Qué dijo la dirección de Devon Energy Corporation en la llamada del Q3 2025

Un trimestre de récord interno y optimización acelerada

Devon Energy cerró el tercer trimestre de 2025 con resultados que superaron el punto medio de sus propias guías en producción, costos operativos y capital. La producción de petróleo rebasó la guía en 3.000 barriles diarios, el capital invertido quedó un 10% por debajo del ritmo del primer semestre y el flujo de caja libre alcanzó los 820 millones de dólares. Con ese efectivo, la compañía devolvió más de 400 millones a accionistas —151 millones en dividendos y 250 millones en recompras— y retiró anticipadamente 485 millones de dólares en deuda, lo que generará unos 30 millones de ahorro anual en intereses. La deuda neta sobre EBITDA se situó en 0,9 veces.

El eje del trimestre fue el plan de optimización empresarial lanzado en abril, cuyo objetivo es generar 1.000 millones de dólares adicionales de flujo de caja libre anual antes de impuestos. La dirección informó que ya se ha alcanzado más del 60% de esa meta en aproximadamente un tercio del tiempo previsto, con más de 80 líneas de trabajo activas en paralelo. Las mejoras provienen tanto de eficiencia en perforación y terminación de pozos como de la gestión de la producción base: reducción de fallos en levantamiento artificial, optimización de workover y automatización mediante inteligencia artificial. La compañía estima que estos esfuerzos han añadido de forma sostenible unos 20.000 BOE diarios por encima del nivel de referencia inicial.

Perspectivas 2026: menos capital, misma producción

Para 2026, Devon anticipó mantener la producción en torno a 845.000 BOE diarios —con petróleo en aproximadamente 388.000 barriles diarios— con una inversión de capital de entre 3.500 y 3.700 millones de dólares, cifra que la compañía describió como una reducción de 500 millones respecto a su nivel de capital de mantenimiento de hace un año. La dirección señaló que el programa puede financiarse, incluyendo el dividendo, con un precio del WTI por debajo de 45 dólares. La compañía espera continuar con recompras de acciones de entre 200 y 300 millones de dólares por trimestre. La guía definitiva para 2026 se presentará en la llamada de febrero, tras la aprobación del presupuesto por el consejo de administración.

En cuanto a la cartera de activos, Devon destacó varias operaciones realizadas durante el año: la disolución del joint venture en el Eagle Ford, la venta del oleoducto Matterhorn, la adquisición de la participación restante en Cotton Draw Midstream —con un ahorro de 50 millones anuales en distribuciones—, dos acuerdos de comercialización de gas hacia mercados premium, la compra de aproximadamente 60 ubicaciones netas en Nuevo México por 170 millones de dólares, y el valor de su participación en WaterBridge tras la OPI de esa compañía, estimado en más de 400 millones. La dirección atribuyó a estas acciones un incremento de más de 1.000 millones en el valor neto de activos de la empresa.

Preguntas de analistas: M&A, composición del portafolio y costos de servicio

En el turno de preguntas, los analistas presionaron sobre tres frentes. Primero, la posibilidad de desinversiones en activos con menor escala —como el Anadarko o la cuenca Powder River— para concentrar capital en Delaware, donde Devon sigue añadiendo recursos. Gaspar reconoció que la composición del portafolio se revisa de forma continua con el consejo, sin dar más detalles. Segundo, un analista de Wolfe Research cuestionó si la reducción de deuda se está redefiniendo como retorno al accionista; Gaspar confirmó que así lo considera la compañía, argumentando que un balance sólido convierte las crisis de precio en oportunidades de adquisición. Tercero, sobre el entorno de servicios para 2026, la dirección indicó que el presupuesto preliminar no incorpora supuestos de inflación ni deflación en costos de servicio —se asume el nivel actual—, aunque reconoció que el mercado de crudo aparece bien abastecido y que podría haber deflación si la actividad de la industria cae. El analista que preguntó sobre los contratos de midstream —en particular EnLink— recibió la confirmación de que las mejoras más significativas en contratos de gas y líquidos corresponden a la cuenca de Delaware y comenzarán a materializarse a partir de enero de 2027, fuera del horizonte del plan de 1.000 millones ya anunciado.