Llamada de resultados del T3 2026 de Capital Clean Energy Carriers Corp. Common Share

Buenas noches y buenas tardes a quienes están en EE. UU., y bienvenidos a la llamada sobre los resultados del T3 de 2026 de Capital Clean Energy Carriers. Mi nombre es Brian Gallagher, director de Relaciones con Inversionistas. Hoy me acompañan Jerry Kalogiratos, nuestro director ejecutivo; Nikos Kalapotharakos, nuestro director financiero; Nikos Tripodakis, nuestro director comercial y responsable del área comercial de GNL; y Jack Neilan, nuestro responsable del área comercial de GLP. Antes de comenzar, tengan en cuenta que la presentación de hoy contiene declaraciones prospectivas y que los resultados reales podrían diferir sustancialmente. Consulten el aviso de la diapositiva 2 y los factores de riesgo incluidos en nuestro informe anual de 2025 en el Formulario 20-F. Comencemos repasando los aspectos más destacados del T3 que acabamos de concluir.

En el tercer trimestre recibimos tres buques: el buque metanero Alcaios I, el buque MGC de doble combustible Aridaios, en julio, y el buque multigás para LCO2 Alkimos, en septiembre. Durante el trimestre también conseguimos nuevos contratos para dos buques metaneros y cuatro buques gaseros. La tarifa de fletamento por tiempo equivalente (TCE) del trimestre fue de poco menos de $84,000 diarios para nuestra flota de buques metaneros y de poco menos de $41,000 diarios para nuestra flota de buques gaseros. La utilidad neta de las operaciones continuas fue de $34.6 millones, un aumento de 52% frente al mismo período del año pasado, y declaramos un dividendo de $0.15 por acción, nuestro 78.º dividendo trimestral consecutivo en efectivo. Los ingresos contratados del grupo ascienden a alrededor de $2.8 mil millones, o $4.2 mil millones si se incluyen las opciones. Esto les da una idea de los aspectos más destacados. Ahora le cedo la palabra a Nikos para que hable sobre los resultados financieros.

Gracias, Brian. Antes de pasar a los resultados financieros, quisiera hablar brevemente sobre nuestro pago de dividendos, que sigue siendo una parte fundamental de la propuesta de valor de la compañía para nuestros accionistas. Como anunciamos el 22 de octubre, declaramos un dividendo trimestral en efectivo de $0.50 por acción. Este es nuestro 78.º dividendo trimestral consecutivo desde nuestra oferta pública inicial en 2007. El dividendo se pagará el 12 de noviembre a los accionistas registrados al 3 de noviembre. Pasemos ahora al estado de resultados. Los ingresos de los tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2026 aumentaron a $138.1 millones, frente a $95.6 millones en el mismo período del año pasado. El aumento de 44% refleja principalmente el crecimiento del número promedio de buques de nuestra flota, que pasó de 13 buques en el mismo período del año pasado a 19.7, tras la entrega de tres buques gaseros pequeños, dos buques gaseros medianos de doble combustible y tres buques metaneros durante 2026.

Los gastos de viaje del tercer trimestre de 2026 aumentaron a $9 millones, frente a $2.2 millones en el tercer trimestre de 2025. El aumento se debió principalmente a los gastos de viaje incurridos por algunos de nuestros buques durante su traslado desde el astillero y el inicio de sus contratos, así como a los trayectos en lastre asociados con el paso de algunos de nuestros buques por su inspección especial de cinco años. Los gastos operativos de los buques y la depreciación y amortización aumentaron $6.2 millones y $8.6 millones, respectivamente, frente al mismo período del año anterior, principalmente debido al aumento del número promedio de buques de nuestra flota. Los gastos por intereses y los costos financieros aumentaron a $33.7 millones, frente a $25.5 millones en el mismo período del año pasado. El aumento refleja principalmente un mayor nivel promedio de endeudamiento tras el financiamiento de los buques entregados este año, parcialmente compensado por una disminución de la tasa de interés promedio ponderada de nuestra deuda.

