Viper Energy reporta un flujo de caja libre de 520 millones de dólares en el T3 mientras las adquisiciones expanden la producción

Viper Energy Inc. reportó 520 millones de dólares en flujo de caja libre durante el tercer trimestre de 2026, ya que la producción alcanzó los 141.152 barriles equivalentes de petróleo por día, mientras que el propietario de derechos de regalías en la cuenca del Pérmico continuó con un programa de adquisiciones que ha sumado superficie e inventario no desarrollado, aunque incrementó su deuda proforma.

La empresa generó 596 millones de dólares en EBITDA ajustado, lo que representa un margen de EBITDA ajustado del 90%. El flujo de caja libre, una medida no GAAP definida como el flujo de caja operativo antes de cambios en el capital de trabajo menos los gastos de capital, registró un margen del 79%. La producción media de petróleo fue de 69.076 barriles por día, y la producción de petróleo por millón de acciones aumentó un 13% en comparación con el tercer trimestre de 2025.

Viper declaró un dividendo trimestral en efectivo de 0,50 dólares por acción de Clase A, en consonancia con su nuevo dividendo base anual de 2,00 dólares. La empresa también recompró aproximadamente 2,1 millones de acciones de Clase A durante el trimestre por cerca de 90 millones de dólares, a un precio medio de 43,01 dólares por acción.

Las adquisiciones amplían el inventario

Viper ha cerrado o firmado 29 transacciones en 2026 por un precio de compra agregado de aproximadamente 1.700 millones de dólares. Los acuerdos sumaron alrededor de 13.400 acres netos de regalías y un estimado de 107 ubicaciones netas no desarrolladas normalizadas a pozos laterales de 10.000 pies. Aproximadamente el 79% del capital se destinó a transacciones privadas o fuera del mercado, y la empresa calcula que el 77% del valor adquirido corresponde a activos no desarrollados.

La adquisición de Riverbend se cerró en julio, mientras que la transferencia de activos (drop-down) de Diamondback y las transacciones de McElroy Ranch se cerraron en septiembre. Se prevé que la adquisición pendiente de Buckhorn se complete en el cuarto trimestre, sujeta a las condiciones habituales.

Riverbend, la transferencia de activos y Buckhorn representan un precio de compra combinado de 1.030 millones de dólares y se prevé que aporten unos 4.325 barriles de petróleo por día, según la producción del mes efectivo de cada transacción. En conjunto, suman 5.328 acres netos de regalías y 60 ubicaciones netas no desarrolladas. Viper señaló que los activos se adquirieron a un múltiplo implícito de flujo de caja combinado de aproximadamente 7,3 veces.

La adquisición de McElroy Ranch por 529 millones de dólares sumó aproximadamente 7.359 acres netos de regalías en el oeste de la cuenca de Midland. Viper estima que los activos no están desarrollados en un 96% y contienen 40,9 ubicaciones netas no desarrolladas. Los pozos verticales existentes producen alrededor de 400 barriles de petróleo por día, mientras que la empresa proyecta que la producción máxima de petróleo del rancho alcanzará los 5.000 barriles por día durante la próxima década. Se estima que Diamondback opera el 15% del inventario neto no desarrollado de McElroy Ranch, mientras que el resto es operado por varios terceros.

Las perspectivas de producción reflejan los acuerdos recientes

Viper prevé para el cuarto trimestre una producción de petróleo de entre 70.000 y 71.000 barriles por día y una producción total de entre 141.500 y 143.500 bep por día. Sus proyecciones para todo el año 2026 apuntan a una producción de petróleo de entre 67.250 y 67.750 barriles por día y una producción total de entre 137.000 y 138.000 bep por día. Estas proyecciones incluyen la transferencia de activos de septiembre y la adquisición de McElroy Ranch, así como la transacción pendiente de Buckhorn.

La empresa reportó 689 pozos horizontales brutos (equivalentes a 19 pozos netos normalizados) conectados a producción durante el tercer trimestre. Al 30 de septiembre, Viper contaba con 38,9 pozos netos normalizados en desarrollo activo y otros 36,4 pozos netos proyectados (line-of-sight) que considera podrían conectarse a producción en un horizonte temporal más amplio. La cartera contaba con 104 plataformas brutas activas, de las cuales 11 eran operadas por Diamondback.

Diamondback posee alrededor del 40% del capital social de Viper y opera aproximadamente el 38% de sus 98.098 acres netos de regalías. Viper indicó que esta relación le otorga visibilidad sobre el desarrollo de una parte significativa de su superficie, mientras que sus activos operados por terceros amplían su exposición a la actividad de perforación en la cuenca del Pérmico. La empresa no asume gastos operativos de arrendamiento ni gastos de capital de perforación y terminación sobre sus participaciones en regalías.

Cobertura del dividendo y balance general

Viper señaló que su dividendo base anual de 2,00 dólares está diseñado para mantenerse cubierto con el petróleo WTI a aproximadamente 30 dólares por barril, según sus estimaciones sin cobertura para 2027. El efectivo retenido por encima del dividendo base podrá utilizarse para recompras de acciones, reducción de deuda o adquisiciones.

La empresa también presentó escenarios de precios de materias primas basados en la producción anualizada del cuarto trimestre. Con el WTI a 80 dólares por barril y la producción en el punto medio de las previsiones del cuarto trimestre, Viper estima un flujo de caja libre anualizado de aproximadamente 1.850 millones de dólares, o unos 4,55 dólares por acción de Clase A. A 100 dólares por barril de WTI, la estimación se eleva a aproximadamente 2.310 millones de dólares, o 5,60 dólares por acción. Se trata de estimaciones prospectivas no GAAP y dependen de supuestos que incluyen producción, precios realizados, impuestos, gastos por intereses y coberturas existentes.

La deuda neta se situó en 2.400 millones de dólares al 30 de septiembre, lo que equivale a 1,0 veces el EBITDA ajustado anualizado del trimestre más reciente, mientras que la liquidez totalizó 1.200 millones de dólares. Tras considerar el efecto de Buckhorn, Viper estima una deuda neta de aproximadamente 2.660 millones de dólares, un apalancamiento de 1,1 veces y una liquidez de cerca de 938 millones de dólares. La estrategia de cobertura de la empresa utiliza opciones de venta (puts) de petróleo y coberturas sobre la diferencia de base de gas natural para protegerse contra caídas severas manteniendo al mismo tiempo la exposición a precios más altos de las materias primas.

Los resultados y las perspectivas siguen siendo sensibles a los precios del petróleo, del gas natural y de los líquidos del gas natural, así como al ritmo de desarrollo de Diamondback y otros operadores. Entre otros riesgos revelados se incluyen la concentración de Viper en la cuenca del Pérmico, su sustancial endeudamiento, la ejecución e integración de adquisiciones, las limitaciones de infraestructura, los cambios regulatorios, las restricciones al uso del agua y las posibles interrupciones que afecten a los operadores. El calendario de los pozos con permiso o en desarrollo activo también es incierto y no garantiza que entren en producción según lo previsto.