Northern Oil and Gas 2T 2026: ventas de petróleo y gas suben 17%

Northern Oil and Gas (NYSE: NOG) reportó ventas de petróleo y gas en el segundo trimestre de 2026 por $670,8 millones, aproximadamente un 17% más que los $574,4 millones de un año antes, mientras que el BPA diluido GAAP aumentó a $2,19 desde $1,00. La producción total creció un 9%, hasta 145.659 Boe diarios, ya que una producción récord de gas natural compensó los menores volúmenes de petróleo. El EBITDA ajustado alcanzó $401,0 millones, un 17% más en términos secuenciales, y el flujo de caja libre fue de $159,0 millones.

Resultados principales

Las ventas crecieron más rápido que la producción porque el precio realizado de materias primas sin coberturas de NOG aumentó un 24%, hasta $50,61 por Boe. El beneficio GAAP también se benefició de una ganancia no monetaria de $156,5 millones por valoración a precio de mercado de derivados y de la ausencia de los gastos por deterioro y acuerdos legales registrados en el trimestre del año anterior.

Las principales cifras trimestrales correspondientes a los tres meses finalizados el 30 de junio fueron:

Sobre una base no GAAP, el beneficio neto ajustado fue de $122,5 millones, o $1,13 por acción diluida ajustada. El aumento secuencial del 17% del EBITDA ajustado se debió principalmente a una mejora del 13% en los precios realizados de materias primas por Boe frente al primer trimestre de 2026.

Desempeño del negocio y de la producción

El gas natural aportó el crecimiento de la producción del trimestre. La producción alcanzó un récord de 464.330 Mcf diarios, respaldada por otro récord de producción en Appalachia. El programa de desarrollo conjunto de NOG en Virginia Occidental contribuyó hasta mediados del trimestre, mientras que su desarrollo conjunto de Utica aportó producción durante un trimestre completo. La compañía también afirmó que sus activos de Uinta superaron las expectativas internas tanto en la producción heredada como en el programa de desarrollo de 2026.

La producción de petróleo cayó un 11%, hasta 68.275 barriles diarios, y representó aproximadamente el 47% de la producción total. NOG atribuyó el descenso en parte a unos 7.000 Boe diarios de cierres de pozos y a tres puestas en producción aplazadas en determinados activos de la cuenca Pérmica durante abril, mayo y parte de junio. Los pozos cerrados han vuelto a producir, mientras que se espera que los pozos retrasados entren en producción durante el tercer trimestre.

NOG incorporó 12,7 pozos netos a producción, frente a 13,5 pozos netos, excluidas las grandes adquisiciones, un año antes. La dirección espera que la actividad de puesta en producción se acelere durante la segunda mitad de 2026.

Las coberturas redujeron la realización de efectivo, mientras las ganancias a precio de mercado respaldaron el beneficio GAAP

El precio realizado del petróleo sin coberturas de NOG aumentó un 54%, hasta $90,02 por barril, mientras que su diferencial medio frente al WTI mejoró un 43%, hasta -$3,03 por barril. La realización de gas natural y NGL descendió un 9%, hasta $2,64 por Mcf, lo que reflejó la debilidad de los precios de Waha durante gran parte del trimestre, aunque la dirección indicó que las condiciones comenzaron a mejorar a finales de junio.

El beneficio de unos precios sin coberturas más altos no se trasladó plenamente a la realización de efectivo. Los derivados liquidados redujeron el precio medio realizado en $6,51 por Boe, frente a una contribución positiva de $4,99 por Boe un año antes. NOG realizó un pago neto de $86,3 millones por derivados liquidados, debido a que las ganancias de las coberturas de gas natural fueron más que compensadas por las pérdidas de las coberturas de petróleo crudo.

Al mismo tiempo, la compañía registró una ganancia no monetaria de $156,5 millones por valoración a precio de mercado. La combinación produjo una ganancia neta de $70,2 millones en derivados de materias primas, lo que explica por qué el beneficio GAAP y la realización de efectivo de materias primas se movieron en direcciones diferentes durante el trimestre.

Rentabilidad, flujo de caja y balance

Los gastos de producción fueron de $127,1 millones, o $9,59 por Boe. La cifra por unidad disminuyó un 4% interanual, lo que ayudó a compensar parte de la presión derivada de la mezcla de producción. Los impuestos sobre la producción aumentaron a $45,7 millones desde $35,6 millones debido a los mayores precios del petróleo.

