Qué dijo la dirección de Occidental Petroleum Corporation en la llamada del Q1 2026

Un trimestre sólido en medio de turbulencia geopolítica

Occidental Petroleum cerró el primer trimestre de 2026 con una producción de 1,426 millones de barriles de petróleo equivalente por día (BOE/d), superando el extremo superior de su propia guía. La compañía generó aproximadamente 1.700 millones de dólares de flujo de caja libre antes de capital de trabajo, un 52% más que en el mismo período de 2025 pese a precios del crudo similares. Las ganancias ajustadas fueron de 1,06 dólares por acción diluida. El motor del resultado fue el rendimiento doméstico: el Pérmico y las Rocosas entregaron pozos nuevos por encima de lo esperado, mientras que la plataforma del Golfo de América registró un tiempo de operación récord del 98%. En contraste, las operaciones internacionales, especialmente en Oriente Medio, sufrieron restricciones operativas y el efecto de los contratos de producción compartida ante precios más altos, que reducen el volumen neto atribuible a la compañía.

La deuda principal se redujo a 13.300 millones de dólares desde los 20.800 millones registrados al final del tercer trimestre de 2025, lo que implica una carga de intereses anual de 845 millones de dólares, unos 550 millones menos que en 2025. La compañía también completó la venta de OxyChem, generando una ganancia contable que elevó las ganancias reportadas a 3,13 dólares por acción. La cobertura de crudo —100.000 barriles diarios con un piso de 55 dólares WTI y un techo promedio de 76 dólares WTI hasta diciembre de 2026— fue presentada como una decisión operativa puntual, no como un cambio de estrategia.

Transición de liderazgo y rumbo estratégico

La llamada estuvo marcada por el anuncio de la retirada de Vicki Hollub como presidenta y directora ejecutiva, efectiva el 1 de junio. Richard Jackson, hasta ahora vicepresidente sénior y jefe de operaciones, la sucederá. Hollub permanecerá en el consejo de administración. Jackson subrayó que el foco inmediato será la ejecución del programa 2026-2027, la eficiencia de costos y la reducción del ciclo de decline de producción —actualmente en torno al 20%— como palancas para aumentar el flujo de caja libre sin necesidad de incrementar el capital invertido. La compañía estima generar más de 1.200 millones de dólares de flujo de caja libre incremental en 2026 respecto a 2025, antes del efecto de precios.

Para el segundo trimestre, la compañía ajustó a la baja su guía de producción anual al punto medio de 1,44 millones de BOE/d, reflejando las restricciones en Oriente Medio y la racionalización del portafolio de recuperación mejorada de petróleo (EOR): Occidental vendió campos EOR no estratégicos mientras aumentó su participación en los más rentables, una operación que describe como generadora neta de flujo de caja. En Midstream, la guía anual se elevó a 1.100 millones de dólares —un alza de unos 800 millones frente a la guía anterior— gracias a la comercialización de gas y los márgenes de azufre.

Lo que preocupó a los analistas

El turno de preguntas giró en torno a tres ejes. Primero, la hoja de ruta de la deuda y la acción preferente: los analistas intentaron precisar si la compañía busca llegar a deuda neta cero antes del rescate de las acciones preferentes en agosto de 2029. Mathew reconoció que una de las opciones es acumular caja para ese evento, pero rechazó fijar un objetivo de deuda neta, condicionando cualquier decisión a la situación macroeconómica. Segundo, la ausencia de un programa de recompra de acciones con fórmula predefinida, algo habitual en competidores. Jackson defendió la flexibilidad frente a la automaticidad, argumentando que la prioridad es el dividendo creciente y que las recompras serán oportunistas. Tercero, la posibilidad de reinversión para crecer en producción: Jackson descartó acelerarla en 2026, condicionándola a mayor claridad macroeconómica y a que el decline rate continúe su descenso hacia el 20% o por debajo. Sobre inflación de servicios, tanto Jackson como Kenneth Dillon —responsable de operaciones internacionales— indicaron que los proveedores priorizan la cuota de mercado sobre el precio, y que las mejoras de eficiencia absorben cualquier presión.

Hollub, en su intervención de cierre, ofreció una perspectiva de largo plazo que resulta relevante para mercados de materias primas: sostuvo que el precio real promedio del WTI desde 1974 es de 76,32 dólares y que, entre 2027 y 2030, la producción estadounidense alcanzará una meseta para luego declinar, lo que en su opinión convierte el inventario de recursos de Occidental —con operaciones en Omán, Abu Dabi y Argelia— en una ventaja competitiva estructural frente a compañías sin reservas propias en un mundo donde el 80% del crudo está controlado por gobiernos o NOC.