Qué dijo la dirección de Northern Oil and Gas, Inc. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre sólido en medio de la turbulencia geopolítica

NOG cerró el primer trimestre de 2026 con una producción diaria récord superior a 148.000 BOE, un incremento del 6% respecto al trimestre anterior. Los resultados operativos superaron las estimaciones internas en producción y EBITDA ajustado, con Appalachia y la cuenca Williston como los principales motores del crecimiento. La compañía advirtió, no obstante, que el beneficio neto GAAP quedó lastrado por dos partidas no monetarias: una pérdida de valor de mercado en derivados de aproximadamente 521 millones de dólares —consecuencia directa del alza en el precio del crudo por la guerra con Irán— y un cargo por deterioro de 268 millones. El director financiero Chad Allen señaló que, si los precios actuales se mantienen, este podría ser el último cargo por deterioro del año, y adelantó que la compañía evalúa a largo plazo un cambio de método contable para evitar este tipo de impacto en los resultados.

En el frente operativo, la cuenca Permian sigue afectada por la escasez de capacidad de transporte de gas, lo que mantiene las realizaciones de gas natural muy por debajo de los precios de referencia. No obstante, la compañía indicó que sus coberturas de base sobre Waha la aíslan financieramente: mientras el precio spot de gas en el Permian fue de –0,02 dólares por Mcf, la realización efectiva incluyendo coberturas ascendió a 1,86 dólares. La dirección espera que esta debilidad persista al menos hasta la segunda mitad de 2026, cuando se prevé que entren en servicio nuevas infraestructuras de transporte. En contraste, los diferenciales de petróleo en el Williston y el Permian evolucionaron favorablemente, beneficiando las realizaciones.

Perspectivas: cautela ante la geopolítica, optimismo en M&A

NOG no actualizó su guía para 2026, alegando la elevada volatilidad de los precios y la incertidumbre derivada del conflicto con Irán. La compañía indicó que está evolucionando hacia el extremo superior del escenario de baja actividad planteado en el trimestre anterior, y espera poder estrechar el rango de previsiones en la llamada del segundo trimestre. O'Grady subrayó que lo relevante para las decisiones de inversión no es el precio spot —que ha repuntado con fuerza—, sino el precio a largo plazo: el strip de 2027 y 2028 es lo que determina la actividad de perforación y el valor de los activos no desarrollados. La mejora en ese tramo de la curva, actualmente en torno a 70 dólares por barril a dos años, la compañía la considera suficiente para estimular tanto la actividad operativa como el mercado de adquisiciones. En cuanto a coberturas para 2027, NOG ha iniciado posiciones pero de forma moderada, a la espera de mayor claridad sobre la situación en Oriente Medio.

El denominado «ground game» —adquisiciones menores de activos y acreaje— registró un nuevo récord trimestral con 41 transacciones, añadiendo más de 5.100 acres netos y 6 pozos netos. En el mercado de grandes operaciones, la dirección señaló que evalúa activos por valor de más de 10.000 millones de dólares distribuidos en ocho transacciones activas, con un desplazamiento notable desde activos ponderados en gas —que dominaron el flujo en 2025— hacia activos ponderados en petróleo, especialmente en el Permian.

Turno de preguntas: coberturas, M&A y realización de gas

Los analistas preguntaron principalmente sobre tres asuntos. En primer lugar, la actividad futura de los operadores: O'Grady explicó que el tiempo medio entre el inicio de la perforación y la puesta en producción ronda los 150-160 días, lo que introduce un desfase significativo entre las decisiones de inversión y el precio spot actual, y justifica la cautela de los operadores pese al repunte del crudo. En segundo lugar, sobre las perspectivas de M&A, Dirlam detalló que el cambio en el mix de activos ofertados —de gas a petróleo— refleja tanto el nuevo entorno de precios como el proceso de racionalización de carteras que siguen a las grandes fusiones del año anterior, con grupos de capital privado aprovechando la mejora del strip para desinvertir. Un analista preguntó específicamente por la clasificación contable de las swaptions en el balance, que aparecen mayoritariamente como pasivo corriente pese a que la mayoría se convertiría en swaps para 2027 o años posteriores; Allen y O'Grady aclararon que se trata de un requisito contable por la fecha de vencimiento del derecho, sin impacto económico real. La compañía anticipó divulgaciones adicionales en el 10-Q para clarificar este punto.