Llamada de resultados del T3 2026 de ANTERO RESOURCES CORPORATION

Gracias por acompañarnos en la llamada sobre los resultados del tercer trimestre de 2026 de Antero. Dedicaré unos minutos a repasar los aspectos financieros y operativos más destacados y luego abriremos la sesión para preguntas y respuestas. También quisiera dirigirlos a la página de inicio de nuestro sitio web, anteroresources.com, donde publicamos una presentación separada sobre los resultados que revisaremos durante la llamada de hoy. En la llamada de hoy podríamos mencionar ciertas medidas financieras no conformes con los PCGA. Consulten nuestro comunicado de prensa sobre los resultados para conocer información importante sobre dichas medidas. Hoy me acompañan en la llamada Mike Kennedy, director ejecutivo y presidente; Brendan Krueger, director financiero; Dave Cannelongo, vicepresidente sénior de Comercialización y Transporte; y Justin Fowler, vicepresidente sénior de Gas Natural. Ahora le cedo la palabra a Mike.

Gracias, Dan. Buenos días a todos. El mercado del gas natural se encuentra en un punto de inflexión entre la oferta y la demanda. Se espera que los proyectos de GNL y de generación eléctrica aumenten la demanda de gas natural en más de 40 BCF por día en todo Estados Unidos para 2030, incluidos más de 15 BCF por día en nuestra región local de los Apalaches. Como hemos visto a través de nuestros esfuerzos de comercialización y como lo demuestran las numerosas transacciones anunciadas este año, la demanda de activos de gas natural sigue aumentando. La escasez de terrenos de primera calidad para la extracción de gas natural se está haciendo evidente, lo que está elevando cada vez más el valor de los activos de gas natural de calidad. Antero está bien posicionada para beneficiarse de este punto de inflexión, respaldada por más de 20 años de inventario de perforación en zonas de primera calidad, nuestra integración con Antero Midstream y el hecho de ser una de las pocas empresas con grado de inversión.

Sumadas a nuestras iniciativas continuas de reducción de costos, esperamos que estas ventajas impulsen un crecimiento del flujo de caja libre por acción superior al de nuestros pares en los próximos años. Como se muestra en la diapositiva 3, según un análisis público reciente de Enverus, nos quedan más de 1,400 ubicaciones de perforación en zonas de primera calidad. Esto le da a Antero una cartera de inventario de primera calidad para varias décadas, en un momento en que las ubicaciones de perforación de alta calidad son cada vez más escasas. A medida que la demanda supere a la oferta, creemos que esta ventaja de inventario será cada vez más valiosa. Pasemos ahora a la diapositiva 4, que resume algunos de los aspectos destacados del trimestre. La producción aumentó 23% interanual, hasta alcanzar un récord para la compañía de 4.2 BCFE por día. Esto se logró mientras se restringían más de 100 millones por día durante el trimestre.

En segundo lugar, gracias a nuestra iniciativa de reducción de costos y mejora de márgenes, alcanzamos el nivel más bajo de costos en efectivo en la historia de la compañía, 16% por debajo del período del año anterior. En tercer lugar, la diversidad de nuestra producción y una estructura de costos más baja llevaron a que nuestro margen EBITDAX sin cobertura aumentara 27% interanual, pese a que los precios del gas natural cayeron 4%. Utilizamos este sólido desempeño financiero para recomprar 1.6 millones de acciones durante el trimestre y ahora hemos reducido la cantidad de acciones en más de 5 millones desde principios de 2025. Pasando a la diapositiva 5, les daré una actualización sobre nuestros avances en la mejora de márgenes. Con base en las transacciones que hemos ejecutado hasta la fecha, esperamos alcanzar $140 millones de nuestra meta de $300 millones para mediados de 2027.

