Diamondback registra 2,15 mil millones de dólares de flujo de caja libre ajustado en el T3, actualiza sus perspectivas para 2026

Diamondback Energy (NASDAQ: FANG) generó 2.150 millones de dólares en flujo de caja libre ajustado durante el tercer trimestre de 2026 y aumentó su dividendo base trimestral, al tiempo que actualizó sus previsiones de producción y gasto de capital para todo el año. El productor de la cuenca Pérmica prevé ahora aproximadamente 1,015 millones de barriles equivalentes de petróleo al día en 2026, por encima de su perspectiva anterior de más de 1 millón de Boe/d, ya que se proyecta que las inversiones de capital totales alcancen entre 3.950 millones y 4.000 millones de dólares.

La empresa registró un beneficio neto atribuible a Diamondback de 1.600 millones de dólares en el tercer trimestre. El EBITDA ajustado consolidado, una medida no PCGA (non-GAAP), fue de 3.750 millones de dólares, incluidos 3.390 millones de dólares atribuibles a Diamondback.

El flujo de caja operativo antes de cambios en el capital de trabajo sumó 3.170 millones de dólares. Tras 1.030 millones de dólares en inversiones de capital en efectivo, el flujo de caja libre se situó en 2.150 millones de dólares, mientras que el flujo de caja libre ajustado también fue de aproximadamente 2.150 millones de dólares tras excluir 2 millones de dólares en gastos de fusión y transacción. Durante los primeros nueve meses de 2026, el flujo de caja libre ajustado alcanzó los 6.220 millones de dólares.

Diamondback produjo 525.000 barriles de petróleo al día y 1,034 millones de Boe/d durante el trimestre. La empresa prevé ahora una producción de petróleo para todo el año de aproximadamente 524.000 barriles al día, frente a su perspectiva anterior de más de 522.000 barriles al día.

Mayor dividendo y continua reducción de deuda

Diamondback declaró un dividendo base trimestral en efectivo de 1,18 dólares por acción, un 7% por encima del trimestre anterior y un 18% más elevado en términos interanuales. La nueva tasa equivale a 4,72 dólares por acción al año. La empresa señaló que el capital necesario para mantener su producción de petróleo proyectada para 2026 y financiar el dividendo base anual podría cubrirse con un precio del petróleo WTI de 36 dólares por barril, asumiendo el gas en Henry Hub a 3 dólares por Mcf y los líquidos de gas natural a 20 dólares por barril, y excluyendo las coberturas actuales.

Diamondback ha recomprado 44,2 millones de acciones por 6.350 millones de dólares en virtud de sus programas de recompra de acciones, quedando aproximadamente 9.650 millones de dólares disponibles bajo su autorización actual de 16.000 millones de dólares al 30 de octubre.

La empresa también siguió priorizando la reducción de deuda. Diamondback afirmó que había reducido la deuda individual en aproximadamente 2.400 millones de dólares durante 2026 hasta la fecha de presentación, incluida la amortización en octubre de 698 millones de dólares en bonos sénior con vencimiento en 2026 y recompras en el mercado abierto durante el cuarto trimestre por 195 millones de dólares en principal. La deuda neta consolidada se situó en 12.820 millones de dólares al 30 de septiembre, lo que representa 0,9 veces el EBITDA ajustado anualizado del tercer trimestre. La liquidez individual era de unos 3.550 millones de dólares.

Las perspectivas de producción vienen acompañadas de un mayor gasto de capital

Diamondback elevó su previsión de gasto de capital para todo el año a entre 3.950 millones y 4.000 millones de dólares, frente a los aproximadamente 3.900 millones de dólares anteriores. Se espera que el gasto en perforación y terminación operada sea de 3.350 millones a 3.400 millones de dólares, en comparación con los aproximadamente 3.310 millones de dólares previstos anteriormente. El kilometraje lateral neto completado previsto aumentó a un rango de entre 6,2 millones y 6,6 millones de pies.

Para el cuarto trimestre, la dirección prevé una producción de petróleo de 518.000 a 528.000 barriles al día y una producción total de 1,025 millones a 1,045 millones de Boe/d. Las inversiones de capital se proyectan entre 1.000 millones y 1.050 millones de dólares, con impuestos en efectivo de entre 500 millones y 560 millones de dólares.

La empresa estrechó las estimaciones de gastos operativos de arrendamiento a entre 5,95 y 6,20 dólares por Boe, desde el rango previo de 5,90 a 6,40 dólares. Los costes de recolección, procesamiento y transporte se prevén ahora entre 1,30 y 1,50 dólares por Boe, por debajo del rango anterior de 1,40 a 1,60 dólares, mientras que se espera que los impuestos sobre la producción y ad valorem equivalgan a aproximadamente el 6,5% de los ingresos, frente al 7% estimado anteriormente.

A los precios de las materias primas en el mercado de futuros al 30 de octubre, Diamondback prevé generar aproximadamente 9.200 millones de dólares en flujo de caja libre en 2026. Esta estimación prospectiva no PCGA asume el plan operativo actual de la empresa y no se acompaña de una conciliación con una medida PCGA comparable porque varios factores, incluidos los movimientos del capital de trabajo y los precios futuros de las materias primas, no pueden predecirse de forma fiable.

Costes e inventario en la cuenca de Midland

Diamondback prevé que los costes de perforación, terminación y equipamiento en la cuenca de Midland sean de aproximadamente 550 dólares por pie lateral en 2026, un 2% por debajo de 2025 y un 12% por debajo de 2023. Su modelo de desarrollo se centra en el codesarrollo multizona, que según la empresa respalda la recuperación de recursos al tiempo que limita la degradación causada por pozos posteriores.

La empresa notificó cerca de 901.000 acres netos en las cuencas de Midland y Delaware e identificó 8.854 ubicaciones brutas que calcula pueden generar al menos un rendimiento del 10% con precios del petróleo de 50 dólares por barril, según supuestos específicos de gas natural y GNL y los costes de pozos presupuestados para 2026.

Diamondback también destacó su posición emergente en la formación Barnett de la cuenca de Midland, que comprende aproximadamente 224.000 acres netos y un inventario de 878 ubicaciones brutas (o 561 netas). La empresa afirmó que sus pozos de Barnett con primera producción en 2025 habían generado aproximadamente un 50% más de petróleo acumulado durante 12 meses que la media de la zona central de la cuenca de Midland. La dirección prevé que el desarrollo completo del campo reduzca los costes de los pozos de Barnett en alrededor del 20%, aunque esas proyecciones siguen dependiendo de la ejecución futura.

Viper Energy, la filial cotizada de derechos de minería y cánones de Diamondback, produjo una media de 69.100 barriles de petróleo al día durante el trimestre y generó 520 millones de dólares en flujo de caja libre. De las 135 terminaciones de Diamondback en el tercer trimestre, 101 se realizaron en terrenos de Viper, donde Viper poseía una participación promedio sobre los ingresos netos del 8,9%.

Las perspectivas de Diamondback siguen expuestas a la volatilidad de los precios de las materias primas, los calendarios de perforación, la inflación de costes y la disponibilidad de plataformas, equipos y servicios petroleros. La empresa también identificó las limitaciones regulatorias, incluidas las restricciones a la eliminación de agua producida, así como las interrupciones de infraestructura, la incertidumbre en el rendimiento del yacimiento, la integración de adquisiciones y su sustancial endeudamiento como factores que podrían hacer que la producción, el gasto y el flujo de caja reales difieran de sus estimaciones.