Qué dijo la dirección de Coterra Energy Inc. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre sólido con guía anticipada para 2026

Coterra Energy cerró el tercer trimestre de 2025 superando el punto medio de su propia guía en producción de petróleo, gas y barriles de petróleo equivalente. La producción de líquidos del petróleo natural (NGL) alcanzó un máximo histórico para la compañía, en torno a 136 MBoe por día. Los ingresos combinados de petróleo y gas antes de coberturas sumaron 1.700 millones de dólares, con el petróleo representando el 57% del total, un salto desde el 52% del trimestre anterior. El flujo de caja libre del periodo fue de 533 millones de dólares. La compañía mantuvo el gasto de capital anual cerca del punto medio de su guía inicial, en aproximadamente 2.300 millones de dólares, y reiteró que espera generar alrededor de 2.000 millones de dólares en flujo de caja libre para el conjunto de 2025, lo que representaría un aumento del 60% frente a 2024.

La integración de los activos adquiridos en el Condado de Lea —operaciones Franklin Mountain y Avant, cerradas en enero de 2025 en el norte de la Cuenca Delaware, Nuevo México— fue señalada por la dirección como un éxito. La compañía reportó una reducción del 10% en el coste total de los pozos medido en dólares por pie, una disminución del 5% en los gastos operativos heredados y proyecta ahorros adicionales de 20 millones de dólares anuales en tratamiento de gas ácido en superficie. Además, el equipo técnico identificó un 10% más de inventario —medido en pies laterales netos— del que se había estimado al anunciar la adquisición.

Lo que viene: disciplina de capital y paciencia en gas

La compañía espera que el gasto de capital en 2026 sea modestamente inferior al de 2025, manteniendo al mismo tiempo los rangos de producción contemplados en su plan trienal 2025-2027. La dirección subrayó que esta orientación es preliminar y que las decisiones finales aún están en elaboración. En petróleo, la compañía espera lograr un crecimiento del 5% interanual, aunque se mostró cautelosa ante la volatilidad del mercado, citando la incertidumbre sobre la disciplina de la OPEP, las sanciones a Rusia, la situación en Venezuela y la demanda de China e India. En gas natural, Coterra mantiene comprometidos aproximadamente 200 millones de pies cúbicos por día en contratos de GNL recientemente anunciados, 350 millones hacia Cove Point LNG y 320 millones en acuerdos de suministro a centrales eléctricas locales dentro de la región de Marcellus —incluyendo un contrato con CPV para una planta en el Condado de Reeves, Texas—. Aun así, la compañía indicó que seguirá siendo paciente antes de aumentar volúmenes de gas, a la espera de que la demanda se materialice y los precios a plazo se consoliden. En cuanto a la remuneración al accionista, la compañía reactivó en octubre su programa de recompra de acciones tras amortizar 600 millones de dólares en préstamos a plazo durante los primeros nueve meses del año. La deuda total se redujo de 4.500 a 3.900 millones de dólares.

Turno de preguntas: Kimmeridge, retornos y gas en el Pérmico

La sesión de preguntas estuvo marcada desde el inicio por la carta pública que el fondo activista Kimmeridge publicó la misma mañana de la llamada, cuestionando el modelo multibásico de Coterra y sugiriendo una separación de activos. Tom Jorden reconoció el documento pero se negó a debatirlo en detalle, señalando que Kimmeridge no contactó a la compañía antes de hacerlo público. Varios analistas indagaron también sobre la asignación del flujo de caja libre entre reducción de deuda y recompras: Shane Young indicó que en 2024 se devolvió aproximadamente el 94% del flujo de caja libre a los accionistas y que la compañía aspira a recuperar niveles similares, aunque sin comprometerse a una cifra concreta para 2026. En operaciones, el equipo confirmó que los costes operativos del trimestre subieron por trabajos de mantenimiento en pozos del Condado de Lea, pero esperan que moderen en el cuarto trimestre. Respecto a la exposición al precio del gas en Waha —índice de referencia en el Pérmico que cotizó con descuentos severos durante el trimestre—, la dirección reconoció el impacto y afirmó estar participando activamente en conversaciones con los nuevos gasoductos de largo recorrido que han alcanzado decisión de inversión, con el objetivo de asegurar transporte y mejorar la realización de precios frente al NYMEX.