La transacción de participación en regalías preferentes que realizamos en 2020 cumplió con los umbrales de rendimiento, por lo que el 85% del flujo de caja volverá a Antero el 1 de julio de 2026, lo que representa un aumento de $60 millones en el flujo de caja libre anual. También ejecutamos nuestra estrategia de optimización del transporte firme durante el tercer trimestre, con acuerdos por 400 MCFE por día y $20 millones en flujo de caja libre anualizado. Durante el cuarto trimestre, iniciaremos un proceso formal para ampliar esta estrategia. Dado el creciente interés que observamos por parte de la demanda, esperamos alcanzar aproximadamente 1 BCF por día en acuerdos de optimización del transporte firme, lo que generaría un aumento de $50 millones en el flujo de caja libre anualizado. A continuación, la transacción VPP vencerá en el tercer trimestre de 2027, lo que generará un aumento anualizado de $30 millones en el flujo de caja libre.

Después de mediados de 2027, el aumento del desarrollo de gas seco y el vencimiento del transporte firme de líquidos en 2028 nos permitirán avanzar con holgura hacia el cumplimiento de nuestra meta inicial de $300 millones de mejora de márgenes. Además, durante el trimestre, cerramos acuerdos atractivos de venta de gas natural a plazo con varias partes en el mercado de Clarington. Además de estas ventas, desde que anunciamos el gasoducto East Side Express de Antero Midstream el trimestre pasado, hemos observado un mayor interés de varias contrapartes de mercados posteriores que buscan acceso a nuestro gas natural en los puntos de interconexión del gasoducto. Este proyecto nos brinda una amplia conectividad con numerosos gasoductos de larga distancia, lo que ofrece una flexibilidad excepcional para contratar con clientes finales. Este proyecto también reduce nuestros costos totales de transporte, lo que se traduce en márgenes más altos. Concluiré con unos breves comentarios sobre el entorno macroeconómico de los líquidos del gas natural (NGL).

Durante parte del cuarto trimestre, los precios de los NGL aumentaron 50% por encima del nivel del tercer trimestre. Esperamos que la fortaleza de los NGL continúe en 2027, impulsada por una sólida demanda global y bajos inventarios internacionales, que hacen necesarias exportaciones significativas de EE. UU. para volver a niveles suficientes. Tras una reciente transacción del sector, Antero es ahora el único productor con una exposición significativa a los NGL de cara al futuro. Seguimos sin cobertura en nuestros NGL, lo que ofrece un potencial alcista considerable para nuestro flujo de caja libre. Ahora, para brindar más detalles sobre los fundamentos actuales de los líquidos y los NGL, le cedo la palabra a Dave Cannelongo, nuestro vicepresidente sénior de Marketing y Transporte.

Los precios de los líquidos de Antero aumentaron durante el tercer trimestre, después de que el alto el fuego en el estrecho de Ormuz terminara en julio y los precios globales de los líquidos subieran de forma sostenida desde entonces. El impulso de los precios observado al cierre del tercer trimestre ha continuado, y los precios spot realizados de los líquidos C3+ de Antero están poniendo a prueba niveles que no se veían desde principios de 2022. La situación geopolítica actual ha influido más en los componentes más pesados de la mezcla de NGL, en particular el butano y los pentanos plus. Estos productos son componentes fundamentales para la mezcla de gasolina y, por lo tanto, se han visto favorecidos por la fortaleza actual de los precios de la gasolina y la sólida demanda de exportación de butano.

Como se muestra en la diapositiva 6, las exportaciones de butano de EE. UU. alcanzaron un récord histórico en mayo de este año, con 893 barriles por día, y se mantuvieron elevadas durante todo el tercer trimestre, según datos de seguimiento de buques, mientras los compradores internacionales se apresuraban a reemplazar un número cada vez mayor de cargamentos de butano de Medio Oriente que se habían perdido. El impacto de estas dinámicas en los precios se muestra en la diapositiva 7. El gráfico de la izquierda muestra los porcentajes por volumen de la mezcla de NGL C3+ de Antero. El gráfico de la derecha muestra la contribución a los ingresos por producto y los precios realizados en el tercer trimestre. Aunque el propano representó 57% del volumen de la mezcla C3+ de Antero, solo aportó 43% de los ingresos en el tercer trimestre, debido a que los precios del butano y los pentanos plus fueron excepcionalmente altos. Sin embargo, la situación del propano ha mejorado considerablemente desde el tercer trimestre.

