Qué dijo la dirección de Range Resources Corporation en la llamada del Q4 2025

Cuarto trimestre y año completo 2025: producción estable y libre generación de caja

Range Resources cerró el cuarto trimestre de 2025 con una producción de 2,3 Bcfe por día y un capital total invertido de 183 millones de dólares. Para el año completo, la compañía destinó 674 millones de dólares en capital y alcanzó una producción promedio de 2,24 Bcfe por día, dentro del rango de guía previamente comunicado. El flujo de caja operativo antes de capital de trabajo fue de 1.300 millones de dólares, con más de 650 millones de dólares en flujo de caja libre. La dirección atribuyó estos resultados a la eficiencia operativa, la optimización de infraestructura de recolección y compresión, y un portafolio de transporte que permite vender aproximadamente el 90% de la producción fuera de la cuenca de Appalachia. En cuanto a costos de servicios, el proceso anual de licitación arrojó precios para 2026 iguales o ligeramente inferiores a los de 2025, con varios acuerdos de largo plazo ya firmados, incluida la renovación por dos años de la flota de fractura hidráulica eléctrica.

Los mercados de exportación de gas natural y líquidos del petróleo (NGL) siguieron marcando récords durante el trimestre. Las exportaciones de GNL promediaron más de 17 Bcf por día —un 10% más que el trimestre anterior—, las exportaciones marítimas de etano superaron los 622.000 barriles diarios y las de GLP crecieron de forma moderada, con perspectivas favorables para 2026 gracias a nueva capacidad de terminal de exportación en Estados Unidos. La tormenta invernal Fern, en enero, redirigió temporalmente unos 5 Bcf por día de gas destinado a plantas de GNL para cubrir demanda doméstica, y el precio de Bidweek de febrero se liquidó por encima de los 7 dólares por MMBtu. La dirección indicó que febrero podría ser el mes de mayor flujo de caja libre y mejores realizaciones de precios en la historia de la compañía.

Plan operativo y perspectivas para 2026 y más allá

Para 2026, la compañía espera un presupuesto de capital de entre 650 y 700 millones de dólares y una producción de entre 2,35 y 2,4 Bcfe por día. El perfil de producción será más bajo en el primer trimestre —en torno a 2,2 Bcfe por día— para luego escalar de forma significativa en la segunda mitad del año, una vez que entre en servicio una expansión de procesamiento de aproximadamente 300 MMcf por día a mediados de año. La dirección estima que la producción podría alcanzar los 2,5 Bcfe por día a finales de 2026, con impulso que se extiende hacia 2027. La compañía también anunció un acuerdo de suministro de largo plazo con una nueva planta de generación eléctrica en el Medio Oeste, prevista para arrancar a finales de 2027, con un precio pactado con prima sobre el índice del Medio Oeste. Más allá de 2027, la dirección señaló que tiene la flexibilidad de mantener una producción superior a 2,6 Bcfe por día con menos de 600 millones de dólares en capital de perforación y terminación, o bien continuar un crecimiento moderado si la demanda lo justifica.

En materia de retorno al accionista, el consejo amplió la capacidad disponible del programa de recompra de acciones a 1.500 millones de dólares y la compañía espera aumentar el dividendo trimestral en 0,01 dólares por acción, un incremento del 11%. La deuda neta se redujo en 186 millones de dólares durante el año, acumulando una reducción total de aproximadamente 3.000 millones de dólares en los últimos años.

Turno de preguntas: lo que presionaron los analistas

Los analistas indagaron principalmente sobre tres frentes. Primero, el ritmo de producción y la estrategia de ventas: la dirección explicó que cerca del 90% del gas se vende en Bidweek —el mercado de precio mensual—, porcentaje que puede ajustarse según las condiciones; en febrero se elevó al 97% para capturar los altos precios. Segundo, el acuerdo con la planta eléctrica del Medio Oeste generó interés, aunque la dirección declinó revelar los términos confidenciales y se limitó a confirmar que el contrato es escalable y que el cliente es de alta calidad. Tercero, varios analistas preguntaron sobre la asignación de capital entre acciones y dividendos: el director financiero señaló que, mientras la acción cotice con descuento frente al valor neto de los activos, se favorecerán las recompras. También se abordaron los diferenciales de precio del gas en la cuenca y los inventarios elevados de NGL —propano y etano—, para los cuales la dirección espera una normalización gradual a lo largo de 2026 impulsada por mayor capacidad de exportación y nueva demanda petroquímica.