Llamada de resultados del T3 2026 de Patterson-UTI Energy Inc

Buenos días y bienvenidos a la conferencia telefónica de Patterson-UTI para analizar nuestros resultados del tercer trimestre de 2026. Hoy me acompañan Andy Hendricks, presidente y director ejecutivo, y Andy Smith, director financiero. Como recordatorio, las declaraciones realizadas en esta conferencia telefónica que se refieren a los planes, intenciones, objetivos, creencias, expectativas o predicciones de la compañía o de la gerencia para el futuro se consideran declaraciones prospectivas. Estas declaraciones prospectivas están sujetas a riesgos e incertidumbres, tal como se divulga en las presentaciones de la compañía ante la SEC, que podrían hacer que los resultados reales de la compañía difieran sustancialmente. La compañía no asume obligación alguna de actualizar o revisar públicamente ninguna declaración prospectiva. Las declaraciones realizadas en esta conferencia telefónica incluyen medidas financieras no GAAP. Las conciliaciones requeridas con las medidas financieras GAAP están incluidas en nuestro sitio web, patenergy.com, y en el comunicado de prensa de la compañía publicado antes de esta conferencia telefónica.

Ahora le cedo la palabra a Andy Hendricks, director ejecutivo de Patterson-UTI.

Gracias, Mike, y bienvenidos a nuestra conferencia telefónica sobre los resultados del tercer trimestre. La recuperación de la actividad terrestre en EE. UU. cobró impulso durante el tercer trimestre, con niveles de actividad que aumentaron significativamente frente a principios de año. En este contexto, nuestros negocios tuvieron un muy buen desempeño, respaldados por una sólida ejecución en campo y por inversiones en tecnología y activos prémium que siguen mejorando los precios y fortaleciendo aún más la calidad de nuestra cartera de clientes. Al mismo tiempo, generamos un sólido flujo de caja libre y mantuvimos nuestro sólido balance general. De cara al futuro, creemos que Patterson-UTI está bien posicionada para beneficiarse a medida que el ciclo siga mejorando. La demanda de los clientes por tecnología avanzada se está fortaleciendo, mientras que el acceso limitado al capital está restringiendo la capacidad, e incluso la disposición, de algunos de nuestros competidores para invertir. Estas dinámicas están creando oportunidades atractivas en nuestros negocios principales.

Seguiremos buscando esas oportunidades con disciplina, destinando capital solo cuando veamos rendimientos atractivos y potencial para profundizar las relaciones de largo plazo con los clientes. Nuestras prioridades de asignación de capital siguen siendo claras. Priorizar inversiones que mejoren nuestro rendimiento de capital a largo plazo y nuestro flujo de caja libre por acción, preserven la solidez y flexibilidad de nuestro balance general y permitan devolver capital a los accionistas mediante dividendos y recompras de acciones y, cuando corresponda, reducir la deuda. Las perspectivas macroeconómicas para la perforación y la terminación de pozos en tierra en EE. UU. han mejorado drásticamente. En general, vemos perspectivas favorables hasta 2027 en nuestros principales mercados de servicios y productos para yacimientos petrolíferos, en particular para los equipos prémium y las tecnologías que mejoran la eficiencia, la confiabilidad y la economía general de los pozos. Hasta la fecha, el aumento de la actividad de perforación terrestre en EE. UU. ha sido liderado por empresas privadas de exploración y producción, lo que es típico en las primeras etapas de una recuperación.

Sin embargo, a medida que nos acercamos a 2027, nuestras conversaciones con operadores públicos de mayor tamaño están cobrando impulso. Estos clientes están cada vez más enfocados en tecnología prémium, incluidas capacidades digitales avanzadas, de automatización e inteligencia artificial en nuestros equipos de perforación y flotas de fracturación, estructuras de equipos de perforación más grandes diseñadas para laterales más largos y pozos más profundos, y equipos capaces de utilizar gas natural como combustible. Este es el escenario de mercado que anticipamos cuando aumentamos nuestro presupuesto de CapEx a principios de este año. Es importante destacar que la brecha de desempeño entre los activos de mayor calidad de la industria y los equipos más antiguos y menos eficientes sigue ampliándose. A medida que mejore la actividad, esperamos que los clientes den cada vez más prioridad a las tecnologías que reducen el costo total de los pozos, mejoran el desempeño operativo y reducen los costos de combustible mediante un mayor uso de gas natural. Creemos que esta tendencia crea un entorno cada vez más favorable para Patterson-UTI. Para el cuarto trimestre, esperamos que la actividad de la industria se mantenga relativamente estable frente a los niveles del tercer trimestre.

