El flujo de caja libre del T3 de Crescent Energy alcanza los 367 millones de dólares

Crescent Energy (NYSE: CRGY) generó 366,7 millones de dólares en flujo de caja libre apalancado en el tercer trimestre de 2026, respaldado por una mayor producción y menores costes por unidad que impulsaron un fuerte incremento interanual en las ganancias no GAAP. El productor de petróleo y gas también elevó su objetivo de sinergia anual en la cuenca Pérmica a más de 300 millones de dólares, lo que subraya las mejoras operativas que espera trasladar a su adquisición pendiente de los activos de Eagle Ford de Devon Energy.

Para el trimestre finalizado el 30 de septiembre, Crescent registró una producción media de 328.000 barriles equivalentes de petróleo al día, frente a los 253.000 boe/d de un año antes, aunque inferior a los 335.000 boe/d del segundo trimestre. La producción de petróleo aumentó a 134.000 barriles por día desde los 103.000 barriles por día del año anterior. Los líquidos representaron el 63% de la producción total, incluyendo un 41% procedente del petróleo.

El EBITDAX ajustado aumentó a 785,8 millones de dólares desde los 486,5 millones de dólares del mismo trimestre del año anterior. El flujo de caja libre apalancado se incrementó a 366,7 millones de dólares frente a los 204,5 millones de dólares anteriores, tras 326,1 millones de dólares en gastos de desarrollo. Ambas métricas son no GAAP.

Bajo los principios GAAP, Crescent registró una pérdida neta de 591.000 dólares, en comparación con una pérdida de 10,3 millones de dólares un año antes. El trimestre más reciente incluyó una pérdida no monetaria de 245 millones de dólares en derivados, 40,1 millones de dólares en gastos de transacción y no recurrentes, y 33,7 millones de dólares procedentes de la liquidación de contratos de derivados adquiridos.

Los menores costes respaldan la generación de caja

El precio medio realizado de Crescent antes de las liquidaciones de derivados fue de 44,38 dólares por boe, frente a los 35,87 dólares del año anterior. Tras las liquidaciones de derivados, el precio realizado fue de 39,84 dólares por boe, frente a los 36,81 dólares del tercer trimestre de 2025.

Los gastos operativos cayeron a 14,41 dólares por boe desde los 16,65 dólares, mientras que los gastos operativos ajustados excluyendo los impuestos de producción y otros tributos disminuyeron a 11,35 dólares por boe desde los 12,83 dólares. Los gastos generales y administrativos cayeron a 65,3 millones de dólares desde los 74,3 millones de dólares, aunque los gastos generales y administrativos recurrentes en efectivo ajustados aumentaron a 39,8 millones de dólares desde los 30,8 millones de dólares.

La empresa señaló que las reducciones estructurales en los costes de perforación y terminación están bajando los umbrales de rentabilidad de desarrollo y ampliando su inventario económico. Los costes por pozo en Eagle Ford han caído más de un 25% desde 2023, los costes de pozos en la cuenca Pérmica están entre un 20% y un 25% por debajo de los del operador anterior, y los costes de pozos en Uinta han bajado cerca de un 20% interanual. Crescent calcula que ahora cuenta con aproximadamente seis años de inventario de perforación a nivel de mantenimiento con umbrales de rentabilidad del petróleo por debajo de 50 dólares por barril y alrededor de 10 años por debajo de 60 dólares por barril.

Las sinergias en la cuenca Pérmica superan los objetivos anteriores

Crescent elevó su objetivo de sinergias anuales en la cuenca Pérmica a más de 300 millones de dólares, en comparación con una meta original de entre 90 y 100 millones de dólares. La compañía afirmó haber alcanzado aproximadamente 295 millones de dólares en sinergias anualizadas para el tercer trimestre, lo que representa un valor actual con una tasa de descuento del 10% (PV-10) estimado a cinco años de unos 1.140 millones de dólares.

Los ahorros capturados incluyen alrededor de 95 millones de dólares anuales procedentes de mejoras en perforación y terminación, 60 millones de dólares por menores costes operativos de arrendamiento, 40 millones de dólares de iniciativas de comercialización y 100 millones de dólares en eficiencias corporativas. Crescent atribuyó estos avances a tramos laterales más largos, una mayor eficiencia en el campo, licitaciones de servicios, optimización del bombeo artificial, renegociación de contratos y menores costes indirectos.

La producción en la cuenca Pérmica alcanzó una media de 117.000 boe/d en el trimestre, representando el petróleo un 42%. Las inversiones de capital alcanzaron un total de 73 millones de dólares. Crescent indicó que los menores costes por pozo y las operaciones de campo más eficientes han mejorado la rentabilidad del desarrollo en toda su posición.

Eagle Ford continuó siendo la mayor área operativa de Crescent, registrando una producción de 166.000 boe/d excluyendo regalías, con un gasto de capital de 222 millones de dólares. La empresa destacó los reacondicionamientos de pozos y la optimización del bombeo artificial como impulsores del rendimiento de la producción base. La producción en Uinta fue de 29.000 boe/d, de los cuales el 56% correspondió a petróleo, con una inversión de capital de 35 millones de dólares.

La transacción con Devon amplía la posición en Eagle Ford

Se espera que la adquisición pendiente por parte de Crescent de los activos de Eagle Ford pertenecientes a Devon Energy añada aproximadamente 68.000 boe/d a la producción, representando el petróleo entre un 55% y un 60%, además de más de 600 ubicaciones netas de perforación equivalentes a 10.000 pies. La empresa ha identificado alrededor de 140 millones de dólares en posibles sinergias anuales derivadas de la operación.

De forma proforma, Crescent prevé que el negocio ampliado de Eagle Ford produzca aproximadamente 234.000 boe/d y cuente con más de 1.800 ubicaciones brutas. La producción total de la empresa se situaría en torno a los 400.000 boe/d, mientras que el negocio de regalías generaría unos 250 millones de dólares de EBITDA anualizado recurrentes, según la presentación.

Crescent prevé una liquidez de aproximadamente 1.000 millones de dólares al cierre de la transacción con Devon. La dirección fijó como objetivo un apalancamiento neto proforma de alrededor de 1,5 veces a finales de 2027 y de aproximadamente 1,0 veces a finales de 2028, respaldado por el flujo de caja libre y una mayor cobertura de coberturas. A fecha de 30 de septiembre, Crescent acumulaba 4.710 millones de dólares de deuda neta, aproximadamente 2.000 millones de dólares en liquidez y un apalancamiento neto consolidado total de 1,5 veces.

La empresa mantuvo un dividendo trimestral fijo de 0,12 dólares por acción, sujeto a la aprobación del consejo de administración.

Crescent afirmó que completó las coberturas adicionales de petróleo previstas para 2027 y comenzó a añadir protección para 2028. El programa de coberturas tiene como objetivo mejorar la visibilidad del flujo de caja y respaldar la reducción de deuda, aunque los resultados reales continúan expuestos a los precios de las materias primas, el desempeño operativo y la ejecución de la transacción.

Entre las principales incertidumbres identificadas por la empresa se encuentran su capacidad para completar e integrar la transacción con Devon, lograr las sinergias previstas, reducir el apalancamiento y gestionar los riesgos regulatorios, de tipos de interés y geopolíticos. Crescent también advirtió que las adquisiciones podrían no ofrecer los beneficios financieros esperados y resultar dilutivas.