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Santos informó de una producción récord de 26,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (mmboe) en el tercer trimestre, un 13,9 % más que en el trimestre de junio y un 23 % más que en el mismo periodo de 2025. El volumen de ventas fue de 26,4 mmboe, un 10,9 % por encima del trimestre anterior. El informe publicado por la empresa el 22 de octubre atribuye el aumento principalmente a la estabilización de Barossa y al avance de la producción de petróleo de Pikka, en Alaska. Son resultados operativos comunicados por la compañía para el trimestre cerrado el 30 de septiembre, no resultados anuales auditados de forma independiente.
El crecimiento de la producción vino acompañado de mayores ingresos. Santos comunicó ingresos por ventas de US$2.006 millones, un 48,7 % más que el trimestre anterior y un 77,7 % más que en el tercer trimestre de 2025. El GNL aportó US$1.363 millones y el gas vendido en el mercado nacional, US$292 millones. La empresa dijo que el aumento trimestral de los ingresos se debió en gran medida a mejores precios realizados del GNL, más volumen de GNL de Barossa y mayores ventas de crudo y condensado. Por tanto, la variación de los ingresos refleja tanto precios como volúmenes; no debe interpretarse como una medida pura del crecimiento de la producción.
En Barossa, Santos afirmó que la producción se mantuvo estable durante el trimestre y que el gas de alimentación a Darwin LNG alcanzó un nuevo máximo cercano a 600 millones de pies cúbicos estándar diarios. Darwin LNG registró una disponibilidad del 98,5 % y se cargaron diez buques de GNL y dos de condensado. La empresa señaló que el primer cargamento de GNL de Barossa se embarcó en agosto. Estos hitos describen la puesta en marcha y el rendimiento operativo de una nueva fuente de suministro, pero no demuestran por sí mismos cómo funcionará el proyecto durante un año completo o futuros ciclos de mantenimiento.
Pikka, el proyecto petrolero de Santos en Alaska, alcanzó tasas instantáneas superiores a 80.000 barriles diarios brutos antes del cierre del trimestre; la producción bruta era de 69.000 barriles diarios a finales de septiembre. El informe registra dos reducciones temporales: un episodio meteorológico afectó a la planta de tratamiento de agua de mar durante su puesta en marcha y un accidente de carretera llevó al operador del oleoducto Kuparuk a cerrar la línea. Santos dijo que planeaba mantener la producción cerca de 70.000 barriles diarios durante un breve periodo para que la inyección de agua repusiera el volumen extraído del yacimiento, antes de avanzar hacia 80.000 barriles diarios. Es un plan de gestión del yacimiento, no una prueba de que se haya mantenido la tasa objetivo.
La empresa también describió la actividad de su cartera establecida. PNG LNG embarcó 30 cargamentos en el trimestre y mantuvo una alta disponibilidad de planta; la producción upstream bruta de GLNG promedió 697 terajulios diarios y se enviaron 22 cargamentos contratados de GNL. En la planta de captura y almacenamiento de carbono de Moomba, en Australia Meridional, Santos informó de más de 2,5 millones de toneladas de CO₂ equivalente almacenadas desde el inicio de las operaciones en septiembre de 2024. Estos datos operativos se refieren a activos y unidades distintos, por lo que no deben sumarse como si fueran un mismo yacimiento o una sola serie de producción.
Santos estrechó su previsión de producción para 2026 a 99–102 mmboe, frente al rango anterior de 99–105 mmboe. La previsión expresa la perspectiva de la dirección, no un resultado informado. La empresa vinculó las perspectivas de crecimiento a Barossa y Pikka, pero también describió limitaciones y decisiones próximas, como la reducción temporal planificada de Pikka y la gestión del yacimiento. Indicó que los resultados de la lutita Velkerri C del pozo de evaluación Jibera South 1, en la cuenca Beetaloo, fueron mejores de lo esperado, mientras que las lutitas A y B estuvieron en línea con las expectativas previas a la perforación. Se prevén registros adicionales y un tramo horizontal de producción. Son observaciones iniciales de evaluación y planes de trabajo, no una declaración de reservas comerciales.
Los acuerdos comerciales mencionados en el informe también siguen condicionados. Santos y sus socios de GLNG firmaron acuerdos vinculantes para adquirir el proyecto de gas de capas de carbón Greater Meridian, en Queensland, sujetos a aprobaciones regulatorias y consentimientos habituales. Santos espera convertirse en operador con una participación del 30 % si se completa la operación, prevista para finales de 2026. Por separado, acordó adquirir otro 3,3 % del proyecto Papua LNG, sujeto a aprobaciones y a una decisión final de inversión. Los resultados del trimestre muestran mayor producción y ventas al entrar nueva capacidad; la continuidad de esas ganancias dependerá de la fiabilidad de los proyectos, el rendimiento de los yacimientos, las condiciones de mercado y la conclusión de las operaciones propuestas.