Llamada de resultados del T4 2026 de Tamboran Resources Corporation

Todd, adelante. Hola a todos y bienvenidos a la presentación de resultados del cuarto trimestre del año fiscal 2026 de Tamboran Resources.

Mi nombre es Todd Abbott y soy el director ejecutivo de Tamboran Resources. Hoy me acompañan el director financiero, Eric Dyer, y el vicepresidente de Relaciones con Inversionistas y Desarrollo Corporativo, Chris Morbey. Comenzaré revisando el cumplimiento de los compromisos que asumimos hace 12 meses; después hablaré sobre producción y puesta en marcha mientras avanzamos hacia tasas de producción de meseta y suministro contratado. También hablaré sobre lo que significan para el desempeño y los costos los resultados más recientes de nuestros pozos y las mejoras operativas, mientras seguimos reduciendo el riesgo de nuestro activo. Luego revisaré nuestra posición de financiamiento y cerraré con los próximos hitos de desarrollo antes de responder sus preguntas. Pasemos a la diapositiva 2. Ahí pueden ver nuestro descargo de responsabilidad relacionado con las declaraciones prospectivas de la presentación. Les recomiendo que lo revisen cuando les resulte conveniente. Y en la diapositiva 3. Los últimos meses han sido un periodo decisivo para Tamboran y la cuenca de Beetaloo: cumplimos un compromiso clave y dimos el siguiente paso para reducir el riesgo de la cuenca.

Hemos realizado las primeras ventas de gas de Beetaloo al mercado de gas del Territorio del Norte. Ahora, hogares y empresas de Darwin reciben energía de un recurso local en tierra firme. Estas ventas de gas también generan regalías para el Gobierno del Territorio del Norte y los titulares de derechos nativos, además de oportunidades de empleo para los habitantes del Territorio. Tamboran ya emplea a una fuerza laboral local considerable, que esperamos que crezca a medida que aumente la actividad durante los próximos años. Pasemos a la diapositiva 4. El gas ha estado fluyendo al mercado durante 20 días. Los volúmenes actualmente están limitados por la demanda del mercado; el Gobierno del Territorio del Norte ha nominado 25 terajulios al día, mientras el territorio sale de su temporada de menor demanda.

Esperamos que la demanda y, por consiguiente, las nominaciones sigan creciendo durante el periodo de mayor demanda del Territorio del Norte. Actualmente estamos en el periodo de puesta en marcha del acuerdo de venta de gas. Cuando el acuerdo pase al periodo de suministro, se aplicarán las disposiciones de compra obligatoria o pago (take or pay) a la cantidad contractual de 40 terajulios al día, y recibiremos ingresos sobre la base de esos 40 terajulios al día. Todo el gas que el comprador no reciba quedará acumulado para una posible entrega futura. Esto nos protege ante una caída de las nominaciones durante el periodo contratado. En cuanto a nuestra estrategia de retorno de flujo, daremos prioridad a dos pozos para asegurarnos de generar datos de producción y desempeño de los pozos a largo plazo que permitan reducir aún más el riesgo de la cuenca. Los pozos restantes se manejarán según sea necesario para recuperar el agua de retorno de flujo y cubrir cualquier diferencia respecto de las nominaciones permitidas.

Para alcanzar este hito de las primeras ventas de gas, nuestro equipo de operaciones trabajó de manera deliberada en varios frentes. Completaron con éxito la campaña de estimulación en la plataforma SS-2 de la cuenca de Beetaloo. El programa utilizó la flota de estimulación de Liberty Energy, que fue trasladada a la cuenca en 2023. Durante el programa, completamos 178 etapas a lo largo de 30,000 pies laterales. Fue la campaña de estimulación más grande realizada en la cuenca. El enfoque de fracturación en secuencia de cremallera nos permitió alcanzar 20 horas de operaciones y un récord de 12 etapas completadas en un día en la cuenca de Beetaloo. Esto nos da a nosotros y al mercado evidencia inicial de que podemos ejecutar las terminaciones de manera más eficiente. La siguiente medida de éxito es mantener un ritmo mejorado durante una campaña completa, reducir el tiempo improductivo y bajar el costo de terminación por pozo.

También celebramos un memorando de entendimiento no vinculante con Liberty Energy, que establece la intención de extender el acuerdo de estimulación por fractura hidráulica de Marwin Services, que abarca las operaciones de Tamboran en la cuenca de Beetaloo. Liberty tiene la intención de comenzar a incorporar gradualmente equipos de bombeo con menores emisiones a la flota de Beetaloo a partir de 2027. Es importante destacar que la campaña incluyó 10 etapas que utilizaron Beetaloo Red Sand de suministro local en varias ubicaciones del pozo SS-2 5H. El bombeo y la colocación de arena local se habían identificado como riesgos antes del programa. Sin embargo, dado que no observamos ningún efecto en las presiones de bombeo ni en el inicio de fracturas durante estas etapas, tenemos confianza en nuestra capacidad para colocar arena local en futuras campañas.

