Qué dijo la dirección de ConocoPhillips en la llamada del Q4 2025

Un trimestre sólido que cierra un año de transición completada

ConocoPhillips cerró 2025 con una producción de 2,32 millones de barriles equivalentes de petróleo por día, en línea con el punto medio de su propia guía. El gasto de capital del año completo fue de 12.600 millones de dólares y el flujo de caja operativo alcanzó para devolver 9.000 millones de dólares a los accionistas, equivalente al 45% del CFO, meta que la compañía se había fijado al inicio del ejercicio. La integración de Marathon Oil se describe como concluida y superando las expectativas: las sinergias se duplicaron respecto al caso de adquisición y se eliminó por completo el programa de capital de Marathon. En reservas, la tasa de reposición orgánica quedó en el 99% para el año, aunque la dirección señala que, excluidas las revisiones por precio, la cifra habría sido del 110%.

Lo que viene: menos capital, más caja libre

Para 2026, la compañía espera reducir en conjunto sus gastos de capital y sus costos operativos en aproximadamente 1.000 millones de dólares: el presupuesto de capital baja a unos 12.000 millones y los costos operativos a unos 10.200 millones. La producción guiada para el año oscila entre 2.330.000 y 2.360.000 barriles equivalentes por día, con un primer trimestre algo limitado por los efectos de la tormenta invernal Fern. La dirección presenta este año como el inicio de una inflexión de flujo de caja libre que, según la compañía, sumaría aproximadamente 1.000 millones de dólares adicionales cada año entre 2026 y 2028, y otros 4.000 millones cuando el proyecto Willow entre en producción en 2029. La compañía espera que su punto de equilibrio de flujo de caja libre antes de dividendo caiga hasta el rango bajo de los 30 dólares por barril WTI hacia finales de la década. En Alaska, cuatro pozos de exploración al oeste y al sur de Willow ya están en marcha esta temporada invernal; el objetivo declarado es identificar recursos que alimenten la infraestructura del nuevo yacimiento, replicando lo que la compañía dice haber logrado en sus activos anteriores en esa región. El proyecto NFE de GNL supera el 80% de avance y se espera que arranque en el segundo semestre de 2025, mientras que Willow roza el 50% de completitud.

El turno de preguntas: Venezuela, GNL y la madurez del shale

Varios analistas indagaron sobre Venezuela. La dirección fue clara en que su prioridad es cobrar los dos laudos arbitrales pendientes, no reanudar operaciones, y que apoya al gobierno de Estados Unidos en su análisis de corto, medio y largo plazo sobre el país. Sobre la venta de Citgo —referida como Sitco en la llamada— Ryan Lance dijo que no ve razón para pensar que el proceso no avanza según lo previsto y que valora positivamente que la administración quiera que el activo quede en manos estadounidenses. Un analista preguntó si el crudo venezolano podría desplazar al canadiense en las refinerías del Golfo; el CFO Andy O'Brien respondió que la compañía no prevé un impacto material, argumentando que la demanda global crece cerca de un millón de barriles diarios al año y que el mercado absorberá los flujos adicionales. En el frente de GNL, la compañía detalló que los primeros 5 millones de toneladas de Port Arthur Phase 1 ya están colocados en Europa y Asia, y que entre ahora y 2030 su exposición al precio del gas natural Henry Hub —con una sensibilidad de más de 400 millones de dólares por cada dólar de movimiento— supera con creces su exposición a los márgenes de GNL. Sobre la consolidación del sector, Lance fue directo: la compañía considera que ya completó su ciclo de adquisiciones con Marathon y que su foco está en el crecimiento orgánico. Ante la pregunta de qué ocurrirá con el shale cuando madure, la dirección defendió que su inventario de bajo costo en la Cuenca Pérmica, Eagle Ford y Bakken tiene una vida de más de dos décadas, y que activos internacionales como Surmont en Canadá, Libia —donde acaba de renovar la concesión— y Guinea Ecuatorial ofrecen opcionalidad adicional.