Qué dijo la dirección de EQT Corporation en la llamada del Q3 2025

Un trimestre de récords operativos y flujo de caja sólido

EQT cerró el tercer trimestre de 2025 con 484 millones de dólares de flujo de caja libre atribuible a la compañía, cifra que ya descuenta 21 millones de dólares en costos no recurrentes ligados a la adquisición de Olympus Energy. La dirección destacó que en los últimos cuatro trimestres EQT ha generado más de 2.300 millones de dólares de flujo de caja libre acumulado con un precio promedio del gas natural de apenas 3,25 dólares por millón de BTU. El gasto de capital quedó aproximadamente 70 millones de dólares por debajo del punto medio de la guía, los costos operativos cayeron a mínimos históricos por unidad y la producción rozó el extremo alto de las proyecciones pese a las restricciones voluntarias de volumen motivadas por la volatilidad de precios locales. El equipo batió varios récords de perforación y completación durante el trimestre, lo que la dirección atribuyó a las mejoras continuas en eficiencia operativa.

La integración de Olympus Energy, cerrada el 1 de julio, se completó en 34 días, el plazo más corto en la historia de adquisiciones de EQT. En el Deep Utica, dos pozos se perforaron casi un 30 % más rápido que el ritmo histórico de Olympus, con un ahorro estimado de dos millones de dólares por pozo. La dirección señaló que el inventario del Deep Utica no fue valorado en el precio de compra y representa una opción de valor a largo plazo.

Expansión comercial: datos, GNL y nueva infraestructura

El proyecto de expansión MVP Boost finalizó su open season con una demanda que superó ampliamente las expectativas iniciales, lo que llevó a ampliar la capacidad del proyecto en un 20 %, hasta más de 600.000 dekatermos diarios. La compañía estima un múltiplo de construcción de tres veces el EBITDA ajustado y subrayó que el 100 % de la capacidad está respaldada por contratos de reserva de capacidad a 20 años suscritos por distribuidoras eléctricas del sureste de Estados Unidos, sin participación de productores como en el caso del MVP original. La dirección también informó sobre el avance de proyectos de generación eléctrica dentro de la cuenca de Appalachia, entre ellos el de Homer City, y mencionó conversaciones activas con operadores de centros de datos en Ohio y en el suroeste de Pensilvania.

En el frente del GNL, EQT anunció acuerdos de compraventa con Port Arthur de Sempra, Rio Grande de Next Decade y Commonwealth LNG, con inicio de contratos previsto para 2030 y 2031. La compañía espera que esta ventana evite la fase de sobreoferta global de GNL que prevé para el período 2027-2029. Jeremy Knop indicó que el cupo de acuerdos de offtake está completo por ahora y que el foco inmediato es construir el equipo y los sistemas necesarios para negociar contratos de venta directa con compradores internacionales. EQT es el segundo mayor comercializador de gas natural en Estados Unidos, por delante de todos sus pares en upstream y midstream y de las grandes petroleras integradas.

Preguntas de analistas: asignación de capital, cobertura de base y precio del gas

Los analistas preguntaron con insistencia sobre la asignación de capital para 2026 y los años siguientes en el segmento midstream. La dirección no ofreció cifras concretas pero indicó que el gasto será discrecional y basado en la calidad de los proyectos, y que la rentabilidad holística —incluyendo el valor que se desbloquea en el upstream— justifica la inversión. En cuanto a la deuda neta, la compañía mantiene como objetivo máximo 5.000 millones de dólares de deuda total, y Knop explicó que reducir ese pasivo es prioritario frente a la recompra de acciones, aunque dejó abierta esa opción para cuando el balance lo permita.

Varios analistas indagaron sobre la estrategia de cobertura de base. Knop reconoció que EQT ha pasado de cubrir hasta el 90 % de sus ventas en cuenca a una postura más activa, utilizando las restricciones voluntarias de producción como herramienta de optimización en lugar de coberturas defensivas. Sobre el precio del gas, la dirección se mostró constructiva para el corto plazo —impulsada por la demanda de GNL, el invierno frío esperado y la desaceleración del gas asociado del Pérmico— pero advirtió sobre una posible sobreoferta temporal en el período 2027-2029 por la entrada de nueva capacidad de GNL y nuevos gasoductos en el Pérmico.