Los trazadores a lo largo de la sección horizontal muestran que las etapas están produciendo en línea con todos los pozos establecidos, pero todavía es pronto y la verdadera prueba serán las tasas de flujo y las recuperaciones a más largo plazo. Planeamos probar más Beetaloo Red Sand durante el próximo programa de estimulación previsto en la plataforma SS-1. El éxito de esa arena local es un paso clave para lograr una reducción de costos a corto plazo en las terminaciones de pozos. Se espera que la arena pueda ahorrar $4 million por pozo con una sección horizontal de 10,000 pies, en comparación con la arena importada del extranjero. Las tasas de flujo y las recuperaciones a largo plazo de esas etapas nos ayudarán a evaluar qué tan ampliamente podemos aplicar esos ahorros. Junto con la actividad de producción, el equipo de operaciones terminó a tiempo la construcción de la Sturt Plateau Compression Facility, con un costo aproximadamente $9 million por debajo del presupuesto previsto.

Esto nos permitió cumplir durante el trimestre nuestro compromiso de suministrar gas al mercado del Territorio del Norte. La puesta en marcha de la instalación continúa mientras ajustamos los sistemas de control y afinamos la configuración de los equipos. Durante el periodo de puesta en marcha, recibiremos 75% del precio del gas. Esto se debe al carácter interrumpible del suministro. Una vez que se completen los requisitos de puesta en marcha y de pruebas de producción, comenzaremos a entregar gas conforme al contrato de compra obligatoria o pago (take or pay) con el Gobierno del Territorio del Norte. Durante el trimestre, el equipo de operaciones también comenzó la campaña de perforación de tres pozos en la plataforma SS-1 con el equipo H&P FlexRig 3. Se completó la perforación de los dos primeros pozos y actualmente se está perforando el tercero. Seguimos incorporando las lecciones de campañas anteriores. Este programa incluye los primeros pozos perforados con nuestro diseño mejorado de broca y herramientas antivibración. Esto permitió alcanzar velocidades récord al atravesar la formación Moroak.

Las modificaciones del equipo redujeron las temperaturas del lodo, lo que permitió aumentar la tasa promedio de penetración (ROP) en las secciones laterales. Seguimos trabajando con nuestros socios contractuales para mejorar la eficiencia y reducir el tiempo improductivo, especialmente en la sección lateral, y creemos que podemos resolver estos problemas a medida que aumentemos la actividad. En el este, también comenzó la perforación del programa de evaluación de dos pozos junto con Santos en EP 161, con los pozos Jibera South 1H y Newcastle South 1H en ese depocentro. Durante el trimestre, fortalecimos considerablemente nuestro balance general. En abril, recaudamos US$186 million netos de comisiones mediante una oferta pública suscrita y una oferta de derechos para inversionistas institucionales y minoristas. Los fondos recaudados consolidan el balance general y nos dan flexibilidad financiera. Al cierre del trimestre, Tamboran tenía US$225 million en efectivo y US$31 million de deuda no dispuesta para financiar la SPCF.

Incluidos los US$15 million que esperamos recibir de Daly Waters Energy, la posición de efectivo pro forma es de US$240 million. El cobro de esos US$15 million sigue sujeto a ciertas condiciones precedentes. Durante los próximos dos trimestres, esperamos que, conforme a US GAAP, algunos ingresos y costos relacionados con el proyecto piloto se capitalicen en el balance general durante la puesta en marcha, en lugar de registrarse en el estado de resultados. Esto es para evitar volatilidad en los informes y significa que el estado de resultados no reflejará los movimientos de efectivo durante el periodo. Esperamos anunciar las primeras ventas trimestrales de gas y los ingresos correspondientes en nuestros resultados del T1 del año fiscal 2027 en noviembre. La siguiente fase de nuestro plan de desarrollo consiste en delimitar más nuestros recursos de gas en ambos depocentros de la cuenca de Beetaloo. Este será el objetivo de nuestras campañas de 2027 y 2028.

Estamos trabajando con nuestros socios de la empresa conjunta, Daly Waters Energy and Impact en el oeste y Santos en el este, para perforar y estimular al menos seis pozos de extensión durante los próximos 18 meses. Estamos avanzando en conversaciones con varias partes para incorporar un socio estratégico. Estas conversaciones estratégicas y los próximos trabajos de evaluación buscan alinear la delimitación de recursos y las vías de comercialización que respaldarán un desarrollo a gran escala y sustentarán nueva infraestructura de ductos. Se espera que esa infraestructura conecte la cuenca de Beetaloo con varios mercados de alto valor. Para cerrar, realizamos las primeras ventas de gas que nos comprometimos a concretar hace 12 meses y terminamos a tiempo la instalación de compresión, por debajo del presupuesto previsto. Nuestros trabajos más recientes de perforación y estimulación muestran dónde podemos mejorar la eficiencia, mientras que la arena local ofrece una posible fuente de ahorros en los costos de terminación.

La emisión de acciones fortaleció nuestro balance general para la siguiente fase de desarrollo. Ahora, la prioridad es convertir esos logros en un desempeño operativo sostenido. Eso significa completar la puesta en marcha y las pruebas de producción, avanzar hacia una producción de meseta y un suministro contratado, y demostrar que podemos repetir las mejoras en la entrega de pozos. Usaré esas medidas para evaluar nuestro avance mientras impulsamos nuestros planes de desarrollo y las conversaciones con posibles socios. Al cerrar, quiero agradecer a todos los empleados de Tamboran por su compromiso, desempeño y apoyo mutuo mientras seguimos creciendo, evolucionando y cumpliendo con nuestros clientes y accionistas.