Por lo tanto, la utilidad neta de las operaciones continuas fue de $34.6 millones en el trimestre, o $0.57 por acción, lo que representa un aumento de 52% frente al mismo período del año pasado, a medida que las entregas de este año comienzan a contribuir. Pasemos ahora al balance general. Mantenemos una sólida posición de efectivo, con un total de $287 millones, incluido el efectivo restringido, y una razón de apalancamiento neto ajustada por el valor justo de mercado de nuestros buques de aproximadamente 55%. Los activos totales crecieron a $4.9 mil millones. Esto representa un aumento de más de 20% desde comienzos de 2026, tras recibir ocho buques este año. El patrimonio de los accionistas aumentó $87 millones, o 6%, hasta aproximadamente $1.6 mil millones. Al cierre del trimestre, la deuda total ascendía a $3.2 mil millones. La deuda a tasa variable, que representa aproximadamente 78% de nuestra deuda total, tenía un margen promedio de 1.70%.

Nuestra deuda a tasa fija, junto con los $800 millones en collars de tasa de interés sin costo contratados durante el segundo y tercer trimestre de este año, hacen que aproximadamente 47% de nuestra deuda total sea a tasa fija o esté cubierta. Permítanme ahora pasar a nuestro programa de CapEx. Nuestro programa de nuevas construcciones cuenta con financiamiento suficiente. Ya hemos pagado una parte sustancial del CapEx con efectivo generado internamente, monetizaciones de activos y financiamiento de deuda atractivo, incluida nuestra emisión de bonos en febrero. Suponiendo un financiamiento de deuda de 70% para los buques que aún no cuentan con facilidades establecidas y excluyendo los futuros flujos de efectivo operativos y los ingresos netos por la venta de Amore Mio I a la empresa conjunta de GNL anunciada previamente, esperamos financiar por completo el CapEx restante y, al mismo tiempo, liberar una liquidez significativa para la compañía.

Permítanme ahora ceder la palabra a Nikos Tripodakis, nuestro director de operaciones comerciales de GNL, para que nos informe sobre nuestra flota de GNL y el mercado. Niko. Gracias, Nikos. Quisiera comenzar con la diapositiva 10, que muestra nuestra cartera de contratos de fletamento para nuestros 21 buques metaneros de última generación: 15 en operación y seis en construcción.

Nuestra cartera total de contratos pendientes asciende a alrededor de $2.7 mil millones, con una duración firme promedio de 6.4 años, que aumenta a $4 mil millones y 9.4 años si se ejercen todas las opciones. Los contratos de fletamento a largo plazo con contrapartes de alta calidad nos aislaron de la volatilidad del mercado spot de este trimestre. Nuestra exposición al mercado es deliberada y limitada. Alcaios I tiene un contrato de fletamento vinculado a un índice por 18 meses, hasta comienzos de 2028. Athlos comenzará un contrato de fletamento de un año vinculado a un índice al momento de su entrega, antes de iniciar su contrato de fletamento de siete años, y tenemos cinco posiciones abiertas para buques de nueva construcción. También seguimos ampliando la duración de nuestra cartera de contratos.

La venta de Amore Mio I a nuestra empresa conjunta con BGN por $230 millones sigue encaminada a concretarse en el primer trimestre de 2027, cuando comenzará un contrato de fletamento de 10 años con dos opciones de extensión de tres años. Hasta entonces, está empleada bajo un contrato de fletamento de tres meses. Para nuestras posiciones abiertas, los buques de dos tiempos de última generación como los nuestros siguen siendo los primeros en conseguir contratos de fletamento y obtienen una prima clara frente a los buques más antiguos, lo que nos da confianza mientras los ofrecemos para contratos de largo plazo. Pasando a la diapositiva 11, vemos que el mercado de GNL ha demostrado ser más resiliente de lo que se esperaba inicialmente tras el estallido de la guerra. Los volúmenes de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos se han visto interrumpidos en gran medida. Sin embargo, el aumento de la producción, principalmente en EE. UU., ha compensado parcialmente los volúmenes perdidos; el resto de la producción perdida se ha cubierto con una menor demanda en Europa y el norte de Asia.

