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Tourmaline Oil Corp. (TRMLF)
Energía · Canadá
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Earnings Call Transcript
Q2 2026 — Tourmaline Oil Corp.
2026-07-30
Energía
Presentación
Operator
Buenos días, señoras y señores, y bienvenidos a la conferencia telefónica de resultados del segundo trimestre de 2026 de Tourmaline. Tras la presentación, llevaremos a cabo una sesión de preguntas y respuestas. Esta llamada se está grabando hoy, 30 de julio de 2026. Ahora, cedo la palabra a Scott Kirker. Adelante, por favor.
W. KirkerAsesor Jurídico y External Affairs
Gracias, John, y bienvenidos todos a nuestra presentación de los resultados financieros y operativos de Tourmaline al 30 de junio de 2026, y correspondientes a los trimestres de 3 y 6 meses finalizados el 30 de junio de 2026 y 2025. Mi nombre es Scott Kirker y soy el Chief Legal Officer aquí en Tourmaline Oil.
Antes de comenzar, les remito a las advertencias sobre declaraciones prospectivas contenidas en el comunicado de prensa, así como a las advertencias incluidas en el formulario de información anual de Germline y en nuestro MD&A disponibles en SEDAR y en nuestro sitio web. También quiero llamar su atención sobre los factores materiales y las suposiciones contenidos en dichas advertencias.
Me acompañan Mike Rose, Presidente y Director Ejecutivo de Tourmaline; Brian Robinson, nuestro Director Financiero; y Jamie Heard, Vicepresidente de Capital Markets de German. Comenzaremos con las palabras de Mike sobre algunos de los aspectos más destacados del último trimestre y del año en lo que va. Tras su intervención, abriremos el turno de preguntas. Adelante, Mike.
Michael RosePresidente y Consejero Delegado
Gracias, Scott. Gracias a todos por conectarse esta mañana. Algunos puntos destacados: el flujo de caja del segundo trimestre de 2016 fue de $786 millones, generando $192 millones de flujo de caja libre en el trimestre.
Hemos suscrito un acuerdo a largo plazo para aumentar las exportaciones de propano y butano a través de la nueva terminal Altagas Reef, lo que incrementa la exposición de Tourmaline a los mercados de exportación de LPG premium en aproximadamente un 55% y mejora los márgenes realizados para estos productos.
Nuestro sólido rendimiento en pozos ha continuado con los resultados del primer semestre de 2016, situándose ahora un 28% por encima de los promedios de los últimos 5 años para el complejo Montney en el noreste de BC y un 14% por encima para el Alberta Deep Basin.
La construcción de la infraestructura en el noreste de BC está según lo previsto y dentro del presupuesto, con 5 de las 6 tuberías regionales de conexión ya finalizadas y el inicio de la expansión de Akinplant programado para el cuarto trimestre de este año. Ahora estamos programando una pausa de un año entre la Fase 1 y la Fase 2 de la construcción de infraestructura en BC, lo que mejorará el flujo de caja libre y los rendimientos para los accionistas previstos para el segundo semestre de 2017 y 2028.
En cuanto a la producción, la producción media del Q2 fue de 594.000 BOEs al día, ligeramente por debajo del rango de previsión de 595.000 a 605.000 BOEs por día. Esto fue una decisión deliberada, ya que inyectamos más gas natural en almacenamiento, pospusimos actividades en respuesta a los bajos precios del gas natural en el Q2 y también tuvimos algunos cierres de pozos relacionados con los precios durante el trimestre.
Las inyecciones de almacenamiento en Dimsdale Alberta, Dawn, Ontario y Wild Goose en California promediaron 8.900 BOEs por día durante el trimestre, lo cual fue superior a lo previsto inicialmente. Se espera que estos volúmenes se retiren en su gran mayoría del almacenamiento durante el cuarto trimestre de este año y, posiblemente, hasta el primer trimestre de 27%, obviamente a un precio superior al que se inyectaron.
Se sigue anticipando un rango de producción para el año completo de 2016 de entre 620.000 y 640.000 BOEs por día, incluyendo un objetivo de salida de producción de 660.000 BOEs por día para el 26. Dados los aplazamientos de actividad del Q2, tenemos 67 pozos listos para el frac y 21 pozos adicionales para poner en línea. Haremos esto en consonancia con la mejora de los precios.