Al avanzar hacia 2027, cuando se reajusten los presupuestos de los clientes y teniendo en cuenta los contratos que ya tenemos vigentes, anticipamos otro aumento de la demanda, con precios futuros del petróleo para 2027 significativamente más altos que los que nuestros clientes utilizaron como referencia al elaborar sus presupuestos para 2026. En general, esperamos que la actividad dirigida al petróleo se fortalezca aún más de cara a 2027. Sobre la base de las señales de demanda que vemos hoy, creemos que es probable que los operadores públicos representen una parte significativa de la próxima ronda de incorporaciones de equipos de perforación. En el caso del gas natural, el entorno de las materias primas ha sido más cambiante, aunque la actividad en nuestros negocios se ha mantenido estable. Nuestra posición en el noreste sigue siendo estable, en consonancia con las características históricas de ese mercado. En Haynesville, nuestra actividad también se ha mantenido estable a pesar de la mayor volatilidad en la cuenca en general.

Aunque la trayectoria general de la actividad dirigida al gas natural sigue siendo menos predecible, la demanda de los clientes está desplazándose hacia las mismas tecnologías avanzadas que están ganando terreno en las cuencas petroleras. Como resultado, creemos que es probable que nuestra actividad aumente incluso si la demanda agregada en las cuencas de gas natural se mantiene relativamente sin cambios. A largo plazo, seguimos esperando que la actividad en las cuencas de gas natural aumente a medida que continúe creciendo la demanda mundial de gas natural. En cuanto a los servicios de perforación, la actividad se fortaleció durante el trimestre y los precios siguieron mejorando. Las tarifas promedio aumentaron desde el rango bajo de $30,000 por día a principios de este año hasta el rango medio de $30,000 por día, mientras que las tarifas diarias de los contratos más recientes se ubicaron muy por encima del promedio. La demanda ha sido particularmente sólida para los equipos que salen de nuestro programa de mejoras; los equipos con mejoras estructurales están obteniendo tarifas diarias varios miles de dólares superiores al promedio de la compañía.

Es importante destacar que la demanda de estos equipos mejorados es mayor entre los operadores públicos y privados de mayor tamaño. Varios clientes han indicado que esperan que estos equipos sigan siendo parte integral de sus programas de perforación durante varios años, lo que refuerza nuestra confianza en la sostenibilidad de esta oportunidad. Al cierre del trimestre, nuestro número de equipos había aumentado en 16, o 18%, desde el mínimo de abril. Desde que la actividad tocó fondo, los costos de reactivación han promediado aproximadamente $1 millón por equipo, sin incluir las mejoras adicionales necesarias para cumplir con las especificaciones de los clientes. Nos queda un número limitado de reactivaciones de equipos de bajo costo antes de que aumenten considerablemente nuestros costos incrementales de capital y de mejoras; a partir de ese punto, las reactivaciones adicionales requerirían precios significativamente más altos para alcanzar nuestro umbral de rendimiento.

Más allá de estas pocas reactivaciones restantes, actualmente esperamos que el crecimiento provenga principalmente de precios más altos, mejores condiciones contractuales y contratos de mayor duración, así como de un mayor enfoque en programas estratégicos para clientes, en lugar de simplemente añadir más equipos. Con base en la demanda actual, podríamos alcanzar ese nivel de actividad en EE. UU. a principios de 2027. A nivel internacional, estamos viendo una cartera creciente de oportunidades para nuestros equipos de perforación. Las oportunidades en Argentina son concretas y podrían materializarse en el corto plazo. Dadas las atractivas condiciones contractuales, podríamos optar por desplegar en ese mercado una parte de nuestra flota restante de equipos Tier 1. En Venezuela, hemos vendido desde EE. UU. equipos y componentes para 10 equipos eléctricos de corriente alterna de alta especificación, además de varios otros equipos provenientes de nuestras operaciones en Colombia. De hecho, estos equipos tienen una capacidad mayor que la de los que se utilizaban originalmente para perforar los pozos horizontales del país cuando yo vivía allí.

