Qué dijo la dirección de Santos Limited en la llamada del Q2 2026

Un primer semestre de transición, con la segunda mitad como apuesta real

Santos cerró el primer semestre de 2026 con ingresos de 2.600 millones de dólares, un EBITDAX de 1.600 millones y un flujo de caja libre operativo de 378 millones. Las cifras reflejan un período deliberadamente definido por la dirección como de transición: Barossa completó su fase de puesta en marcha y Pikka, el proyecto petrolero en Alaska, alcanzó primera producción en mayo. La compañía declaró un dividendo interino de 0,116 dólares por acción. El coste unitario de producción fue de 7,53 dólares por barril, por encima del objetivo de largo plazo de menos de 7 dólares, algo que la dirección atribuyó a los gastos de comisionamiento que espera que desaparezcan en el segundo semestre.

El director financiero Lachlan Harris explicó que el flujo de caja del semestre estuvo penalizado por tres factores puntuales: costes de comisionamiento en Barossa y Pikka, un desfase en el cobro de cuatro de los siete cargamentos de Barossa —unos 300 millones de dólares recibidos en julio tras el cierre contable— y una posición de sublevantamiento en PNG LNG de aproximadamente 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo, que también se espera que revierta en el segundo semestre. El endeudamiento neto rondaba los 6.000 millones al cierre de junio, con un apalancamiento del 28,1% incluyendo arrendamientos, por encima del rango objetivo del 15%-25%. Las tres agencias de calificación mantuvieron el grado de inversión y Moody's elevó la perspectiva a positiva.

Lo que viene: producción entre un 20% y un 30% más alta en el segundo semestre

La compañía espera que la producción del segundo semestre sea entre un 20% y un 30% superior a la del primero, impulsada principalmente por la rampa de Pikka hacia su meseta de 80.000 barriles diarios brutos y por el avance de Barossa hacia una cadencia de un cargamento cada ocho días. Al cierre de la llamada, Pikka producía alrededor de 23.000 barriles diarios, con la producción intencionalmente limitada para proteger la presión del yacimiento antes de activar la inyección de agua. El consejero delegado Kevin Gallagher confirmó que la planta de tratamiento de agua de mar ya estaba operativa en el momento de la llamada y que el agua ya circulaba por el oleoducto. La compañía espera alcanzar la meseta antes de finales de septiembre.

En cuanto a precios, alrededor del 80% de los contratos de GNL de Santos está vinculado al JCC o a indexación al petróleo, con un desfase de aproximadamente tres meses. El JCC cotizaba por encima de los 100 dólares por barril en el momento de la llamada, lo que la dirección estima que se trasladará a una realización de precios más fuerte en el segundo semestre. La compañía tiene cubiertos 11,5 millones de barriles para el segundo semestre mediante collares de coste cero con un suelo de 67,10 dólares y un techo medio de 98,59 dólares. En divisa australiana, mantiene coberturas de tipo de cambio por AUD 975 millones para el segundo semestre a 0,643 dólares y más de 1.500 millones para 2027 a 0,658 dólares.

Sobre Papua LNG —un proyecto sin exposición directa a mercados hispanos pero relevante para el suministro de GNL a Asia—, la compañía espera alcanzar la decisión final de inversión en el cuarto trimestre de 2026. En plateau, el proyecto aportaría alrededor de un millón de toneladas anuales de GNL y unos 11 millones de barriles equivalentes de petróleo al año a la producción de Santos, con un 39,9% de interés en PNG LNG generando valor adicional a través de tarifas de acceso y procesamiento.

El turno de preguntas: Pikka, Papua y el apalancamiento

Los analistas concentraron sus preguntas en tres focos. El primero fue el ritmo de rampa de Pikka: Tom Allen de UBS preguntó directamente si la planta de tratamiento de agua de mar era el mayor riesgo operativo del semestre, a lo que Gallagher respondió con la confirmación de que ya estaba en marcha. El segundo foco fue Papua LNG: Allen preguntó sobre informaciones de prensa relativas a posibles cambios de operador o participaciones en el proyecto; Gallagher reconoció que los socios mantienen conversaciones detalladas de cara a la decisión final de inversión, pero declinó confirmar o desmentir movimientos concretos de capital. El tercer foco fue el uso del flujo de caja en un entorno de precios favorables: Cameron Needham de Bank of America preguntó si la dirección consideraría retener más efectivo para acelerar la reducción de deuda; Gallagher respondió que el marco de asignación de capital no cambia —mínimo del 60% del flujo de caja libre retorna a accionistas—, y que un precio del petróleo más alto simplemente acelera la reducción de deuda dentro del mismo esquema. La dirección no respondió con detalle a la pregunta sobre el potencial de expansión de Pikka en una segunda fase, más allá de señalar que no prevé ninguna decisión final de inversión relevante en los próximos dos años, salvo Papua.