Al observar nuestros resultados financieros y el presupuesto de capital, la deuda neta al 30 de junio de este año fue de $1.5 mil millones, lo cual se sitúa por debajo de nuestro objetivo de deuda a largo plazo de $1.75 mil millones.
Los gastos operativos (OpEx) del segundo trimestre fueron de $4.59 por BOE, lo que supone una disminución del 10% respecto al trimestre correspondiente de 2025 y del 3% respecto al primer trimestre de este año. Se prevén costes operativos para todo el ejercicio de 2016 de entre $4.50 y $4.60 por BOE, lo que nos situará entre un 7% y un 9% por debajo de todo el año 2025. Asimismo, mantenemos el objetivo de reducción agregada de los costes de explotación y transporte de $1.50 por BOE para 2031, en relación con los niveles del primer semestre de '25.
El presupuesto de capital de EP para todo el año 2020 se mantiene en $2.55 billion tras la reducción de $350 million en el presupuesto anual que anunciamos el 4 de marzo de este año.
Al precio actual de las franjas, el flujo de caja libre para 2026 se estima ahora en 880 millones de dólares, y se espera que el beneficio en el flujo de caja libre derivado de la exposición de la compañía a los precios de JKM y TTF, a través de nuestros contratos relacionados con la exportación de LNG, continúe durante el resto de 2026 y 2027.
Ahora estamos programando, como se mencionó, una pausa en el gasto de crecimiento de un año entre las dos fases del proyecto de desarrollo y construcción de BC Montney, lo que permitirá a la empresa y a los accionistas percibir todos los beneficios operativos y el crecimiento del flujo de caja libre de la Fase 1, que comienza en el segundo semestre de 2017 y se extiende hasta 2028, antes de emprender la Fase II. La pausa también nos permite evaluar la oferta y demanda global de gas natural, así como diversas perspectivas de precios en todo el mundo. Por consiguiente, el gasto se ha revisado a la baja a 2.550 millones de dólares y el gasto de EP para 2028 se ha revisado a la baja a 2.300 millones de dólares.
En cuanto a la actividad de A&D, seguimos buscando pequeñas adquisiciones de integración y oportunidades de consolidación de participaciones de trabajo adyacentes a las tierras existentes de la compañía y a la infraestructura operada. Durante el segundo trimestre, adquirimos Aduro Resources en el complejo South Montney por una contraprestación total de $100 millones, que incluía deuda neta, y consistió en $50 millones en efectivo y aproximadamente 1,5 millones de acciones ordinarias de Topaz Energy Corp. La adquisición incluyó una producción actual modesta en infra, así como 174 ubicaciones netas de Nivel 1 en Montney adyacentes a la terminal en la planta de corte profundo de Groundbirch Monias que se encuentra actualmente en construcción. Además, durante el trimestre, completamos la venta de una parte de las tierras de Aduro, así como ciertas tierras recientemente adquiridas en la Alberta Deep Basin a Topaz, por ingresos en efectivo de $38,7 millones.
Brevemente sobre comercialización. Nuestro precio promedio realizado de gas natural en el Q2 fue de CAD 3,12 por Mcf, ya que seguimos beneficiándonos de la cartera de comercialización diversificada y del programa de cobertura estratégica que continuamos evolucionando. Thermaline tiene un promedio de poco más de 1 Bcf al día de gas natural cubierto para el resto de 26 a un precio fijo promedio ponderado de CAD 4,97 por Mcf. Tenemos 220 MMBTUs expuestos a los precios internacionales, tanto TTF como JKM, y 26 para el resto de 26; JM y TTF cotizan por encima de USD 15 por MMBtu, lo que supone una apreciación de precio del 60% para la misma franja que a principios de este año.
La empresa se encuentra entre los mayores productores de propano de Canadá y, al igual que en el negocio del gas natural, mantenemos una estrategia de diversificación de comercialización de propano de larga data que hemos estado siguiendo. Y como se ha mencionado, hemos suscrito un acuerdo a largo plazo con AltaGas para aumentar nuestras exportaciones de propano y butano a través de la instalación de exportación de energía de Ridley Island, comúnmente conocida como Reef. El incremento en los volúmenes de LPG se suministrará a través de nuestra futura instalación de carga ferroviaria por unidad de tren, ubicada junto a la planta de corte profundo Groundbirch Manish que ya está en construcción.