También podríamos suministrar equipos adicionales a Venezuela. En cuanto a los servicios de terminación de pozos, los resultados del tercer trimestre mejoraron frente al trimestre anterior, impulsados por un aumento de precios de un dígito medio respecto del segundo trimestre. Nuestro equipo de servicios de terminación sigue trabajando con muchos de los principales operadores de la industria, que valoran lo que aportamos a sus operaciones: la calidad de nuestros activos, el valor de nuestras inversiones digitales y nuestro compromiso de ofrecer lo que consideramos la mejor oferta de servicios de terminación del mercado. Los resultados mejoraron pese al elevado tiempo no productivo en varias flotas, debido a que algunos segmentos de la cadena de suministro de servicios de terminación se vieron limitados hacia el final del trimestre. En el sur de Texas, la escasez de arena en toda la industria durante gran parte de septiembre provocó un tiempo de inactividad considerable en varias flotas, mientras que la disponibilidad de camiones en la cuenca Pérmica limitó periódicamente las entregas de arena a las ubicaciones. Creemos que ambos problemas fueron temporales y, hasta ahora, nuestras operaciones han vuelto a funcionar a plena eficiencia en el cuarto trimestre.

De cara al futuro, las perspectivas de oferta y demanda a mediano plazo para el mercado de servicios de terminación son cada vez más favorables. La industria del petróleo de esquisto de EE. UU. ha sumado más de 50 equipos de perforación desde que la actividad tocó fondo la primavera pasada, y la actividad actual de terminación aún no refleja la demanda incremental que se espera que generen esas incorporaciones. Al mismo tiempo, los mayores precios del diésel están aumentando considerablemente los costos operativos de los equipos antiguos que funcionan con diésel, que, según estimamos, todavía representan alrededor del 20% de la potencia en operación en la industria de servicios de terminación de EE. UU. Estos activos que funcionan con diésel apenas eran competitivos antes del reciente aumento de los precios del diésel y, aun con la mejora de los precios de los servicios de terminación para algunos equipos, cada vez resulta menos rentable mantenerlos. En resumen, esperamos que la demanda de servicios de terminación aumente durante los próximos trimestres, a medida que probablemente disminuya la potencia disponible en la industria debido a la aceleración del retiro de activos diésel más antiguos.

Los requisitos de reemplazo se ven aún más complicados por los prolongados plazos de entrega de los equipos. A nuestro juicio, los sistemas de accionamiento directo representan la mejor tecnología nueva disponible, pero los plazos de entrega ahora superan un año porque estos sistemas se fabrican en líneas de producción que también abastecen equipos de generación eléctrica detrás del medidor que funcionan con 100% de gas natural. Estas dinámicas generan perspectivas atractivas para los equipos capaces de funcionar con gas natural. Para fin de año, casi el 90% de nuestra potencia activa funcionará, al menos en parte, con gas natural. Como esperamos que la calidad de nuestras flotas siga mejorando en 2027, a medida que la potencia que funciona con gas natural se convierta en una limitación para la capacidad de la industria de satisfacer la demanda de servicios de terminación, creemos que estamos bien posicionados para beneficiarnos del cambio en el panorama competitivo.

Si bien este contexto podría generar oportunidades de inversión atractivas que amplíen nuestra posición en el negocio de servicios de terminación durante los próximos años, nuestro enfoque a corto plazo sigue siendo restablecer los rendimientos del segmento a niveles aceptables antes de comprometer capital para abordar la escasez de oferta emergente. Desde hace varios años hasta esta primavera, los precios de nuestro negocio de servicios de terminación cayeron aproximadamente 30%. Desde entonces hemos recuperado alrededor de un tercio de esa caída, pero los precios deben subir antes de que reconsideremos nuestra estrategia de inversión para el negocio. Para 2027, esperamos seguir reemplazando los equipos diésel cuyo retiro anticipamos por nuevos activos Emerald de accionamiento directo que funcionan con 100% de gas natural, manteniendo relativamente estable nuestra capacidad total. En cuanto a los productos de perforación, los resultados del tercer trimestre mejoraron considerablemente frente al segundo trimestre. Los ingresos aumentaron 21% y también observamos una expansión significativa del margen. El segmento registró sus mayores ingresos trimestrales y su mayor utilidad bruta ajustada desde que completamos la adquisición de Ulterra en 2023.