EE. UU. ha intensificado sus esfuerzos para reemplazar parte de los volúmenes perdidos de Medio Oriente. En términos interanuales, las ampliaciones de proyectos en EE. UU. han añadido aproximadamente ocho cargamentos por semana, compensando alrededor del 40% de la pérdida de Qatar. Las exportaciones mundiales de GNL cayeron apenas 1.3% en los primeros nueve meses, ya que la producción récord de EE. UU. y las nuevas instalaciones que iniciaron operaciones absorbieron la mayor parte, aunque no todo, del déficit del Golfo de los Emiratos Árabes Unidos. En el transporte marítimo, esto es importante porque los cargamentos de EE. UU. recorren distancias mucho mayores para llegar a los compradores asiáticos, lo que respalda la demanda de transporte medida en toneladas-milla a largo plazo. Por el lado de las importaciones, las importaciones mundiales de GNL cayeron 1.7% interanual. El norte de Asia, Europa y los compradores que dependen del suministro de Qatar redujeron sus compras a medida que subieron los precios, mientras que Egipto, Tailandia, India y Taiwán aumentaron sus importaciones. El crecimiento de las exportaciones provino principalmente de EE. UU., Canadá y África Occidental.

Cuanto más dure la interrupción en el Golfo, más compradores buscarán diversificar sus fuentes hacia el suministro del Atlántico, lo que es estructuralmente positivo para el transporte marítimo de larga distancia. Incluso Qatar ahora está comprando GNL de EE. UU. para diversificar sus fuentes. En el transporte marítimo, un sólido primer semestre de 2026 dio paso a un tercer trimestre más débil, a medida que se redujo la prima de riesgo y aumentó la disponibilidad de buques. Las tarifas spot de los buques de dos tiempos en el Atlántico promediaron alrededor de $51,000 al día, con un mínimo de alrededor de $10,000 al día en agosto. El trimestre fue muy volátil. Las tarifas de larga distancia para buques de dos tiempos superaban los $90,000 al día a principios de julio, antes de caer bruscamente en agosto, cuando se cerró el arbitraje entre cuencas y se acumuló tonelaje disponible para entrega inmediata. Las tarifas del Pacífico se mantuvieron por más tiempo, con un promedio de alrededor de $56,000 al día.

Un repunte hacia el final del trimestre en los requerimientos del Golfo de EE. UU. mostró con qué rapidez puede ajustarse el mercado, pero la amplia disponibilidad de buques, las nuevas entregas de buques, los contratos de recontratación y las rotaciones más cortas limitaron la recuperación. Sin embargo, como siempre ocurre en el transporte marítimo, la volatilidad es un arma de doble filo y, como podemos ver en la diapositiva 12, este invierno incluye una prima de riesgo significativa. Pasando a la diapositiva 12, Europa inicia este invierno con niveles de almacenamiento de gas históricamente bajos. A mediados de octubre, las instalaciones de almacenamiento de la UE estaban llenas en alrededor de 74%, aproximadamente 11% menos que hace un año, y mercados clave como Alemania y los Países Bajos estaban cerca de 60%. Una curva de futuros invertida durante el verano ofreció pocos incentivos para reponer las reservas en el mercado spot, lo que deja a Europa más dependiente del GNL este invierno y más expuesta al frío y a las interrupciones del suministro.

Esto también implica una mayor necesidad de reponer las reservas el próximo verano, lo que debería respaldar la demanda de GNL hasta 2027. Se espera que Europa llegue a noviembre con sus reservas llenas entre 75% y 78%, alrededor de 10 puntos porcentuales por debajo del promedio de los últimos cinco años. Con inventarios más bajos, los precios del gas en Europa son más sensibles a las olas de frío y a la competencia con Asia por los cargamentos. Un invierno frío podría reducir las reservas a entre 10% y 15% al final de la temporada, lo que repercutiría en la demanda de reposición del próximo año. El clima es un factor de variación importante y los pronósticos actuales apuntan a un comienzo de invierno más templado, por lo que esperamos volatilidad en ambas direcciones. En un mercado donde los precios mundiales del gas cotizan en máximos de cuatro años, actualmente alrededor de $35 por MMBTU, el valor de un buque metanero moderno para el fletador aumenta exponencialmente.