Se espera que la nueva terminal ferroviaria mejore nuestros márgenes de LPG realizados al permitir envíos directos por ferrocarril a la West Coast, y todo ello forma parte de ese proyecto integral de infraestructura en el Northeast BC. Nuestra capacidad ampliada de almacenamiento de gas natural es otro componente importante de la continua integración vertical de todo nuestro negocio de gas natural.
En cuanto a la EP, perforamos un total de 43 pozos y completamos 33 pozos durante el segundo trimestre de -- y como saben, se pospuso una actividad considerable de EP del Q2 hacia la segunda mitad de este año. Es importante destacar que el sólido rendimiento de los pozos ha continuado en ambos complejos de gas durante la primera mitad del año. Como se mencionó, el rendimiento de los pozos en BC Montney ha subido un 28% en la primera mitad del año por encima del promedio de los 5 años anteriores, basándose en los 25 pozos que realmente han alcanzado el IP 90. Y recuerden que el 25 estuvo un 22% por encima de los 5 años anteriores. Alberta Deep Basin también ha subido y es un 14% superior en la primera mitad del 26% por encima de los promedios de los 5 años anteriores, y eso se basa en 30 pozos. Seguimos evolucionando nuestro enfoque de EP para optimizar la entregabilidad, el EUR y el IRR. Y por eso están viendo esos resultados. También es, en parte, el resultado de nuestra capacidad de integración de datos multidisciplinarios asistida por machine learning que hemos estado desarrollando internamente.
En cuanto al inventario, como se ha mencionado, la adquisición de Aduro añadió 174 ubicaciones netas de Tier 1 a un coste de $462,000 por ubicación. En las ventas de terrenos en Deep Basin, que incluyeron la primera disposición de tierras de caribú de Alberta previamente restringidas, otras consolidaciones menores de activos añadieron 110 ubicaciones a un coste medio de $173,000 por ubicación. Probablemente habrán observado que los precios de las ubicaciones son mucho más altos al sur de la frontera, llegando a los $10 millones por ubicación en dólares canadienses.
En cuanto a la expansión de BC Infra, se trata de un proyecto canadiense de gran envergadura que está totalmente financiado por el flujo de caja y que se está ejecutando actualmente. El proyecto global, incluyendo ambas fases, añadirá 1,1 millones de Bcf al día de gas y más de 50.000 barriles por día de condensado y NGLs. Una vez finalizado, se prevé que genere más de 400 millones de dólares de flujo de caja incremental estructural anual en comparación con las estructuras de costes del primer semestre de 2025, y eso es por encima del flujo de caja generado por el crecimiento del negocio del gas natural y las ventas de productos que aportará dicho crecimiento. Una cantidad sustancial de las infraestructuras de la Fase 1 está terminada. Esto incluye el centro de condensado de la autopista, 5 de las 6 interconexiones principales de gasoductos, la instalación Birch, el proyecto de electrificación de South Montney, y ya están generando reducciones en los costes operativos y de transporte en este año.
Y probablemente habéis visto que Brian Robinson, nuestro CFO, se jubilará a partir del 1 de noviembre de este año. Brian ha estado aquí desde que empezamos con terminaling en 2008 y ha hecho un trabajo brillante durante todo este tiempo en Termoli y, por supuesto, antes de eso en Duvernay y Berkeley. Es seguro decir que ha sido el mejor CFO del sector en las últimas décadas, aunque puede que sea un poco parcial.
Brian seguirá formando parte del Consejo de Administración de Thermaline tras su jubilación como CFO. Y también me complace mucho anunciar que Jamie Heard, actualmente nuestro VP, Capital Markets, sucederá a Brian como nuestro CFO. Jamie ha estado realizando un trabajo tremendo en su función en los mercados de capitales, y sabemos que continuará así con este alcance ampliado a partir de noviembre. Jamie también hereda un equipo financiero muy sólido y profundo que Brian ha construido durante sus años en Thermaline.
