Qué dijo la dirección de Epsilon Energy Ltd. en la llamada del Q4 2025

Un año de transformación: adquisición, crecimiento y reservas récord

Epsilon Energy cerró 2025 con un crecimiento del 75% en EBITDA ajustado y del 54% en producción respecto al año anterior, impulsado principalmente por mayores volúmenes —que subieron un 65%— y precios más altos en el Marcellus, con una mejora de más de un dólar por MMBtu. El hito del trimestre fue el cierre de la adquisición de las compañías PEEP en la cuenca Powder River Basin (PRB) de Wyoming, que incorporó más de 100 ubicaciones de perforación con alta tasa de retorno, un equipo operativo experimentado y reservas significativas. Las reservas totales probadas crecieron un 86% hasta los 156 Bcfe, mientras que las reservas probadas en desarrollo aumentaron un 69%. La directiva destacó que los problemas de permisos con la Oficina de Gestión de Tierras (BLM) en el condado de Converse quedaron resueltos alrededor del cierre, con siete permisos de perforación aprobados que dan acceso a lo que la empresa considera su mejor inventario en la cuenca.

Entre los elementos extraordinarios que afectaron las ganancias reportadas figuran costos de transacción por la adquisición Peak de 6,9 millones de dólares, deterioros en activos de Canadá y Nuevo México —asociados a un precio del WTI por debajo de 60 dólares al 31 de diciembre y a revisiones de reservas a la baja—, y una pérdida contable en la venta de los activos de Oklahoma. La compañía aclaró que, combinando el efectivo recibido en el cierre con el ahorro fiscal, esa operación generó más de ocho veces el flujo de caja esperado de esos activos en 2026. Ajustando por todos estos conceptos, la empresa indicó que ganó 0,92 dólares por acción en 2025.

Lo que viene: perforación operada, Barnett con pozos de tres millas y liquidez adicional

Para 2026, la compañía espera arrancar la perforación operada en el Parkman del PRB en el tercer trimestre, con producción en línea en el cuarto. Se planean tres laterales de dos millas con un capital neto estimado de 22 millones de dólares. Paralelamente, se están completando dos DUCs de Niobrara adquiridos con Peak, con un capital neto de aproximadamente 6 millones de dólares y fractura hidráulica programada para el segundo trimestre. En el Barnett del Pérmico, el nuevo operador ha adoptado laterales de tres millas y desarrollo en baterías de cuatro pozos por plataforma; el primer pozo de esta nueva modalidad ya fue perforado este mes, con producción esperada hacia mediados de año y un capital neto de unos 4 millones de dólares. En el Marcellus, se reanudan las actividades con cinco pozos propuestos con inicio en el segundo trimestre.

Para reforzar la liquidez ante este programa de capital, la empresa está en proceso de vender un paquete de participaciones de regalías sobreimpuestas en el Marcellus —producción inferior a un millón de pies cúbicos diarios fuera del área central de Auburn— y tiene bajo contrato el edificio de oficinas en Colorado adquirido con Peak por 3 millones de dólares, con cierre esperado en el segundo trimestre. La compañía espera que los volúmenes incrementales de petróleo que se añadan desde el segundo trimestre queden sin cobertura de precios, lo que, en sus palabras, ofrece exposición al alza. La producción PDP actual está cubierta en aproximadamente un 60% para el resto del año.

Turno de preguntas: retornos por precio del petróleo y la competencia de capital entre activos

El único analista que intervino, Anthony Perala de Punch & Associates, centró sus preguntas en los retornos a distintos precios del WTI y en cómo compiten los activos por el capital. La dirección detalló que, a 75 dólares por barril, los retornos del Parkman en el condado de Converse superan el 200% con un período de recuperación de ocho meses, mientras que el Barnett de tres millas escala desde un 45% de TIR a más del 60% al pasar de 65 a 70 dólares. La directiva indicó que aproximadamente el 50% de la inversión en los próximos dos años irá a la PRB, y el resto se dividirá entre Marcellus y Barnett. Perala preguntó también sobre la actividad de los grandes operadores en la Niobrara: Henry Clanton señaló que en este momento hay 12 equipos de perforación activos alrededor de las posiciones de Epsilon en los condados de Campbell, Converse y Johnson, y que 10 de los 12 están enfocados en la Niobrara —donde Devon, EOG, Continental y Oxy están concentrando su capital—. La directiva no quiso dar una orientación de precios para la venta del paquete de regalías del Marcellus, pero señaló que hay interés robusto en el mercado y que esperan conocer las ofertas el mes próximo.