Qué dijo la dirección de Diamondback Energy, Inc. en la llamada del Q2 2026

Un trimestre sólido sobre una base que sigue creciendo

Diamondback Energy cerró el segundo trimestre de 2026 con una producción que superó las expectativas tanto en petróleo como, de manera notable, en gas natural. La dirección atribuyó el exceso en gas principalmente a mejoras en la comercialización local —reducción de venteos y mayor integración con los sistemas de recolección— y, en menor medida, al desarrollo incipiente del Barnett. Los costos operativos por barril cayeron por debajo de los seis dólares, aunque la compañía advirtió que ese resultado refleja sobre todo el mayor denominador de producción, no una reducción estructural del gasto. La deuda neta se redujo en 1.600 millones de dólares durante el trimestre, lo que la dirección describió como una transferencia directa de valor del lado deuda al lado capital.

En el plano operativo, la compañía destacó avances en eficiencia de completaciones —más de 21 horas de bombeo continuo por día de media—, reducción de costos de perforación en el Barnett hacia los 400 dólares por pie, y los primeros resultados positivos de un programa de recuperación mejorada con surfactantes en 12 pozos existentes. La dirección subrayó que la mejora de productividad por pie se ha mantenido o aumentado pese a la incorporación de zonas secundarias adicionales al programa de desarrollo.

Lo que viene: crecimiento moderado, gas y un proyecto de energía en West Texas

De cara al resto del año y a 2027, la compañía espera mantener un crecimiento orgánico de un dígito bajo, operando cinco equipos de completación de manera continua. La dirección indicó que un ritmo de capital de alrededor de 1.000 millones de dólares trimestrales sería suficiente para sostener la producción en términos planos, aunque precisó que es pronto para comprometerse con cifras de 2027. En cuanto al gas, la compañía espera que la entrada en operación de los nuevos gasoductos de Energy Transfer y WhiteWater alivie la presión sobre los precios en el nodo Waha, que registró valores negativos durante buena parte del segundo trimestre pero se normalizó en julio.

El proyecto que más atención recibió fue el desarrollo de generación eléctrica en Bryant Ranch, una superficie de 30.000 acres cerca de Midland, Texas. La compañía espera entregar primera potencia en la segunda mitad de 2027 mediante unidades de generación distribuida detrás del medidor, con una conexión a la red prevista para 2028 a través del proceso Batch Zero de ERCOT, cuya resolución se esperaba para el 20 de agosto. El proyecto contempla reservar entre 200 y 250 millones de pies cúbicos diarios de gas natural para suministrar el complejo, con un precio objetivo del tipo Waha más un diferencial con piso. La dirección también señaló que el proyecto podría generar ingresos adicionales para Deep Blue, su filial de infraestructura de agua, en la que posee el 30%.

Turno de preguntas: inventarios globales, retorno de capital y EOR

Los analistas presionaron sobre tres frentes. El primero fue la estrategia de retorno de capital: Diamondback eliminó el pasado trimestre el compromiso de devolver un porcentaje mínimo de flujo de caja libre, decisión que la dirección defendió como necesaria para preservar la flexibilidad ante un entorno volátil. En el segundo trimestre la compañía recompró acciones de manera selectiva cuando los precios cayeron, y destinó la mayor parte del excedente a reducir deuda. El CEO indicó que la intención es acumular liquidez suficiente para retirar los bonos con vencimiento en 2026 y 2027, y estar posicionados ante la torre de vencimientos de 2029-2032, descartando expresamente que esa caja se destine a grandes adquisiciones en efectivo.

El segundo frente fue la macro del petróleo. Ante la pregunta sobre si el cese de hostilidades en el estrecho de Ormuz podría reducir la volatilidad, la dirección declinó pronunciarse sobre geopolítica y reiteró su tesis central: los inventarios globales —incluyendo las reservas estratégicas— están en descenso y deberán reponerse, lo que a su juicio sostiene un precio del crudo a medio plazo. El tercer foco fue el programa de recuperación mejorada: los analistas recibieron la confirmación de que algunos pozos triplicaron o cuadruplicaron su producción tras el tratamiento con surfactantes, aunque la dispersión de resultados es aún muy amplia y la dirección evitó cuantificar el impacto económico agregado más allá de señalar que el beneficio económico ya es visible en parte de los pozos tratados.