Y finalmente, nuestro Consejo de Administración tiene la intención de declarar un dividendo trimestral base de $0.50 por acción a principios de septiembre, que será pagadero el 29 de septiembre a los accionistas registrados al cierre de la jornada del 15 de septiembre de 2026. Con esto concluyo mis comentarios, y todos nosotros estamos aquí para responder a sus preguntas. Gracias.
Preguntas y Respuestas
Operator
Ya tenemos nuestra primera pregunta, y nos la hace Neil Mehta de Goldman Sachs. Adelante, por favor.
Neil MehtaAnalistaGoldman Sachs
Sí. Y felicidades, Brian. Gracias, Jamie, y felicidades a ti también por todo. Así que, primero, me gustaría conocer tu perspectiva sobre la pausa entre la Fase I y la Fase II de NEBC, ¿y qué fue lo que la motivó? ¿Qué estás buscando en términos de confianza para retomar el proyecto?
Y esto le ahorrará algo de efectivo. Entonces, ¿cómo piensa distribuir ese efectivo entre la reinversión y el retorno al accionista?
Michael RosePresidente y Consejero Delegado
Sí. Me refiero a que creo que los comentarios generales que hice antes lo describen muy bien. Les da a los accionistas la oportunidad de ver cuánto está mejorando el negocio solo con la Fase 1. Así que tendremos 2 de las plantas en Aiken y Groundbirch. Es decir, ya se observa una mejora en los costes de transporte de OpEx y el inicio de ese flujo de caja e ingresos incrementales independientes del precio sostenido de las materias primas; por eso creemos que es lo correcto. Es ese equilibrio entre el crecimiento y la rentabilidad para el accionista. Escuchamos a los accionistas y recibimos sus comentarios con ese fin. Continuaremos planificando la Fase I durante todo el proceso. En realidad, no realizaremos ninguna inversión de capital significativa en la Fase 2 ni tomaremos decisiones para pedir los artículos con largos plazos de entrega hasta mediados de 2027. Pero por ahora, haremos la planificación. Si hay una mejora sostenida en los precios del gas natural durante 3 años, o 4 a 5, podemos reconsiderar la pausa. Pero ahora mismo, creemos que es lo mejor para todos. Jamie, ¿hay algo que quieras añadir a esto? O...
James HeardVicepresidente de Capital Markets
Sí. También estaremos atentos a todos los anuncios de demanda que prevemos durante los próximos 6 a 12 meses. Esperamos varias nuevas plantas de LNG en la West Coast. Prevemos varios anuncios de energía en la provincia de Alberta, potencialmente uno en el que estaremos más involucrados.
Y también prevemos un gran aumento de la demanda de nuestro producto en el noroeste y el oeste de los Estados Unidos, donde disponemos de una red de transporte consolidada. Además, estamos monitorizando la rápida evolución de la construcción de centros de datos en muchos de estos estados que, de hecho, no cuentan con un suministro de gas en crecimiento.
La filosofía aquí es que queremos que la demanda impulse el gas, incremente el precio y, cuando tengamos ese impulso para responder, entonces reaccionaremos con la oferta y la suministraremos exactamente donde se encuentre esa demanda.
Neil MehtaAnalistaGoldman Sachs
Eso tiene mucho sentido. Y eso de James se relaciona en cierto modo con la vertiente de marketing y la de precios. Hablando de las perspectivas para AECO Gas y de su confianza en que los diferenciales se estrecharán, ¿confía en que sus homólogos también mostrarán disciplina en la cuenca para permitir que la demanda impulse el precio?
Michael RosePresidente y Consejero Delegado
Sí, yo empezaré. Quiero decir, algunos comentarios sobre los precios del gas en el oeste de Norteamérica. California lideró la baja de todo el complejo en el primer semestre de un invierno cálido, con un récord de hidroelectricidad disponible durante los primeros 4 meses de 2026.
Y ahora California va a dar lugar a un respaldo complejo; ya lo habéis visto. Hay calor en California y el almacenamiento se ha retirado, creo, durante 26 de los primeros 29 días de julio. Los precios han mejorado de 1.50 USD a más de 3 USD.
