Qué dijo la dirección de Transocean Ltd. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre sólido con ingresos en el límite superior de la guía

Transocean reportó ingresos por perforación contractual de 1.030 millones de dólares en el tercer trimestre de 2025, ligeramente por encima de su propia previsión, con una eficiencia de ingresos del 97,5% —y del 100% solo en septiembre—. Los gastos de operación y mantenimiento quedaron por debajo de la guía en 584 millones, en parte por el aplazamiento de mantenimiento y la liberación de una provisión legal de 10 millones. La compañía cerró el trimestre con liquidez total de aproximadamente 1.800 millones de dólares, si bien advirtió que, ajustando por las transacciones de capital completadas posteriormente, esa cifra se situaría cerca de 1.200 millones. En el plano de la flota, Transocean anunció la retirada de nueve unidades —cuatro drillships y una semisumergible de aguas duras adicionales a las cuatro ya anunciadas el trimestre anterior—, dejando una flota activa de 24 unidades de alta especificación más tres drillships de séptima generación apilados en Grecia.

Desapalancamiento acelerado y perspectiva para 2026

La dirección destacó que, mediante una combinación de emisión de acciones y refinanciación de deuda, la compañía reducirá su deuda bruta en aproximadamente 1.200 millones de dólares antes de finales de 2025, frente a vencimientos programados de 714 millones, lo que implica una amortización adicional superior a 500 millones. El gasto anual en intereses caerá en unos 87 millones. Para el conjunto de 2026, la compañía espera ingresos por perforación de entre 3.800 y 3.950 millones de dólares, con el 89% respaldado por contratos firmes, y prevé cerrar ese año con una liquidez de entre 1.600 y 1.700 millones. La compañía espera que el gasto en intereses en efectivo para 2026 sea de aproximadamente 480 millones de dólares, reflejo del menor endeudamiento.

Brasil y África, los ángulos clave para mercados emergentes

En Brasil, Petrobras ejerció la primera de sus dos opciones sobre el Deepwater Mykonos, extendiendo el contrato hasta principios de 2026. La dirección espera que las licitaciones de Petrobras para los campos Buzios y Mero, junto con la de Shell para Gato do Mato, se adjudiquen públicamente en las próximas semanas, acumulando 23 años de trabajo firme para seis unidades. Sobre la presión de costes de Petrobras —que busca reducir su estructura de costes entre un 7% y un 8%—, la dirección la calificó de positiva: considera que liberar eficiencias en los contratos existentes haría los pozos más competitivos y estimularía más actividad, sin que ello implique necesariamente recortes de tarifa. En África, la compañía anticipa que Nigeria, Costa de Marfil, Angola, Namibia y Mozambique podrían añadir al menos tres unidades activas más para 2027, con licitaciones en marcha o inminentes de Exxon, Chevron, Total, Eni y Shell.

Lo que preocupó a los analistas

En el turno de preguntas, los analistas pusieron el foco en dos frentes. El primero fue el nivel de las tarifas diarias: varios contratos recientes se han situado por debajo de 400.000 dólares, generando inquietud sobre si hay más presión bajista por venir. La dirección reconoció un entorno competitivo en el corto plazo, pero señaló que las unidades de séptima generación han mostrado resistencia en torno a esa cifra, mientras que la presión se concentra en activos de sexta generación de menor especificación. El segundo frente fue el de los cuatro drillships que terminan contrato en la primera mitad de 2026 —el Skyros, Mykonos, KG2 y Proteus—. La dirección evitó dar detalles sobre negociaciones en curso, pero afirmó tener perspectivas activas para todos ellos y descartó tiempo muerto generalizado, aunque admitió que podría haber paradas puntuales en uno o dos. También se preguntó por la posibilidad de una nueva ampliación de capital; el director financiero respondió que la compañía no anticipa repetir esa operación y que espera cubrir sus obligaciones con flujo de caja operativo.