El plan de Infinity Natural Resources para 2026 y el estado de desarrollo del Deep Utica generan controversia en la llamada de resultados del cuarto trimestre.

Fecha de la llamada: 11 de marzo de 2026

Resultados Financieros

• Margen Operativo: $3,76 por Mcfe o $22,58 por BOE (margen de EBITDA ajustado en el Q4)

Guía:

• La producción neta para 2026 se espera que promedie entre 345 y 375 MMcfe por día, representando un crecimiento YOY de aproximadamente 70%.
• Las inversiones de capital para el desarrollo en 2026 se esperan entre $450 millones y $500 millones.
• Se planea operar 2 equipos de perforación durante todo 2026, con 1 dedicado a los activos de Ohio Utica adquiridos recientemente a partir de principios del Q2.
• Se anticipa poner en ventas 31 pozos brutos en 2026.
• Se espera una continua disminución de los costos operativos a medida que mayores volúmenes de gas natural entren en línea.

Comentario Empresarial:

Crecimiento de Producción y Eficiencia Operativa:

• Infinity Natural Resources reportó una producción neta de 45,3 MBoe por día en el Q4 de 2025, con una producción anual promedio de 35,3 MBoe por día, superando el extremo superior de su guía y representando un crecimiento anual del 46%.
• Este crecimiento se basó en un sólido rendimiento de los pozos, la ejecución disciplinada del programa de desarrollo y eficiencias operativas como la perforación lateral extendida y la mejora en los tiempos de ciclo.

Inversión de Capital y Estrategia de Inversión:

• Para 2026, la compañía anticipa inversiones de capital para desarrollo entre $450 millones y $500 millones, respaldando la operación de dos equipos de perforación.
• El aumento en CapEx se atribuye a adquisiciones estratégicas, como la compra de activos de Ohio Utica por $1,2 mil millones a Antero Resources, que incluyó activos midstream, y la emisión de $350 millones en acciones preferentes convertibles perpetuas.

Dinámica de Precios de Commodities y Estrategia de Cobertura:

• La compañía responde a los fuertes precios del petróleo evaluando la aceleración del desarrollo de proyectos petroleros y ha asegurado coberturas atractivas de petróleo para 2026 y 2027 utilizando un equilibrio de swaps y collars.
• Esta estrategia apunta a mitigar riesgos en su programa de desarrollo y asegurar retornos, sobre todo considerando los recientes acontecimientos geopolíticos que afectan los precios del crudo.

Integración de Midstream y Reducción de Costos:

• Infinity Natural Resources ha expandido sus activos midstream mediante adquisiciones, lo que se espera que reduzca los puntos de equilibrio de los pozos y los costos operativos generales.
• La integración de estos activos permite una asignación de capital más eficiente y apoya el objetivo de la compañía de mantener una estructura de costos operativos bajos en Appalachia.

Plan de Desarrollo y Flexibilidad:

• La compañía planea poner 31 pozos brutos en ventas en 2026, con una asignación equilibrada entre proyectos enfocados en petróleo y gas natural, y anticipa una producción diaria promedio de 345 a 375 MMcfe.
• Este plan refleja la capacidad de la empresa para ajustar la asignación de capital de acuerdo a los precios de los commodities y condiciones de mercado, asegurando flexibilidad en su enfoque de desarrollo.

Análisis de Sentimiento:

Tono general: Positivo

• “2025 fue otro año de transformación para Infinity.” “Nuestra plataforma en Appalachia sigue entregando una ejecución operativa y financiera sólida.” “Entramos a 2026 con una base operativa fuerte, un inventario de desarrollo expandido y una estructura de capital fortalecida.” “Nuestra posición... brinda la flexibilidad para seguir entregando crecimiento sostenible y valor para los accionistas.”

Q&A:

• Pregunta de Michael Scialla (Stephens Inc.): ¿Puede comentar los cambios en la guía de CapEx 2026 desde mediados de diciembre y desglosar los costos midstream?
  Respuesta: El aumento en la guía de CapEx refleja un mayor interés en la adquisición de Ohio Utica, capital para la finalización de los primeros pads, costos de preparación de equipos y las inversiones midstream planificadas; la guía es flexible para acomodar cambios como mayor participación o laterales más largos.