Creemos que verán que eso empezará a arrastrar a AECO y Station 2 al alza hacia finales de agosto, cuando el mantenimiento actual de GTN que está llevando a cabo TransCanada permita que fluyan menos volúmenes totales. Por tanto, las exportaciones alcanzarán un mínimo por debajo de 1.5. Normalmente están cerca de 3. Actualmente están operando a unos 2.5 Bs al día y hay margen para otros medio B, y esperamos que eso fluya totalmente hacia el oeste hacia finales de este mes, y entonces empezarán a ver que AECO y Station 2 siguen la subida del precio de California PGE.
Patrick O'RourkeAnalistaATB Capital Markets
Y la oferta local se ha mantenido disciplinada, de hecho. Por lo tanto, no hemos visto un gran impulso en el crecimiento de la oferta. De hecho, estamos apuntando a un crecimiento de la oferta interanual de aproximadamente 0,5 mil millones de pies cúbicos al día, dadas las restricciones a la exportación y el impulso económico para importar menos gas canadiense a los Estados Unidos.
Normalmente, se esperaría que el almacenamiento local aumentara rápidamente. Ese no ha sido el caso. Definitivamente hemos estado por detrás en los últimos años en cuanto a la tasa de inyección, y no prevemos tener un panorama de almacenamiento muy completo al finalizar el ciclo de inyección de este año.
-- como decía Mike, a medida que el mantenimiento de GTN finalice durante agosto y estemos sin restricciones en septiembre, ese será un periodo muy abierto para impulsar gas tanto hacia el sur como hacia el este, ya que el este sigue estando ajustado. Además, LNG Canada debería estar funcionando a plena capacidad también.
Por lo tanto, prevemos que la continua tendencia de endurecimiento para AECO ayude a que el basis de Hub AECO se ajuste, y seguimos viendo que ese basis a largo plazo necesita acercarse a 1 $ frente a los 1,50 $ - 1,75 $ que se ven hoy, lo cual representa una mejora significativa en el flujo de caja para Permian. Ese nivel de mejora en el flujo de caja para Terminalling equivaldría a unos 0,5 mil millones de dólares de free cash flow. SP1 Sí, señor.
Operator
Y la siguiente pregunta nos la hace Patrick arc de ATB Capital Markets. Adelante, por favor.
Patrick O'RourkeAnalistaATB Capital Markets
En primer lugar, simplemente felicidades tanto a Brian como a Jamie, bien merecido en ambos frentes. La primera pregunta es simplemente con respecto a la mejora en las curvas de tipos aquí, que parecen haber mejorado de forma bastante notable en 2026.
Ahora bien, existe un numerador y un denominador en la eficiencia de capital, y sé que hay mejoras en las completaciones laterales más largas. Quizás podrían darnos algo de contexto con respecto al nivel de eficiencia de capital, la mejora que están observando a partir de estas curvas de tipo. Y luego, si existe la posibilidad de que esto pueda traducirse en un menor capital en el futuro dado un mayor nivel de producción.
James HeardVicepresidente de Capital Markets
Sí, así es, Patrick. Y de hecho, creo que ahí es donde lo has visto reflejado hasta ahora, porque los mercados no han estado alcistas en términos de precio; hemos adoptado estas eficiencias y, como resultado, hemos puesto menos pozos en producción y, sin embargo, hemos sido capaces de mantener el perfil que esperamos alcanzar en la producción.
Y por lo tanto, menos CapEx: lo que están viendo en los resultados de los pozos y la notable mejora respecto al promedio de 5 años se debe, en parte, a una mayor intensidad de completado. También se debe a laterales más largos y a algunos de nuestros aprendizajes en el play sobre el aterrizaje, así como a parte de los aprendizajes automáticos de los que habló Mike sobre el ajuste de la tecnología para optimizar cada supuesto individual y componente del completado.
Lo que también están observando, junto con este aumento de la productividad, es que estamos manteniendo el coste de capital por pie en niveles estables o inferiores. Por lo tanto, aunque estamos realizando más trabajo en el pozo —mayor tonelaje, a veces más agua, más presión, laterales más largos—, también hemos podido seguir reduciendo los costes y prever que los costes de Terminal bajen ligeramente este año, con la esperanza de reducirlos de nuevo el próximo año.
