Qué dijo la dirección de Tourmaline Oil Corp. en la llamada del Q2 2026

Un trimestre de contención deliberada

Tourmaline Oil cerró el segundo trimestre de 2026 con un flujo de caja de 786 millones de dólares canadienses y flujo de caja libre de 192 millones. La producción media quedó en 594.000 BOE/día, ligeramente por debajo del rango guiado de 595.000–605.000 BOE/día, aunque la dirección subrayó que la desviación fue una decisión consciente: ante los bajos precios del gas natural en el trimestre, la compañía inyectó más volúmenes en almacenamiento, difirió actividad y aplicó cierres temporales relacionados con precios. El gas almacenado —en instalaciones de Alberta, Ontario y California— se espera retirar principalmente en el cuarto trimestre, previsiblemente a precios más altos. La deuda neta se situó en 1.500 millones de dólares, por debajo del objetivo máximo de 1.750 millones. El costo operativo cayó un 10% interanual hasta 4,59 dólares por BOE.

Pausa entre fases y perspectivas para el resto del año

El anuncio más relevante de la llamada fue la decisión de introducir una pausa de un año entre la Fase 1 y la Fase 2 del proyecto de infraestructura en el noreste de British Columbia. La compañía espera que esta pausa permita a los accionistas observar el impacto real de la Fase 1 —que incluye la expansión de la planta Aiken, prevista para arrancar en el cuarto trimestre— antes de comprometer capital adicional. El presupuesto de exploración y producción para 2026 se mantiene en 2.550 millones de dólares, tras la reducción de 350 millones anunciada en marzo; el de 2028 se revisa a la baja hasta 2.300 millones. A precios de mercado actuales, la compañía estima un flujo de caja libre de 880 millones para el año completo. La guía de producción anual de 620.000–640.000 BOE/día se mantiene, con un objetivo de salida a fin de año de 660.000 BOE/día. Tourmaline tiene cubierto algo más de 1 Bcf/día de gas natural para el resto de 2026 a un precio fijo promedio ponderado de 4,97 dólares canadienses por Mcf, y mantiene 220 millones de MMBTU expuestos a precios internacionales TTF y JKM, que cotizan por encima de 15 dólares estadounidenses por MMBTU. En el frente de LPG, la compañía firmó un acuerdo de largo plazo con AltaGas para aumentar las exportaciones de propano y butano a través de la terminal Reef en Ridley Island, lo que incrementará en aproximadamente un 55% su exposición a mercados de exportación de LPG a precios premium.

Preguntas de los analistas: disciplina de capital, gas natural y centros de datos

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. El primero fue la lógica de la pausa en la Fase 2: la dirección explicó que no tomará decisiones de inversión significativas ni ordenará equipos de largo tiempo de entrega hasta mediados de 2027, y que revisará el plan si se produce una mejora sostenida de los precios del gas durante tres o más años. El segundo eje fue el diferencial AECO y la disciplina de la oferta en la cuenca: la compañía señaló que California —afectada por un invierno cálido y niveles récord de hidroelectricidad— arrastró a la baja todo el complejo de precios en la primera mitad del año, pero que ese mismo mercado está liderando la recuperación; el mantenimiento en curso de la línea GTN de TransCanada restringe temporalmente las exportaciones al oeste, y la dirección espera que al levantarse esas restricciones —hacia finales de agosto— el precio AECO siga al alza al PG&E de California. También se indicó que cada dólar canadiense de mejora en el precio AECO equivaldría a unos 500 millones de dólares de flujo de caja libre adicional para Tourmaline. El tercer eje fue la oportunidad en centros de datos y demanda eléctrica: la dirección confirmó estar en conversaciones avanzadas para colocar un proyecto junto a un hiperescalador en su planta de Vance, cerca de Edson, Alberta, aunque sin nada firme que anunciar. La compañía describió su rol como proveedor de gas, no como constructor ni financiador del centro de datos, y estimó que la demanda agregada de los centros de datos en la cuenca podría llegar a 1 Bcf/día adicional, con un efecto comparado al de un nuevo proyecto de GNL.