Qué dijo la dirección de Northern Oil and Gas, Inc. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre en línea, con el gas como protagonista

NOG cerró el cuarto trimestre de 2025 con una producción total de 140.000 BOE diarios, un 7% más que en el tercer trimestre y un 6% por encima del mismo periodo de 2024. El resultado llegó impulsado sobre todo por el gas natural: la producción gasífera alcanzó 392 MMcf por día, un máximo histórico por tercer trimestre consecutivo, tras la aceleración de los activos en Appalachia. El petróleo, en cambio, cayó un 5% interanual hasta 75.000 barriles diarios, penalizado por los aplazamientos de completaciones que varios operadores decidieron ante la debilidad de precios. El EBITDA ajustado del trimestre fue de 367 millones de dólares, y el flujo de caja libre, de 43 millones. Para el conjunto del año, el EBITDA ajustado ascendió a 1.630 millones, un 1% más que en 2024, a pesar de que el precio medio del petróleo cayó un 14%. La compañía registró cargos por deterioro no monetarios de 703 millones de dólares a lo largo de 2025, derivados del método de coste completo que aplica en su contabilidad; la dirección indicó que está evaluando migrar al método de esfuerzos exitosos para mejorar la comparabilidad con sus pares.

Lo que viene: dos escenarios y un resorte listo para dispararse

Antes de proporcionar guía para 2026, NOG optó por presentar dos escenarios —actividad baja y actividad alta— ante la falta de visibilidad sobre precios. En el escenario de baja actividad, la compañía espera una reducción moderada de volúmenes de petróleo pero una caída mucho más pronunciada del gasto de capital, con generación de flujo de caja libre superior al nivel actual de cotizaciones. En el escenario de alta actividad, la compañía espera una aceleración de la producción y una reducción de las restricciones de volumen acumuladas, aunque con menor flujo de caja libre en el corto plazo. La dirección estimó que cada cinco dólares adicionales por barril de WTI equivale a entre 130 y 150 millones de dólares anuales de caja extra. El gasto de capital estará distribuido aproximadamente entre el Pérmico (40%), Appalachia (25%), Williston (25%) y Uinta (10%), con mayor concentración en el primer semestre por el dinamismo del programa de adquisiciones orgánicas. La compañía cerró ya en el primer trimestre de 2026 la adquisición conjunta del activo Utica con su socio Infinity, lo que amplía en un 45% su presencia en Appalachia hasta aproximadamente 90.000 acres netos. La dirección afirmó que el dividendo está diseñado para mantenerse incluso en entornos de precios significativamente más débiles que los actuales, y rechazó los rumores sobre un posible recorte.

Las preguntas que incomodaron a los analistas

El turno de preguntas giró en torno a tres ejes. Primero, los analistas buscaron entender cuándo —o si— los pozos ya aprobados pero aún sin perforar terminarán ejecutándose: la compañía tiene 13 pozos netos consentidos sin iniciar, dos tercios de ellos en el Pérmico, con rentabilidades esperadas superiores al 40%-45% en half-cycle. La dirección reconoció que el comportamiento de los operadores privados sigue sin revertirse pese al repunte geopolítico reciente del crudo, y que es difícil predecir el momento exacto. Segundo, varios analistas preguntaron cómo distinguirán a lo largo del año si la empresa transita por el escenario alto o el bajo; la dirección se comprometió a ir reduciendo esa horquilla a medida que avance el ejercicio, pero no fijó un plazo concreto. Tercero, ante la pregunta de si NOG consideraría desinvertir activos —dada la valoración que el mercado de financiación respaldada por activos asigna a producción madura—, el consejero delegado no descartó ninguna opción y sugirió que la compañía está evaluando ideas creativas para crear valor, sin dar más detalles.