Qué dijo la dirección de Northern Oil and Gas, Inc. en la llamada del Q2 2026

Un trimestre de recuperación impulsado por gas y eficiencia de costos

NOG reportó un segundo trimestre en el que el EBITDA ajustado creció 17% de forma secuencial y el flujo de caja libre se multiplicó más de cuatro veces respecto al primer trimestre. La producción total subió 9% interanual, con volúmenes récord de gas natural que avanzaron 35% en el mismo periodo. El factor que limitó el crecimiento fue la reducción forzada de producción en la Cuenca Pérmica derivada de los bajos precios del gas en el hub de Waha, Texas —una situación que los operadores gestionaron deliberadamente para optimizar el flujo de caja—. Fuera de ese efecto, activos como Williston, Uinta y Appalachia superaron las expectativas internas, y el programa conjunto en el Utica de Ohio arrancó con resultados que la dirección calificó de muy sólidos.

El precio neto del petróleo sin cobertura mejoró 36% respecto al primer trimestre. En gas, las realizaciones alcanzaron el 90% del Henry Hub y, con coberturas incluidas, llegaron al 123%. Los costos de producción por barril equivalente bajaron 4% interanual. En cuanto a devolución de capital, la compañía recompró casi el 3% de las acciones en circulación a un precio promedio de 20,37 dólares —su mayor recompra trimestral en mercado abierto hasta la fecha— y pagó un dividendo de 0,45 dólares por acción, cubierto varias veces por el flujo de caja libre del trimestre.

Perspectivas: Duvernay, inventario y producción en ascenso

La compañía espera generar entre 1.400 y más de 1.500 millones de dólares de EBITDA ajustado en el año, con un capital de perforación de entre 850 y 900 millones que, según la dirección, debería sostener los volúmenes actuales y producir entre 375 y más de 500 millones de dólares de flujo de caja libre. En operaciones, el inventario de pozos en proceso creció hasta casi 52 pozos netos, y las elecciones de participación aumentaron cerca de 20% respecto a la tasa de los últimos doce meses. La dirección señaló que la congestión logística en el Pérmico —que había frenado la producción de gas— se está resolviendo más rápido de lo previsto, lo que anticipa un mejor segundo semestre.

El hecho más relevante para mercados fuera de Estados Unidos es la entrada de NOG en Canadá a través de la adquisición Parallax en la formación Duvernay, cerrada en junio. La compañía describe el activo como autosuficiente, con más de 20 años de inventario, un punto de equilibrio por debajo de los 50 dólares por barril y un costo de adquisición inferior a 600.000 dólares por locación. Los márgenes del Duvernay, según datos presentados por la propia compañía, superan a los del Pérmico. La dirección también indicó que llevan dos años evaluando activos en Canadá, tanto en el Montney como en el Duvernay, y que continuarán explorando oportunidades complementarias.

Turno de preguntas: valoración, apalancamiento y diversificación de cuencas

La pregunta que monopolizó la llamada fue la de la brecha de valoración. Un analista señaló que la acción permanece prácticamente plana en el año mientras otras productoras suben entre 40% y 50%. El director general, Nick O'Grady, respondió con un extenso argumento en el que atribuyó el descuento a que el mercado compara a NOG —un no-operador cuyo valor reside en los activos adquiridos— con operadores convencionales juzgados por su eficiencia de capital trimestral y su rendimiento de flujo de caja libre. O'Grady sostuvo que la mayor parte de las empresas del sector no están reponiendo su inventario, por lo que lo que llaman flujo de caja libre es en realidad una anualidad en declive. La compañía estima que sus activos valen más de 7.000 millones de dólares frente a un valor de empresa de 4.600 millones. Otro analista preguntó sobre la jerarquía entre reducción de deuda, recompras y adquisiciones; la respuesta de la dirección fue que el apalancamiento puede resolverse rápidamente mediante la venta de activos si fuera necesario, y que la prioridad inmediata son las recompras dado el precio actual de la acción. Sobre la composición por cuencas, la dirección rechazó fijar una distribución objetivo y reiteró que el modelo no-operador permite reasignar capital entre geografías sin las restricciones de equipos y actividad de perforación que enfrenta un operador convencional.