Y eso nos permite tener una mejor eficiencia de capital con el paso del tiempo. Aún no hemos reflejado esto en todos los años del plan a futuro. Hemos mantenido la tasa de eficiencia del último año en las curvas de tipo del último año. Por lo tanto, a medida que esto se integre en nuestros resultados reales y en nuestras reservas, verán mejoras proporcionales en las eficiencias del plan a futuro, lo que también impulsará un mayor free cash flow.
Patrick O'RourkeAnalistaATB Capital Markets
Genial. Genial. Y tal vez, para complementar lo que dice Neil, y puede que esto suene un poco largo, como estoy seguro de que todos saben, no me conozco precisamente por ser breve. — teniendo en cuenta sus perspectivas de demanda y el cambio hacia una demanda impulsada por el mercado, los factores desde una perspectiva de crecimiento secular parecen estar encaminándose: el aumento de las exportaciones de LNG y el incremento de la demanda de energía, aunque no necesariamente estamos viendo que ese potencial se refleje en la renta variable hoy en día.
Específicamente en lo que respecta al modo de esos retornos de capital, cualquier flujo de caja libre incremental que hayan generado o generen con la reducción de capital o los cambios con el plan de la Fase 2. ¿Tienen alguna idea ahora, con estos precios de las acciones, de ser un poco más agresivos y potencialmente empezar a recurrir al NCIB?
Michael RosePresidente y Consejero Delegado
Siempre tenemos eso en cuenta, Patrick. Ahora mismo, quiero decir, es una matemática bastante sencilla: a 2 $ el galón de gas, podemos cubrir el capital de mantenimiento, el componente de capital para el crecimiento de 26 y 27 en el dividendo base, y no queda mucho flujo de caja libre más allá de eso.
Creemos que eso va a cambiar rápidamente; vamos a materializar ese free cash flow primero y luego analizaremos cuáles son nuestras opciones. Yo diría que la prioridad número uno sería un aumento del dividendo base cuando tengamos suficiente free cash flow con una perspectiva sostenida para financiarlo.
Y como saben, aplicamos un criterio de precio muy estricto durante 5 años cuando contemplamos los aumentos del dividendo base a medida que el free cash flow continúa creciendo. Jamie mencionó que $1 en AECO, que realmente no es mucho desde nuestra posición actual, representa $500 millones en free cash, y entonces consideraremos la gama completa de opciones de retorno para el accionista.
Operator
Y la siguiente pregunta nos la hace Jamie Kubik de CIBC.
James KubikAnalistaCIBC
Mencionaste esto brevemente antes, pero ¿podrías hablar sobre la oportunidad de energía o la oportunidad de centros de datos para Germline y cómo podría ser algo así?
Michael RosePresidente y Consejero Delegado
Creo que todos podemos participar en eso. Es decir, no vamos a construir el data center. Son bastante caros. Solo quiero dejar eso claro.
Pero lo vemos como otra oportunidad para la diversificación de nuestra cartera de mercado de gas. Por lo tanto, buscaríamos un acuerdo de suministro de gas con un precio que refleje la fiabilidad y todos los demás servicios que podemos ofrecer, los cuales incluyen tierra, agua, redundancia de energía, fiber connect, mayores oportunidades de crecimiento y, para empezar, gas con bajo CI, pero también la oportunidad de eliminación completa mediante CCUS. Todo ello se traduciría en un contrato de precio fijo más alto.
Llevamos más de un año intentando establecer una co-ubicación con un hyperscaler en una de nuestras plantas. Se trata de la planta Vance, cerca de Sand, a unos 40 kilómetros de Edson. No tenemos nada firme que anunciar al respecto, pero estamos bastante avanzados en el proceso.
Brian RobinsonDirector Financiero
Y Jamie, diría que, en primer lugar, uno siempre dice que su propia comida es la mejor, ¿verdad? Al principio pensamos que teníamos un buen emplazamiento y nos asociamos con socios para seguir adelante con este proyecto; ahora que estamos en el mercado intentando encontrar compradores para el mismo, creo que tenemos la firme convicción de que ellos también piensan que es un buen emplazamiento. Por tanto, nuestra confianza en la posibilidad de construir un proyecto aquí va en aumento.