En las últimas semanas, los precios del propano han aumentado significativamente, ya que la reposición de inventarios para el invierno y las nuevas expectativas del mercado de que los conflictos en Medio Oriente se prolonguen más están obligando a los compradores a afrontar la realidad de la pérdida de suministro global de cara a la temporada de mayor demanda de calefacción. En el frente de las exportaciones, la sólida demanda interna estacional de invierno para la mezcla de gasolina ha moderado las exportaciones de butano y liberado de inmediato más capacidad de exportación de propano en las terminales existentes. Las exportaciones de propano en el segundo semestre de 2026 aumentaron casi 250,000 barriles por día frente al mismo período de 2025, según datos de seguimiento de buques, lo que duplicó el aumento interanual observado en el primer semestre de 2026, cuando había una intensa competencia con el butano por espacio en los muelles.

El impacto de estas tendencias en los balances de propano de EE. UU. ya es evidente y probablemente se intensificará durante toda la próxima temporada invernal de retiros de inventarios. Como se muestra en la diapositiva 8, la sólida demanda de exportación en septiembre y octubre hizo que los inventarios de propano volvieran a los niveles históricos normales dentro del rango de los últimos cinco años. En marcado contraste con el segundo trimestre, cuando las existencias estaban muy por encima del rango de los últimos cinco años. Como resultado, la EIA ha reportado retiros en 6 de las últimas 7 semanas, frente a solo un retiro en 2025 durante el mismo período. Esto indica que el inicio de la temporada de retiros está ocurriendo mucho antes de lo habitual. Esto ya se refleja en los precios: los precios del propano en Mont Belvieu han subido $0.34 por galón desde principios de octubre.

En adelante, los precios tanto del propano como del butano se verán favorecidos por la entrada en operación de nuevas ampliaciones de muelles a fines de 2026 y durante 2027. El aumento de la demanda de exportación de GLP llega en un momento oportuno, ya que las entregas de buques VLGC alcanzarán un máximo histórico de 47 en 2027, frente a las 38 entregas previstas en 2026, como se muestra en la diapositiva 9. La congestión de la capacidad de los muelles debido a las ampliaciones de las instalaciones de exportación, junto con las nuevas entregas de buques, apunta a netbacks futuros favorables y a que los volúmenes de exportación de propano y butano se mantendrán en niveles históricamente altos. El gráfico de la diapositiva 9 muestra que la cartera de pedidos de buques VLGC se mantiene sólida y probablemente establecerá otro récord de entregas de buques en 2029, al acercarnos al final de esta década. Como mencioné hace un momento, los precios spot actuales de los NGL C3+ de Antero están en sus niveles más altos desde 2022.

Dadas las actuales realidades geopolíticas y de oferta, se espera que las tendencias alcistas que afectan los precios de los NGL continúen y probablemente incluso se intensifiquen en los próximos trimestres. Los precios internacionales del propano cotizan ahora apenas por debajo de los niveles récord observados en marzo de 2026, al inicio del conflicto de la Operación Epic Fury. A medida que las primas de los muelles se han reducido a niveles de un solo dígito, los precios de Mont Belvieu han subido como resultado, en línea con las predicciones de Antero en llamadas de resultados anteriores. Es importante destacar que Antero tiene mucha más exposición al aumento de los precios de los NGL que cualquier otro productor, debido al alto porcentaje de nuestra producción de líquidos y a que nuestra cartera no tiene ninguna cobertura. Dicho esto, le cedo la palabra a nuestro vicepresidente sénior de Gas Natural, Justin Fowler.