• Pregunta de Michael Scialla (Stephens Inc.): ¿Se espera que los costos de los pozos se mantengan planos o tiendan a la baja?
  Respuesta: Sí, no se anticipa un aumento en los costos de los pozos, con expectativas de continuas mejoras en eficiencia y escala.

• Pregunta de Michael Scialla (Stephens Inc.): ¿Puede aportar detalles sobre el play Utica profundo y su inclusión en los planes para 2026?
  Respuesta: El desarrollo del Utica profundo está presupuestado pero sigue siendo flexible según los precios de los commodities; la ejecución está planificada con equipos adecuados y experiencia, y es probable que un pozo entre en línea a fines de 2026 o 2027.

• Pregunta de Timothy Rezvan (KeyBanc Capital Markets Inc.): ¿Ya comenzó el pozo Utica profundo y es inminente?
  Respuesta: Se realizó una perforación regulatoria (conductor set), pero la perforación y finalización reales están planeadas para la segunda mitad de 2026, con producción prevista en 2027.

• Pregunta de Timothy Rezvan (KeyBanc Capital Markets Inc.): ¿Cómo equilibra el Directorio la agilidad con los tiempos de ciclo y la volatilidad de los precios de los commodities?
  Respuesta: El plan de desarrollo 2026 es reflexivo y no de último momento; la empresa evalúa oportunidades pero prefiere esperar para ver si los precios altos del petróleo se sostienen antes de trasladar capital de proyectos de gas a petróleo, manteniendo la opcionalidad.

• Pregunta de John Freeman (Raymond James & Associates, Inc.): ¿Cómo deberíamos pensar el ritmo de producción 2026 con TILs concentrados en la segunda mitad?
  Respuesta: Se espera que la producción aumente a mitad de año y hasta el Q4, con un tiempo de ciclo de 6-7 meses desde la perforación hasta la puesta en línea, comenzando con 4 pozos orientados a petróleo en el Q1.

• Pregunta de John Freeman (Raymond James & Associates, Inc.): ¿Con cuántos DUCs entraron en 2026?
  Respuesta: Se entró en 2026 con 8 DUCs, de los cuales 4 se convirtieron en ventas a principio del Q1 2026.

• Pregunta de Samuel James Cox (RBC Capital Markets): ¿Qué tendría que pasar para evaluar un tercer equipo de perforación en 2026?
  Respuesta: Un tercer equipo se evaluaría si los precios del petróleo se mantienen extremadamente elevados; una consideración más probable a corto plazo es sumar equipos de fractura, enfocándose en mantener la opcionalidad de cartera.

• Pregunta de Samuel James Cox (RBC Capital Markets): ¿Cómo piensan su estrategia de cobertura?
  Respuesta: Se usa la cobertura para mitigar riesgos en el programa de desarrollo, no especular; la empresa asegura retornos atractivos a medida que los proyectos entran en línea, con foco en una reducción sistemática del riesgo.

• Pregunta de Nicholas Pope (ROTH Capital Partners, LLC): ¿Qué impulsó los fuertes volúmenes de petróleo en el Q4?
  Respuesta: Sólidos resultados de los pozos que entraron en línea a fines de 2025, respaldado por una ejecución operativa sólida en laterales largos, tiempos de ciclo rápidos y alto interés en los pozos, en línea con lo esperado.

• Pregunta de Nicholas Pope (ROTH Capital Partners, LLC): ¿Cómo evolucionarán los costos y ganancias midstream con la compra de Antero y el gasto de capital en 2026?
  Respuesta: Se espera que los costos operativos disminuyan aún más a medida que entran más volúmenes de gas natural, especialmente de activos adquiridos; el sistema midstream ofrece una oportunidad de expansión de ingresos a terceros con significativa capacidad disponible.