Qué dijo la dirección de ConocoPhillips en la llamada del Q3 2025

Trimestre sólido, pero Willow encarece

ConocoPhillips reportó un tercer trimestre que superó el extremo superior de su propia guía de producción, con 2,399 millones de barriles de petróleo equivalente por día. La compañía generó 5,400 millones de dólares en flujo de caja operativo y distribuyó más de 2,200 millones a accionistas, cifra que incluye 1,300 millones en recompras y 1,000 millones en dividendos ordinarios. La dirección elevó la guía de producción para todo el año y redujo por segunda vez la guía de costos operativos, que ahora se sitúa en 10,600 millones de dólares frente a los 11,000 millones proyectados a inicio de año. El dividendo base se incrementó 8%, lo que la compañía calificó como coherente con su objetivo de crecer en el cuartil superior del S&P 500.

La nota discordante del trimestre fue el proyecto Willow en Alaska: tras una revisión exhaustiva al llegar al 50% de ejecución, la compañía actualizó la estimación total de capital a un rango de 8,500 a 9,000 millones de dólares, frente a los 7,000–7,500 millones anteriores. La dirección atribuyó el incremento principalmente a inflación general más elevada de la prevista —mano de obra, materiales y equipos de ingeniería— y a escalación localizada en el North Slope de Alaska, donde la actividad constructiva regional se duplicó respecto a lo esperado. Los aranceles representaron solo un porcentaje de un dígito bajo del incremento total, según Kirk Johnson. El calendario se mantiene: la compañía espera el primer petróleo a principios de 2029.

Lo que viene: inflexión del flujo de caja y guía preliminar 2026

Para 2026, la dirección ofrece una guía preliminar que contempla una reducción combinada de capital y costos operativos de aproximadamente 1,000 millones de dólares respecto a 2025, con un gasto de capital en torno a 12,000 millones y costos operativos de alrededor de 10,200 millones. La compañía espera un crecimiento de producción subyacente de entre 0% y 2%, que describe como un punto de partida razonable dado el entorno macroeconómico. La dirección reiteró su previsión de una inflexión de flujo de caja libre de 7,000 millones de dólares para 2029: aproximadamente 1,000 millones anuales de mejora entre 2026 y 2028, y otros 4,000 millones adicionales cuando Willow entre en producción. La compañía también avanza en su estrategia comercial de GNL: ha colocado ya los cinco MTPA de Port Arthur Fase uno en Europa y Asia, y recientemente acordó tomar cuatro MTPA de Port Arthur Fase dos y un MTPA de Rio Grande LNG, llevando su cartera total de offtake a 10 MTPA, el extremo inferior de su objetivo declarado de 10 a 15 MTPA.

En Canadá, la dirección mencionó que está desembotellando la planta de Surmont —de la que ahora es propietaria al 100%— y estudia añadir capacidad de generación de vapor para acelerar el desarrollo del recurso, con un costo de suministro que la compañía sitúa por debajo de los 40 dólares. En el Montney, señaló que existe flexibilidad para incrementar producción si el entorno de precios lo justifica.

Turno de preguntas: Willow acapara la atención

Los analistas dedicaron la mayor parte de sus preguntas al sobrecoste de Willow. Neil Mehta (Goldman Sachs) preguntó directamente si el historial de grandes proyectos —con anuncios sucesivos de desviaciones— garantizaba que esta fuera la cifra definitiva. Kirk Johnson respondió que más del 95% de los contratos de instalaciones ya están adjudicados, la mayoría ligados a índices de mercado, lo que proporciona visibilidad. Arun Jayaram (JPMorgan) cuestionó el impacto sobre los retornos dado el aumento en el costo de hallazgo y desarrollo. Ryan Lance sostuvo que el proyecto sigue siendo competitivo dentro de la cartera, en parte porque el petróleo de Alaska se vende con prima sobre el Brent en la costa oeste de Estados Unidos. Bob Brackett (Bernstein) indagó sobre el marco macroeconómico que sustenta la guía de producción plana a 2% para 2026, en un entorno en que el WTI cotiza por debajo de 60 dólares; Lance respondió que la compañía anticipa cierta presión bajista en el corto plazo pero se mantiene constructiva en el mediano y largo plazo. Ningún directivo ofreció compromisos cuantitativos sobre el precio del crudo más allá de los 60 dólares WTI y los 70 dólares Brent utilizados como supuestos de planificación.