EQT reporta un flujo de caja libre de 283 millones de dólares en el T3

EQT Corporation (NYSE: EQT) generó 283 millones de dólares en flujo de caja libre atribuible a la empresa en el tercer trimestre de 2026, manteniendo al mismo tiempo los costes operativos en el rango bajo de sus previsiones y gastando menos de lo planificado. El productor de gas natural también incrementó su dividendo base trimestral a 0,17 dólares por acción y continuó desarrollando su cartera de GNL, almacenamiento y gasoductos.

Durante los tres meses finalizados el 30 de septiembre, el beneficio neto bajo PCGA (GAAP) fue de 345,1 millones de dólares, inferior a los 407,2 millones de dólares del mismo periodo del año anterior. El EBITDA ajustado atribuible a EQT, una medida no PCGA (non-GAAP), disminuyó a 1.020 millones de dólares frente a los 1.200 millones de dólares anteriores, mientras que el flujo de caja libre atribuible a EQT cayó a 282,6 millones de dólares desde los 483,8 millones de dólares.

Los resultados del acumulado del año fueron más sólidos que los del periodo comparable de 2025. El beneficio neto de los primeros nueve meses subió a 2.180 millones de dólares desde los 1.580 millones de dólares, el EBITDA ajustado atribuible a EQT aumentó a 4.640 millones de dólares frente a los 3.880 millones de dólares, y el flujo de caja libre atribuible a EQT alcanzó los 2.440 millones de dólares, en comparación con los 1.760 millones de dólares.

Rendimiento de producción y costes

Los volúmenes de ventas del tercer trimestre alcanzaron un total de 583.000 millones de pies cúbicos equivalentes (Bcfe), dentro del rango de previsiones de EQT de 570 Bcfe a 620 Bcfe. El total incluyó 21 Bcfe de recortes estratégicos de producción. Las ventas de líquidos alcanzaron los 6,38 millones de barriles, superando el rango de previsiones de la empresa de 5,15 millones a 5,60 millones de barriles.

El diferencial medio, incluidas las coberturas de base, fue de -0,64 dólares por mil pies cúbicos, ligeramente mejor que el rango previsto de -0,75 a -0,65 dólares. Los ingresos del segmento midstream de terceros fueron de 146 millones de dólares, situándose también dentro de las previsiones.

Los costes operativos por unidad se situaron en 1,09 dólares por Mcfe, en el extremo inferior del rango proyectado de 1,09 a 1,23 dólares. Los gastos operativos de arrendamiento y los impuestos a la producción se situaron por debajo de sus respectivos rangos previstos, mientras que los costes de recolección, transporte, procesamiento, operaciones y mantenimiento, así como los gastos generales, de venta y administrativos, se mantuvieron dentro de lo esperado.

EQT registró 497 millones de dólares en gastos de capital de mantenimiento y 169 millones de dólares en gastos de capital de crecimiento. La empresa señaló que las inversiones de capital totales estuvieron un 10% por debajo del límite inferior de sus previsiones.

Reducción de deuda y retribución al accionista

EQT amortizó 115 millones de dólares de deuda durante el trimestre. La deuda neta se situó en 5.470 millones de dólares al 30 de septiembre, frente a los 5.540 millones de dólares registrados a finales de junio, a medida que la empresa avanzaba hacia su objetivo de deuda a largo plazo de 5.000 millones de dólares. S&P revisó su perspectiva de calificación a positiva, sumándose a Moody's al asignar una perspectiva positiva, mientras que Fitch mantuvo una perspectiva estable.

El dividendo base trimestral se incrementó a 0,17 dólares por acción, equivalente a un dividendo anualizado de 0,68 dólares por acción.

Proyectos de GNL, almacenamiento y gasoductos

EQT firmó un acuerdo de 10 años con la lituana Ignitis Group para suministrar un cargamento de GNL al año a partir de 2027. La transacción representa el primer contrato de compraventa a largo plazo de la empresa con un usuario final internacional.

La empresa ha contratado 6 millones de toneladas métricas por año (MTPA) de capacidad de GNL a largo plazo en cuatro instalaciones de la costa del Golfo que se espera que entren en servicio en 2030 y 2031. También cuenta con 0,5 MTPA de volúmenes de transición cuya entrega está programada para comenzar en 2028. EQT estima ahora que estos volúmenes de transición aportarán unos 175 millones de dólares al flujo de caja libre de 2028, por encima de la estimación de 45 millones de dólares de julio de 2026. La dirección afirmó que continúan las conversaciones con más de dos docenas de potenciales clientes internacionales.

EQT también contrató 11 Bcf de capacidad de almacenamiento en cavernas salinas en la costa del Golfo, que comprenden 7 Bcf en las instalaciones de Leaf River a partir de 2029 y 4 Bcf en Egan Gas Hub a partir de 2030. La empresa afirmó que los contratos no requieren inversión de capital y están destinados a ofrecer capacidad de optimización para su negocio de GNL.

En la región de los Apalaches, EQT abrió un proceso de solicitud de clientes para el proyecto POWER Pipeline, un gasoducto de 42 pulgadas que discurriría desde el condado de Greene (Pensilvania) hasta Clarington (Ohio). El proyecto está diseñado para una capacidad inicial de más de 1 Bcf diario, con potencial de ampliación en función de la demanda de los clientes. No se facilitó ninguna fecha de entrada en servicio ni el coste del proyecto.

Perspectivas para 2026

Para el cuarto trimestre, EQT prevé unos volúmenes de ventas de 550 Bcfe a 600 Bcfe, incluidos de 10 Bcfe a 20 Bcfe de recortes estratégicos. Se proyecta que los volúmenes de ventas de todo el año se sitúen entre 2.375 Bcfe y 2.450 Bcfe.

La empresa prevé para 2026 unos costes operativos de 1,05 a 1,20 dólares por Mcfe, unos gastos de capital de mantenimiento de 2.020 millones a 2.100 millones de dólares y unos gastos de capital de crecimiento de 580 millones a 640 millones de dólares. Se proyecta que las aportaciones de capital en inversiones contabilizadas por el método de la participación se sitúen entre 145 millones y 155 millones de dólares.

Las perspectivas de EQT siguen expuestas a la volatilidad de los precios de las materias primas, los costes de perforación y servicios, los supuestos de producción, los retrasos en infraestructuras y permisos, y los riesgos de ejecución relacionados con proyectos de GNL, gasoductos, almacenamiento y empresas conjuntas. La empresa también identificó riesgos regulatorios, medioambientales, de ciberseguridad y meteorológicos, así como la posibilidad de que los beneficios previstos de las operaciones estratégicas e inversiones en infraestructuras no se materialicen según lo programado.