Qué dijo la dirección de EOG Resources, Inc. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre de integración y flujo de caja sólido

EOG Resources cerró el tercer trimestre de 2025 con resultados que superaron las expectativas operativas en prácticamente todas las líneas. La producción de petróleo, gas y líquidos quedó por encima del punto medio de la guía, mientras que el gasto de capital, los costos operativos en efectivo y la depreciación quedaron por debajo. La compañía reportó un flujo de caja libre de 1.400 millones de dólares, un beneficio neto de 1.500 millones y devolvió 1.000 millones a los accionistas mediante dividendo ordinario y recompras de acciones. El hecho más relevante del período fue el cierre de la adquisición de Encino a principios de agosto, que incorporó el activo Utica como tercer pilar del portafolio junto al Delaware Basin y el Eagle Ford.

La integración de Encino avanzó con mayor rapidez de la prevista. La dirección indicó que tiene visibilidad clara para alcanzar los 150 millones de dólares en sinergias dentro del primer año, impulsadas principalmente por la reducción de costos de perforación. Como resultado de las ganancias de eficiencia, EOG redujo de cinco a cuatro el número de plataformas activas en el Utica sin modificar el objetivo de 65 pozos completados para el año. Más del 80 % de los pozos Encino aplicables ya fueron migrados al sistema de optimización de extracción artificial de EOG, lo que contribuyó a que la producción base del Utica superara las expectativas del trimestre.

Perspectivas: gas natural al alza, petróleo con cautela en el corto plazo

Sobre el petróleo, el presidente ejecutivo Ezra Yacob describió un panorama cercano presionado por el retorno de capacidad de reserva al mercado —más que por inversión en nueva oferta—, con inventarios que la compañía espera continúen acumulándose durante algunos trimestres. A mediano y largo plazo, EOG ve un entorno constructivo apoyado en la reducción de la capacidad de reserva, el menor nivel de inversión global y el crecimiento continuado de la demanda. Para el gas natural, la compañía mantiene una postura positiva estructural, sustentada en la demanda récord de gas para alimentar plantas de licuefacción de GNL y en el crecimiento de la demanda eléctrica. La compañía espera que la tasa compuesta de crecimiento anual de la demanda de gas en América del Norte en la segunda mitad de la década se sitúe en torno al 4 %–6 %. Para 2026, aunque la dirección declinó ofrecer una guía formal, señaló que el ritmo de gasto del cuarto trimestre de 2025 —anualizado— es un punto de partida razonable, con crecimiento nulo o bajo en petróleo y mayor inversión continuada en Dorado, internacionales e integración del Utica.

En el plano internacional, relevante para lectores en la región, EOG describió avances en Trinidad —donde planea instalar la plataforma Coconut en 2026 y avanza hacia la decisión final de inversión en el descubrimiento Barrel— y primeras actividades en Bahréin y Emiratos Árabes Unidos. Los pozos en Bahréin fueron completados en el tercer trimestre y la compañía planea comenzar su terminación este trimestre. El primer pozo en EAU se espera que se perfore antes de fin de año.

Preguntas de los analistas: inventario en Delaware, recompras y 2026

Los analistas presionaron sobre tres frentes. Primero, la productividad del Delaware Basin, donde datos de terceros sugerían cierto deterioro. Jeff Leitzell respondió que los pozos rinden exactamente según el diseño y que la evolución del programa —laterales un 20 % más largos en 2025, costos de pozo un 15 % menores en dos años y nuevas zonas de aterrizaje con tasas de retorno superiores al 100 % y períodos de recuperación inferiores a un año— refleja maduración planificada, no decadencia del activo. Segundo, los analistas inquirieron sobre la asignación del flujo de caja libre con el balance ya cargado tras Encino. Yacob descartó la prioridad de acumular caja e insinuó que la recompra de acciones podría acercarse al 100 % del flujo de caja libre, dado lo que describió como una gran dislocación en la valoración del sector —la energía representa apenas el 3 % del S&P 500—. Tercero, cuando se le preguntó directamente sobre una posible posición en Alaska, Yacob declinó confirmar o desmentir, como es habitual en la política de la compañía respecto a posiciones exploratorias no anunciadas.