Qué dijo la dirección de Tourmaline Oil Corp. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre golpeado por los precios del gas más bajos en tres décadas

Tourmaline Oil Corp. reportó un flujo de caja de 720 millones de dólares canadienses y utilidades de 190 millones para el tercer trimestre de 2025, por debajo de las expectativas propias de la compañía. La causa principal fue el desplome de los precios del gas natural en los mercados locales canadienses: AECO y Station 2 promediaron CAD 0,64 y CAD 0,48 por Mcf, respectivamente, niveles que la dirección calificó como los más bajos en más de 30 años. Dos factores simultáneos agravaron la situación: interrupciones por mantenimiento en las rutas de exportación hacia el este y el oeste del país, y una fuerza mayor en el gasoducto Great Lakes, que en conjunto impidieron que aproximadamente 155 millones de pies cúbicos diarios llegaran a mercados premium como el Golfo de México y el oeste de Estados Unidos. Esos volúmenes debieron venderse a precios spot locales, lo que erosionó materialmente los ingresos de septiembre.

La producción del trimestre fue de 634.750 BOE por día, en el extremo superior del rango de guía, y la producción de líquidos creció un 4% frente al trimestre anterior. El gasto de capital en exploración y producción ascendió a 825 millones, cifra superior al ritmo habitual porque se ejecutaron proyectos diferidos del segundo trimestre con el fin de estar listos para los mayores precios de gas esperados en invierno.

Lo que viene: precios más altos, costos más bajos y una venta de activos

La compañía espera que la producción del cuarto trimestre promedie entre 655.000 y 665.000 BOE diarios, con un volumen de salida de año de 680.000 a 700.000. Para 2026, la guía se mantiene en 690.000 a 710.000 BOE por día, y el plan plurianual proyecta un crecimiento de 30% hasta 850.000 BOE para 2031, ambos sin cambios. Tourmaline espera que el flujo de caja de 2026 alcance aproximadamente 4.000 millones de dólares, con flujo libre de caja de unos 900 millones, usando el precio del strip actual que incluye un diferencial AECO de USD 1,66 por Mcf; la compañía anticipa que ese diferencial se estreche hacia USD 1 a medida que la demanda de LNG Canada ajuste la dinámica de la cuenca. Por cada USD 0,10 de estrechamiento adicional, el flujo de caja de 2026 mejoraría en unos 50 millones.

En materia de costos, los gastos operativos corporativos de 4,80 dólares por BOE en el trimestre ya reflejan una reducción del 7% respecto al primer semestre, y la dirección espera que el proyecto de infraestructura en el noreste de Columbia Británica reduzca los costos combinados de operación y transporte en al menos 1 dólar por BOE en los próximos seis años. También se anunció la búsqueda de un comprador para el complejo de petróleo ligero Peace River High (play Charlie Lake), con el argumento de que los retornos en los dos grandes complejos de gas siempre superan los de ese activo, que lleva cuatro o cinco años en capital de mantenimiento. Los ingresos de esa eventual venta se destinarían a reducir deuda y financiar el crecimiento en los complejos de mayor margen. Adicionalmente, la compañía suscribió un acuerdo de almacenamiento de gas a 10 años con AltaGas en la instalación Dimsdale (6 Bcf de capacidad inicial, ampliable a 10 Bcf), y nuevos contratos de suministro de GNL que elevan su exposición a precios internacionales hasta 213.000 MMBtu diarios en 2026, creciendo a 330.000 al cierre de 2028.

Turno de preguntas: dividendo especial, deuda y la apuesta por LNG Canada

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. Primero, la coherencia entre el dividendo especial —recortado a CAD 0,25 por acción, frente a rangos históricos de hasta CAD 2,25— y el nivel de deuda, que la dirección reconoció se encuentra en su pico cíclico de 0,5 a 0,6 veces, aunque aclaró que no tiene intención de usar el balance para financiar dividendos especiales de forma recurrente. Segundo, la flexibilidad del presupuesto de capital: entre 200 y 250 millones de dólares en gasto de perforación podrían diferirse en 2026 si los precios del gas se debilitan, sin afectar materialmente la guía de producción. Tercero, el impacto real de LNG Canada: la dirección argumentó que la cuenca canadiense no tiene un exceso significativo de gas retenido en este momento, que la planta podría absorber casi 2.000 millones de pies cúbicos diarios tan pronto como el primer trimestre de 2026, y que el crecimiento de oferta en la cuenca difícilmente supera los 0,6 a 0,7 Bcf anuales, lo que en su opinión tomará cerca de tres años para reemplazar la nueva demanda. También surgió el tema de los centros de datos e inteligencia artificial como posible nueva vía de demanda de gas: la dirección confirmó que mantiene conversaciones preliminares y evalúa oportunidades de colocalización en sus propios terrenos.