Y creo que estos proyectos son complejos y requieren tiempo para que los pacientes tengan paciencia con nosotros. Pero creemos firmemente que, cuando logremos llevarlos a buen término, será una gran victoria para terminalling.
James KubikAnalistaCIBC
De acuerdo. Es una información útil. Y valorando que hay varias variables en movimiento en la guidance ajustada para el 27 y 28. Pero, ¿podría hablar un poco sobre la guía de liquids para 2016 y quizás las perspectivas de condensate, en particular, con la actualización de anoche? Sí, cualquier detalle sobre ese aspecto sería de gran ayuda.
Patrick O'RourkeAnalistaATB Capital Markets
Sí. Gracias, Jamie. Creo que si obtienen buenos resultados en el terminaling ahora mismo, van a poder replicar ese 26% de crecimiento. Y también verán incrementos muy sólidos en los líquidos que se están recibiendo de los pozos. Estamos ganando en ambos productos.
Uno de los efectos de la desaceleración es que todos los negocios y proyectos de recursos tienen una tasa de declive ligeramente superior en líquidos que en gas. Por lo tanto, cuando se introducen menos pozos en el mercado, se producirá un ligero descenso de los líquidos en relación con el gas como mezcla de MVE. Esto nos volverá a alcanzar este otoño; a medida que completemos todos estos pozos que hemos perforado y terminado, y que ahora podremos completar más durante el Q3 y poner en producción, verán cómo la mezcla de líquidos se acelera realmente hacia el final del año, y me siento cómodo con la guidance que tenemos para 2027 y años posteriores.
El condensado es una parte fundamental del desarrollo de NACD. Vamos a contar con pozos de condensado muy ricos que contribuirán tanto al arranque de la planta de Aiken como al de la planta de Groundbirch. Será un motor de flujo de caja significativo para Trilling. Simplemente ha estado en espera un poco de tiempo, ya que hemos tenido que reducir el ritmo debido a los bajos precios del gas este año y el anterior.
Brian RobinsonDirector Financiero
La otra cosa es que el mercado está realmente... estamos viendo mucho más potencial de fortaleza y de precios del condensado con el desarrollo de los proyectos de las arenas bituminosas y la atención a los oleoductos, etcétera. Y la capacidad de traer el condensado de vuelta a través de cogen y Southern Lights ha aumentado. Por lo tanto, veremos que esa prima sube.
Y en Canon, con eso, por supuesto, se crea otra fuente de demanda de gas natural, que va en línea con eso porque pensamos que cada 1 millón de barriles adicionales de producción de arenas bituminosas son aproximadamente 0,7 de un...
Y la siguiente pregunta nos la hace Sam Burwell, de Jefferies.
Sean McPhersonAnalistaIndustrial Alliance
Felicidades de nuevo a Brian y Jamie por el movimiento previsto. Quería dar seguimiento al aspecto del centro de datos. Mike, agradezco que confirmes que no construiréis el centro de datos en sí.
Pero — solo por curiosidad, ¿qué tipo de compromisos de capital, si los hubiera, habría a nivel de Tourmaline? Parece que solo están interesados en realizar un contrato de suministro de gas en lugar de adentrarse en la generación de energía, pero tengo curiosidad por saber cómo podría capitalizarse esta entidad Emerald si se contempla alguna contribución de Tourmaline. ¿O esto sería financiado por socios o mediante financiación externa a nivel de Emerald?
Michael RosePresidente y Consejero Delegado
Tienes razón, Sam. Es un compromiso de capital bajo por parte de Tourmaline. Ese es nuestro mantra para todo esto. Realmente es solo una diversificación de gas.
Puede que queden oportunidades por ver en el sector de la energía. Y estamos interesados en ayudar a que todo este aumento de la demanda de gas derivado de los centros de datos en Alberta se ponga en marcha. Esa es una de las razones por las que nos gustaría impulsar ese proceso con nuestro propio proyecto.
Y como mencionó Jamie, son muy complicados y muy costosos, y hay un proceso de due diligence muy largo. Pero ha habido un anuncio, y creemos que habrá varios más.
