Qué dijo la dirección de W&T Offshore, Inc. en la llamada del Q4 2025

Un año de crecimiento sin taladro

W&T Offshore cerró 2025 con producción creciente en los cuatro trimestres —de 30.500 a 36.200 barriles equivalentes de petróleo por día— sin perforar ningún pozo nuevo. La compañía atribuyó ese avance a 34 trabajos de reacondicionamiento, cuatro recompletaciones y la integración de los campos adquiridos en 2024. El EBITDA ajustado del año completo fue de 130 millones de dólares, el efectivo creció 31 millones hasta casi 141 millones, y la deuda neta se redujo 74 millones hasta 210 millones. Las reservas probadas al cierre de 2025 ascendieron a 121 millones de barriles equivalentes con un PV-10 de 1.120 millones de dólares. Krohn señaló que esas cifras han mejorado desde marzo por factores geopolíticos, aunque no ofreció una cifra actualizada.

En el plano financiero, la empresa refinanció su deuda en enero de 2025 con una emisión de notas de segundo gravamen por 350 millones de dólares que redujo el tipo de interés en 100 puntos básicos y recortó el total de la deuda en 39 millones. También se cobró un seguro de 58 millones por el pozo Mobile Bay 78-1 y se vendió una participación no estratégica en Garden Banks por 12 millones.

Lo que viene en 2026

La compañía espera que la producción del primer trimestre de 2026 se sitúe en torno a 35.000 barriles equivalentes diarios en el punto medio de su guía, ligeramente por debajo del cuarto trimestre de 2025 por paradas no planificadas debidas a heladas invernales —un fenómeno que, según Krohn, se repite cada año en el primer trimestre—. La compañía espera que la producción del año completo 2026 se mantenga también en ese mismo punto medio de 35.000 barriles, sin contar adquisiciones ni perforación nueva. El gasto de capital previsto para 2026 es de aproximadamente 22 millones de dólares en el punto medio, menos de la mitad de los 55 millones invertidos en 2025, una vez concluido el proyecto de infraestructura de tuberías en West Delta 73 por 20 millones. Los costos operativos por barril se esperan más bajos que en 2025 pese a mayor producción.

Sobre el entorno regulatorio, Krohn destacó que el Departamento de Interior ha propuesto eliminar las exigencias de garantías financieras suplementarias para desmantelamiento que habrían obligado al sector a constituir alrededor de 6.900 millones de dólares —de los cuales unos 6.000 millones corresponderían a pequeñas empresas—. La compañía espera que ese cambio reduzca sus costos de seguros y libere capital para operaciones. El período de comentarios públicos sobre la propuesta vence el 8 de mayo de 2026.

Preguntas de los analistas

Los dos analistas que participaron en el turno de preguntas —Derrick Whitfield de Texas Capital y Jeffrey Robertson de Water Tower Research— se centraron en tres asuntos: la disciplina de capital frente al taladro, el impacto regulatorio en adquisiciones y costos, y el potencial de reservas probables sin necesidad de nueva perforación. Krohn confirmó que la compañía prefiere adquisiciones de campos productores sobre la perforación exploratoria en el entorno de precios actual, y que cuenta con inventario de prospectos, todos ellos retenidos por producción salvo un par de excepciones. Cuando Whitfield preguntó por el proyecto en Mobile Bay y el nuevo acuerdo de comercialización, Krohn no cuantificó el impacto esperado en volúmenes o precios de realización por producto. Respecto a las reservas 2P —categoría no reconocida por la SEC estadounidense pero sí en Europa—, Krohn indicó que la compañía identifica unos 750 millones de dólares en flujo de caja adicional sin gasto de capital, procedente de yacimientos de empuje hidráulico en el Golfo, aunque evitó comprometerse con cifras concretas por las restricciones regulatorias sobre la comunicación de reservas probables.