Qué dijo la dirección de Murphy Oil Corporation en la llamada del Q1 2026

Un trimestre sólido pese a la volatilidad del crudo

Murphy Oil cerró el primer trimestre de 2026 con producción por encima del techo de su propia guía, apoyada en un desempeño superior tanto en sus activos terrestres como mar adentro. El Eagle Ford superó las expectativas en cerca de 3.000 barriles de petróleo equivalente por día gracias a pozos más largos y mejoras en perforación y terminación, mientras que el Golfo de América aportó un volumen similar adicional por alta disponibilidad de instalaciones. La compañía generó un flujo de caja de 429 millones de dólares e ingreso neto ajustado de 47 millones, cifra que incluye 67 millones de dólares en gastos de exploración por dos pozos infructuosos en Costa de Marfil. El precio realizado promedio del petróleo fue de 72 dólares por barril en el trimestre, aunque en marzo superó los 90 dólares, lo que refleja una subida de aproximadamente el 50 % desde enero. La dirección optó por mantenerse sin coberturas, argumentando que la fortaleza del balance permite absorber la volatilidad sin depender de instrumentos de cobertura.

Murphy mantiene su guía de capital para 2026 en un rango de 1.200 a 1.300 millones de dólares. Los próximos catalizadores de volumen son el pozo Chinook 8 en el Golfo de América, previsto para el segundo semestre, y el campo Lac Da Vang (Golden Camel) en Vietnam, cuyo arranque la compañía espera en el cuarto trimestre de 2026 con rampa de producción durante 2027. Para 2028, la compañía espera que los proyectos Cello y Banjo aporten una contribución neta de 4.000 barriles diarios. En Vietnam, el programa de apreciación de Hai Su Vang avanza con el pozo HSV-3X en su fase final y el HSV-4X como cierre de la campaña; la dirección espera tener claridad sobre el plan de desarrollo aproximadamente un año después de concluir la apreciación, y evalúa dos esquemas: una FSO con plataformas de proceso, o un FPSO, ya sea de nueva construcción o reutilizado.

Exploración internacional: Costa de Marfil, Vietnam, Camerún y Marruecos

El pozo de exploración Bubale en Costa de Marfil concentró buena parte del interés de los analistas. La perforación avanza más despacio de lo previsto en la sección Turoniana, una roca más dura de lo esperado, y el objetivo primario en el Cenomaniano aún no ha sido alcanzado. La dirección se negó a especular sobre resultados. En paralelo, el campo Paon —también en Costa de Marfil— enfrenta un obstáculo específico: aproximadamente dos tercios de los barriles equivalentes del yacimiento serían gas, y la compañía no ha logrado acordar con el gobierno marfileño un precio del gas que haga viable el proyecto. La dirección señaló que cualquier descubrimiento cercano, incluyendo un eventual éxito en Bubale, podría aportar la escala necesaria para mejorar la economía de un gasoducto costero y facilitar el desarrollo conjunto. En cuanto a la estrategia de exploración de largo plazo, la dirección describió Camerún y Marruecos como oportunidades de entrada barata en cuencas emergentes con pozos de costo relativamente bajo y objetivos de gran recurso; Marruecos fue calificado explícitamente como la apuesta de mayor riesgo en la cartera actual.

Preguntas de los analistas: retornos al accionista y cadencia de capital

Varios analistas presionaron sobre el marco de retorno al accionista. La dirección reafirmó el compromiso con el dividendo —ininterrumpido desde 1961— y con la recompra de acciones, pero reconoció que el esquema vigente será aplicado de forma más oportunista dada la volatilidad extrema del crudo. Sobre la carga de capital, más del 68 % del gasto anual está concentrado en el primer semestre; la dirección expresó confianza en cumplir el rango guiado, aunque advirtió que un eventual éxito en Bubale obligaría a perforar un pozo de apreciación de inmediato, lo que podría llevar el gasto al límite alto o incluso por encima del rango. En relación con el precio del crudo en Vietnam, la dirección indicó que el diferencial positivo sobre Brent —que llegó a ser de 12 dólares en marzo por disrupción de flujos físicos en Asia— debería normalizarse en el largo plazo hacia Brent más 2 o 3 dólares, aunque reconoció incertidumbre sobre qué nivel prevalecerá cuando Lac Da Vang entre en producción en el cuarto trimestre.