Qué dijo la dirección de Range Resources Corporation en la llamada del Q2 2026

Un trimestre récord en operaciones, producción en camino a 2,5 BCFe/día

Range Resources cerró el segundo trimestre de 2026 con producción de 2,3 BCF equivalente por día y un gasto de capital de 222 millones de dólares, cifra más elevada de lo habitual porque la compañía incorporó una segunda cuadrilla de fracturación y una perforadora horizontal adicional para trabajar el inventario de pozos perforados pero no completados (DUC) acumulado en los dos años anteriores. La dirección describió resultados operativos récord: casi 1.900 etapas de fracturación completadas en el trimestre, con eficiencias de hasta 14 etapas por día en la flota eléctrica contratada. En el frente financiero, Range recompró 78 millones de dólares en acciones durante el trimestre, pagó 24 millones en dividendos y redujo deuda en 337 millones en lo que va del año, lo que supone aproximadamente 489 millones devueltos al accionista en seis meses, cerca del 5,5% de su capitalización bursátil.

Las exportaciones de GNL y GLP impulsaron los precios de los líquidos. La compañía mejoró su guía anual de prima sobre el índice Mont Belvieu para los líquidos del petróleo (NGL) a 2,50 dólares por barril, frente a la referencia anterior, y elevó la guía de gas natural a entre 0,35 y 0,40 dólares por Mcf sobre Henry Hub. La dirección atribuyó estas mejoras a la expansión récord de exportaciones estadounidenses: las exportaciones marítimas de etano alcanzaron 658.000 barriles diarios en el trimestre, un 40% más interanual, mientras que las de propano y butano superaron los 2,6 millones de barriles diarios, un 30% por encima del año anterior. Range destacó que su acceso al mercado internacional a través de su programa de exportación —incluyendo la futura terminal Repauno en la costa este, prevista para 2027— le otorga una ventaja diferenciada frente a productores que solo tienen salida por el Golfo de México.

Lo que viene: infraestructura, crecimiento y mercados de destino

La dirección reiteró que la producción llegará a 2,4 BCFe/día en el tercer trimestre y a 2,5 BCFe/día al cierre del año, respaldada por infraestructura de procesamiento que ya está en proceso de puesta en marcha. Para 2027, la compañía espera alcanzar 2,6 BCFe/día, completando así el plan trienal de crecimiento del 20% anunciado a principios de 2025. El director financiero Mark Scucchi puso en perspectiva el potencial de generación de caja: con un precio hipotético de gas natural de 3,75 dólares en ciclo medio y esa producción sostenida, la compañía estima que el flujo de caja libre superaría los 2.500 millones de dólares en un período de tres años. De cara a 2028 y más allá, la dirección señaló que podría continuar creciendo a un ritmo similar con una inversión de capital parecida, y que en un escenario optimista —con dos perforadoras y dos cuadrillas de fracturación— la producción podría superar los 3 BCFe/día, aunque condicionó cualquier expansión adicional a tener un destino firme para los volúmenes.

Turno de preguntas: crédito, M&A y precio del gas

Los analistas presionaron en varios frentes. Doug Leggate de Wolfe Research preguntó si la calificación crediticia por debajo del grado de inversión podía ser un obstáculo para competir por contratos de suministro a largo plazo con centros de datos y utilities. Mark Scucchi respondió que en ninguna negociación comercial el rating había sido un tema de discusión, y señaló que los bonos de la compañía cotizan a solo 100 puntos básicos sobre el índice, niveles propios del grado de inversión. Sobre fusiones y adquisiciones, Dennis Degner fue explícito: la compañía no necesita M&A para crecer, dado que puede duplicar su producción de forma orgánica con el inventario actual del Marcellus, estimado en más de 30 años. Neil Mehta de Goldman Sachs interrogó sobre la debilidad del precio del gas para 2027 en los mercados de futuros, que ha caído cerca de un 15% este año pese al robusto crecimiento de la demanda. Degner admitió el desconexión entre los fundamentales y el precio de mercado, y apuntó que la clave estará en el precio necesario para incentivar la producción en cuencas de mayor costo, lo que a su juicio actúa como un techo implícito sobre la oferta de la competencia. La pregunta sobre la potencial inversión en infraestructura de midstream quedó abierta: la dirección insinuó que podría tener sentido en el contexto de nuevos acuerdos de suministro, pero sin comprometerse con ninguna decisión concreta.