Qué dijo la dirección de Santos Limited en la llamada del Q4 2025

Un año sólido pese a la caída de precios

Santos cerró 2025 con un flujo de caja libre de operaciones de 1.800 millones de dólares, un EBITDAX de 3.400 millones y un beneficio neto subyacente de casi 900 millones, por debajo del año anterior debido a menores precios de las materias primas y una mayor tasa impositiva efectiva. La producción total alcanzó 87,7 millones de barriles equivalentes de petróleo, su mejor resultado en coste unitario de la última década: 6,78 dólares por barril. El consejo aprobó un dividendo final de 0,0103 dólares por acción, equivalente al 48 % del flujo de caja libre de la segunda mitad del año, superando el compromiso del marco de asignación de capital. El endeudamiento se situó en el 26,9 % incluyendo arrendamientos, por debajo de lo anticipado.

El proyecto Barossa, en aguas de Australia, alcanzó primera producción y se encuentra actualmente a aproximadamente la mitad de su capacidad mientras se sustituyen los sellos de los compresores —un problema de producto notificado por el fabricante—. La dirección espera alcanzar tasas plenas en las próximas dos o tres semanas. El proyecto Pikka Phase 1 en Alaska completó su construcción en enero y la compañía espera llegar a producción plateau en el segundo trimestre de 2026. Juntos, Barossa y Pikka deberían elevar la producción de Santos alrededor de un 25 % para 2027 respecto a 2025.

Lo que viene: crecimiento, revisión de portafolio y recorte de plantilla

La compañía espera operar con un umbral de equilibrio de flujo de caja libre total de entre 45 y 50 dólares por barril una vez que ambos proyectos estén en plena producción. En ese rango, la sensibilidad del flujo de caja ante cada variación de 10 dólares en el precio del Brent pasará de unos 400 millones actuales a entre 550 y 600 millones. La dirección también anunció una reducción de plantilla de aproximadamente el 10 % respecto a los niveles de 2024, resultado natural de la transición desde la fase de construcción a la fase operativa, incluida en las cifras de coste ya comunicadas.

Entre las prioridades estratégicas para 2026 destaca la revisión del portafolio australiano integrado de petróleo y gas, que abarca la Cuenca Cooper, Australia Occidental y Narrabri. La compañía no avanzó conclusiones, pero indicará los resultados en su Investor Day de mayo. También se confirmó que Papua LNG avanza hacia una decisión de inversión final en torno a mediados de año, con estimaciones de coste del operador en un rango de 14.000 a 15.000 millones de dólares. El programa de exploración en la Cuenca Beetaloo —con potencial para abastecer tanto el mercado doméstico australiano como las plantas de GNL del país— arrancará en la segunda mitad de 2026 con entre dos y tres pozos de apreciación.

Preguntas de los analistas: portafolio, Alaska y mercado doméstico de gas

Los analistas presionaron sobre tres frentes. Primero, el alcance de la revisión estratégica: la dirección reconoció que «todo está sobre la mesa» pero se negó a confirmar posibles desinversiones antes del Investor Day. Segundo, la sensibilidad del umbral de equilibrio de 45-50 dólares: el director financiero aclaró que es un objetivo anual que se orientará cada ejercicio y que ya incorpora la reducción de plantilla y la amortización de deuda. Tercero, el impacto de la revisión del mercado de gas australiano sobre GLNG: Gallagher explicó que Santos no renovará contratos con terceros proveedores a su vencimiento, lo que reducirá las ventas de GNL pero no afectará materialmente al margen, ya que ese gas comprado a terceros generaba rentabilidad nula o muy baja. Ese gas, señaló, podría redirigirse al mercado doméstico, aliviando la presión sobre el suministro previsto para 2027.