Los gastos de G&A aumentaron a $24,5 millones, o $1,85 por Boe, desde $1,28 por Boe. El incremento reflejó principalmente $7,7 millones de costes de transacción, relacionados en su mayoría con la adquisición de Duvernay completada en junio. Excluidos los costes de adquisición y la compensación no monetaria basada en acciones, los gastos de G&A ajustados en efectivo fueron de $12,4 millones, o $0,94 por Boe.

El flujo de caja de las operaciones fue de $321,6 millones y ascendió a $353,7 millones antes de los cambios en el capital circulante neto. Junto con $195,8 millones de gastos de capital presupuestados, esto respaldó un flujo de caja libre, según la definición de la compañía, de $159,0 millones: un 26% más interanual y un 424% más en términos secuenciales.

El gasto de capital presupuestado consistió en $151,0 millones para perforación y completación orgánicas y $44,7 millones para actividad de Ground Game, incluidos los costes de desarrollo asociados. Por separado, NOG completó el Desarrollo Conjunto de Petróleo Ligero Duvernay por una contraprestación total de $262,1 millones. Los costes medios normalizados de los pozos aumentaron modestamente a $761 por pie lateral desde $749 en el primer trimestre.

NOG cerró junio con aproximadamente $1.000 millones de liquidez, incluidos $975,0 millones de disponibilidad comprometida en su línea de crédito revolvente y $47,6 millones de efectivo. Recompró 2,95 millones de acciones durante el trimestre a un precio medio de $20,37 y posteriormente elevó su capacidad restante autorizada de recompra a aproximadamente $243,0 millones.

Previsiones para 2026

NOG mantuvo sus principales objetivos de producción, perforación y gasto de capital, al tiempo que introdujo mejoras moderadas en varios supuestos de costes y precios. El objetivo anual de petróleo sin cambios es relevante porque la producción de petróleo del segundo trimestre estuvo por debajo de ese rango, lo que hace importantes para la ejecución el regreso a producción de los pozos cerrados y la aceleración de las puestas en producción durante la segunda mitad del año.

Operaciones recientes de miembros internos

El conjunto de datos proporcionado sobre operaciones de miembros internos contiene una discrepancia: su resumen de seis meses informa de cero transacciones de compra, mientras que el registro detallado de transacciones recoge dos compras de directores. Las entradas detalladas se presentan objetivamente a continuación, sin extraer una conclusión sobre el sentimiento de los miembros internos.

Riesgos que los inversores deberían vigilar

• Ejecución de los volúmenes de petróleo: La producción de petróleo del segundo trimestre cayó un 11% y el objetivo anual de petróleo se mantiene sin cambios. El cumplimiento de ese objetivo depende en parte de que los pozos retrasados de la cuenca Pérmica entren en producción y de una aceleración más amplia de la actividad de puesta en producción durante la segunda mitad del año.
• Precios de materias primas y regionales: La debilidad de los precios de Waha presionó la realización de gas natural durante la mayor parte del trimestre. Una mayor debilidad de la base podría reducir los ingresos de la creciente producción de gas de NOG.
• Pérdidas de efectivo relacionadas con coberturas: Los derivados de petróleo liquidados compensaron con creces las ganancias de las coberturas de gas, lo que produjo una salida neta de efectivo de $86,3 millones. Condiciones de precios similares podrían seguir limitando la realización de efectivo frente a los precios sin coberturas.
• Costes de adquisición y desarrollo: La operación de Duvernay añadió $7,7 millones en gastos de G&A relacionados con la adquisición, mientras que los costes normalizados de los pozos aumentaron modestamente. La integración, el calendario de desarrollo y nuevos incrementos de costes podrían afectar a los rendimientos futuros y al flujo de caja.

Resumen

Los resultados de NOG del segundo trimestre de 2026 combinaron una mayor producción total y precios de materias primas sin coberturas más sólidos con una caída temporal de los volúmenes de petróleo. La producción récord de gas, el menor gasto de producción por Boe y una mejor generación de caja respaldaron el trimestre, mientras que las pérdidas en coberturas liquidadas generaron una brecha entre los precios de mercado y la realización de efectivo. Los principales indicadores del próximo trimestre son la recuperación de los volúmenes de petróleo de la cuenca Pérmica, la esperada aceleración de la entrada en producción de nuevos pozos y la ejecución frente a los objetivos anuales sin cambios de producción y gasto de capital.