J.P. Morgan: el flujo de caja de Diamondback supera las expectativas en el tercer trimestre, pero su previsión de producción de petróleo para el cuarto es débil

¿Por qué superó las expectativas el flujo de caja del tercer trimestre?

El flujo de caja por acción de Diamondback en el tercer trimestre fue de 11.34 dólares, aproximadamente un 2% y un 4% por encima de la previsión de JPMorgan y del consenso del mercado, respectivamente; el EBITDAX fue de 3,752 mil millones de dólares, aproximadamente un 3% y un 6% superior, respectivamente.
La producción media de crudo fue de 524,9 mil barriles diarios, en términos generales acorde con las expectativas; la producción total promedió 1,034 millones barriles equivalentes de petróleo diarios, aproximadamente un 2% por encima de la previsión de JPMorgan, en parte porque la producción de gas natural superó la estimación del banco.
Los costes de producción en efectivo fueron de 10.91 dólares por barril equivalente de petróleo, 0.87 dólares por debajo de la previsión de JPMorgan, lo que respaldó el flujo de caja. Sin embargo, el gasto de capital también superó la estimación del banco y el flujo de caja libre fue de 2,148 mil millones de dólares, apenas por encima de los 2,121 mil millones de dólares previstos.

La compañía prevé una producción media de crudo de 523 mil barriles diarios en el cuarto trimestre, por debajo de los aproximadamente 528 mil barriles previstos por JPMorgan y de los aproximadamente 526 mil barriles del consenso del mercado; elevó su previsión de gasto de capital anual de 3,9 mil millones de dólares a aproximadamente 3,98 mil millones de dólares.
El gasto adicional refleja el traslado de más actividades de la compañía a las formaciones Barnett y Wolfcamp D. JPMorgan considera que una mayor actividad en Barnett ayudará a ampliar la base de recursos de la cuenca del Pérmico y, por tanto, espera que los sólidos resultados financieros y el aumento del dividendo compensen el efecto de la previsión más débil, con una reacción mixta de la cotización.
La compañía aumentó el dividendo base un 7%, hasta una tasa anualizada de 4.72 dólares por acción; en el tercer trimestre también recompró 1,3 millones acciones a un precio medio de 186 dólares por acción.

La compañía señaló que, si el coste por pozo en Barnett baja a 800 dólares por pie, su rentabilidad podría equipararse a la de los proyectos de desarrollo principales de la cuenca de Midland; los costes más recientes de perforación y terminación se acercan a ese objetivo.
Los pozos de Barnett operados por la compañía y terminados en 2025 registraron, tras 12 meses de producción, un rendimiento aproximadamente un 50% superior a la curva de un pozo típico de crudo de la zona principal de la cuenca de Midland. Barnett y Wolfcamp D representan aproximadamente un 20% del plan de desarrollo del cuarto trimestre.
Las mejoras de eficiencia compensaron el aumento de los costes del diésel, el agua y la arena, por lo que el coste unitario de las operaciones terminadas se mantuvo estable interanualmente. La compañía prevé que los costes de los servicios petroleros sigan subiendo en 2027 si los precios del petróleo permanecen muy por encima del nivel de mitad de ciclo, aunque a un ritmo más lento que en 2022.

La compañía pasó al desarrollo coordinado en 2019 y adoptó tramos horizontales más largos y diseños de fracturación más densos para mejorar la recuperación de recursos. La recuperación de petróleo mediante productos químicos sigue en fase de pruebas y los resultados observados hasta ahora varían considerablemente.
La compañía continúa aumentando su capacidad de transporte de gas natural, incluido el gasoducto Solitude, cuya entrada en servicio está prevista para 2029 y cuya capacidad diaria será de 4,5 mil millones pies cúbicos, con el fin de reforzar el control sobre los flujos de gas natural aguas abajo y posiblemente dirigirse al mercado de gas natural licuado.
La compañía considera que sus recursos de gas natural, terrenos superficiales e inversiones existentes en recursos hídricos la hacen adecuada como socia de proyectos de centros de datos.