Qué dijo la dirección de Magnolia Oil & Gas Corporation en la llamada del Q4 2025

Un trimestre récord y un año de disciplina probada

Magnolia Oil & Gas cerró el cuarto trimestre de 2025 con una producción récord de 103.800 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), un incremento del 3% respecto al trimestre anterior. Para el conjunto del año, la producción total creció un 11% hasta casi 100.000 boe/d. La utilidad neta ajustada del trimestre fue de aproximadamente 71 millones de dólares (0,38 dólares por acción diluida), con un EBITDAX ajustado de 216 millones de dólares. El gasto de perforación y terminación representó el 54% de ese EBITDAX trimestral, por debajo del 51% registrado en el año completo, lo que refleja la baja tasa de reinversión que la compañía señala como sello distintivo de su modelo. A pesar de una caída superior al 15% en los precios realizados del crudo a lo largo del año, el margen operativo antes de impuestos promedió el 33% anual. El flujo de caja libre superó los 425 millones de dólares en 2025, y aproximadamente el 75% se devolvió a los accionistas mediante dividendos y recompras de acciones. Durante el año se recompraron 8,9 millones de acciones, reduciendo el total diluido en torno a un 4,5%. La compañía anunció además un aumento del 10% en su dividendo trimestral, el quinto consecutivo, hasta 0,165 dólares por acción.

Lo que viene: crecimiento moderado con capital estable

Para 2026, la dirección espera un gasto de capital en perforación y terminación de entre 440 y 480 millones de dólares, similar al de 2025 pese a planear más pozos, y un crecimiento total de producción de aproximadamente el 5%. La compañía anticipa que el primer trimestre será el de mayor desembolso, con unos 125 millones de dólares, y estima una producción trimestral de 102.000 boe/d, afectada por cerca de 1.500 boe/d de impacto por condiciones climáticas adversas en enero. La compañía espera que el diferencial de precio del crudo sea de aproximadamente 3 dólares por barril respecto al marcador Magellan East Houston, y mantiene su posición completamente sin cobertura de precios tanto en petróleo como en gas. El director general, Chris Stavros, dejó claro que no está previsto incorporar un tercer taladro al programa: la prioridad es gastar lo menos posible y capturar los beneficios de la eficiencia operativa. En un escenario de precios más altos, la compañía señaló que los excedentes de caja irían hacia recompras de acciones, el dividendo y adquisiciones oportunistas, no hacia mayor actividad de perforación.

Turno de preguntas: eficiencia, adquisiciones y precio del crudo

Los analistas interrogaron a la dirección sobre tres ejes principales. El primero, la excepcional productividad de los pozos en Giddings, campo situado en Texas central: Stavros atribuyó los resultados a la calidad del subsuelo y a la consistencia operativa acumulada con los mismos equipos y cuadrillas a lo largo de los años, sin señalar cambios específicos en el diseño de terminaciones. El segundo eje fue el mercado de adquisiciones: Stavros fue explícito en que no le interesan los activos con producción ya desarrollada y en declive ('PDP-heavy'), que en su opinión se pagan a valor completo o por encima; prefiere oportunidades con potencial sin desarrollar, aunque reconoció que la competencia y los precios de los activos han subido, mencionando incluso la presión de compradores de terrenos para centros de datos. Sobre el capital de mantenimiento, indicó que unos 400 millones de dólares anuales serían suficientes para sostener la producción actual. El tercer eje fue el precio del petróleo: ante preguntas sobre escenarios a 70 o 75 dólares por barril, Stavros fue directo: el efectivo adicional no financiaría más perforación sino que volvería al accionista. No hubo preguntas ni comentarios relacionados con operaciones en México, Brasil o España, ni con exposición a divisas emergentes.