Y, en última instancia, queremos ver —creemos que podría haber hasta 1 Bcf al día de demanda incremental dentro de la cuenca—, lo cual será simplemente maravilloso para el mercado de ACO y lo tensionará aún más. Es casi como si estuviera ocurriendo otro proyecto de LNG en la cuenca.
Michael HarveyAnalistaRBC Capital Markets
Sí, por supuesto. Y supongo que en el tema del LNG, Solicit ha estado en las noticias; han estado vendiendo más gas, lo cual es positivo. Y tanto usted como yo pensamos que algunas otras empresas se retiraron del consorcio Rockies LNG. Por eso me gustaría conocer su perspectiva sobre el cronograma de ese proyecto, y si cree que podrá ser un motor significativo de la demanda en los primeros años de la década de 2030. Además, ¿tienen ahora más confianza en que puedan ejecutar un acuerdo bilateral en el que podrían obtener un precio vinculado al JKM vendiendo gas en esa instalación en algún momento?
Michael RosePresidente y Consejero Delegado
Sí. Me refiero a que lo has mencionado al final de tus comentarios; eso es lo que buscaríamos desde el punto de vista contractual. Y realmente esperamos que Celis opte por ad y que estemos en posición de ser un proveedor para ese pipeline.
Operator
Y la siguiente pregunta nos la hace Fai Lee, de Odlum Brown.
Fai LeeAnalistaOdlum Brown
Sí, Grattan y Jamie también. Solo en relación con la última pregunta. Me preguntaba, en cuanto al tipo de acuerdo que estarían considerando a largo plazo, ¿buscarían un precio fijo garantizado? ¿O buscarían cierta variabilidad en cuanto a cómo están pensando el marketing en relación con estos posibles acuerdos de R&D?
Patrick O'RourkeAnalistaATB Capital Markets
¿Se refiere a los acuerdos adicionales de LNG o al centro de datos que acabamos de aclarar?
Fai LeeAnalistaOdlum Brown
Sí, lo siento, los acuerdos adicionales de términos de LNG.
Patrick O'RourkeAnalistaATB Capital Markets
Sí. Por lo tanto, nos gusta tener acceso a los precios internacionales, ya sea JKM, TTF o algo por el estilo, y estamos dispuestos a pagar una reducción fija por debajo de esos precios. Y esas deducciones se basan en los costes de transporte. Por lo tanto, obviamente, en la Costa Oeste los costes de transporte son mucho más bajos que en la Costa del Golfo, pero también se basan en los costes de licuefacción. Y los costes de licuefacción se asumirán a partir del coste de capital que se realizó para construir la instalación.
Y hasta la fecha, tenemos 7 acuerdos diferentes en la Gulf Coast, muchos de los cuales suministramos físicamente, algunos de los cuales suministramos localmente y luego disfrutamos de un punto de entrega neto. Y esas deducciones han sido muy competitivas. Y de hecho, si observan nuestra cartera, estamos en algunas de las instalaciones de LNG de menor coste del mundo. Y así es como hemos orientado nuestra toma de decisiones, ya que nos permite generar beneficios a lo largo de todo el ciclo de precios del LNG.
Cuando analizamos estas oportunidades en la Costa Oeste, lo hacemos bajo el mismo prisma. Y creemos que, a medida que se expandan y se anuncien más proyectos, vamos a poder reducir ese coste de licuefacción hasta un nivel competitivo, y ya cuentan con la ventaja en los costes de transporte. Por lo tanto, seguimos intentando replicar nuestra estrategia de la Costa del Golfo en la Costa Oeste mediante una venta por contrato similar.
Fai LeeAnalistaOdlum Brown
Muy bien. Genial. Eso es lo que me preguntaba; gracias. Gracias, Mike. Gracias.
Operator
Y no han llegado más preguntas por el momento. Le devuelvo la palabra a Scott Kirker. Adelante, señor.
W. KirkerAsesor Jurídico y External Affairs
Gracias a todos por estar aquí. Nos volveremos a ver al final del próximo trimestre.
Operator
Gracias. Con esto concluye nuestra conferencia telefónica de hoy. Gracias a todos por su participación. Ya pueden desconectarse.
Datos elaborados por La Dama del Dividendo a partir de múltiples fuentes financieras.