (LOE) se situó en 10,41 dólares por BOE, por debajo del límite inferior de la guía por cuarto trimestre consecutivo, lo que la dirección atribuyó a mejoras estructurales y no a factores puntuales. La compañía completó siete pozos —seis nuevos y un DUC previo— y destinó unos 5 millones de dólares, aproximadamente el 15% del gasto de capital del trimestre, a infraestructura de agua para fracturaciones, pozos de disposición de agua salada y actualización de instalaciones de producción, como preparación para el paso de desarrollo vertical a horizontal con laterales más largos.

Lo que viene: deuda, coberturas y petróleo "más alto por más tiempo"

La dirección decidió pausar temporalmente la reducción de deuda —los saldos crediticios subieron unos 6 millones de dólares en el trimestre— para financiar esas inversiones aceleradas, justificándolas por la convicción de que el conflicto con Irán provocará precios del crudo estructuralmente más elevados. El apalancamiento cerró en aproximadamente 2,4 veces y el objetivo declarado sigue siendo reducirlo a 1,25 veces. La compañía espera reanudar el pago de deuda en los trimestres restantes del año y anticipa que el ritmo de amortización será mayor hacia finales de 2026. La guía para los tres trimestres restantes fue reafirmada, aunque la dirección señaló que podría revisar las previsiones de producción una vez evaluado el impacto total de los cambios en el programa de capital. En materia de coberturas, el 72% del volumen de crudo está cubierto con un precio techo promedio de 73,27 dólares por barril para el resto de 2026, lo que limita la captura del alza, mientras que el gas natural tiene cobertura del 73% con un suelo promedio de 3,78 dólares por Mcf.

Turno de preguntas: infraestructura y cadencia de producción

El único analista que participó, Poe Fratt de Alliance Global Partners, centró sus preguntas en los 5 millones de dólares de gasto en infraestructura y en la cadencia de puesta en producción de los pozos del primer trimestre. La dirección explicó que esa cifra incluye la limpieza de pozos de disposición de agua salada, la construcción de red de suministro de agua para fracturaciones más grandes y la ampliación de instalaciones de producción, todo orientado a soportar laterales más largos y el desarrollo multi-banco. Además, Paul McKinney precisó que la compañía adquirió la participación de un socio en los cinco pozos de Yoakum County —alrededor del 30-35% de interés de trabajo adicional—, lo que elevó el gasto por encima de lo previsto inicialmente. Respecto a la producción, la dirección confirmó que los pozos completados en el primer trimestre empezaron a producir entre mediados de febrero y marzo, por lo que el impacto pleno se verá en el segundo trimestre. No hubo más preguntas.