Occidental alcanza su objetivo de deuda de $10.000 millones gracias a un flujo de caja libre de $2.800 millones en el 3T

Occidental Petroleum alcanzó su objetivo de deuda principal de 10.000 millones de dólares en el tercer trimestre de 2026, al tiempo que generó 2.800 millones de dólares en flujo de caja libre, lo que otorgó a la compañía capacidad adicional para reducir el apalancamiento y avanzar en sus prioridades a largo plazo de retorno de capital. La petrolera amortizó 10.400 millones de dólares de deuda durante los primeros nueve meses del año y estableció un nuevo hito de deuda principal de 6.000 millones de dólares.

La reducción de la deuda ha generado un ahorro recurrente en intereses de unos 740 millones de dólares en comparación con 2025, según informó Occidental. La compañía planea continuar reduciendo la deuda principal y neta mientras se prepara para el rescate de acciones preferentes en agosto de 2029. Se espera que las recompras oportunistas de acciones se reanuden únicamente una vez que el balance alcance una posición de caja neta.

La producción y el flujo de caja superan las referencias clave

Occidental reportó en el tercer trimestre un beneficio diluido ajustado de 1,91 dólares por acción procedente de operaciones continuadas, frente a un beneficio diluido informado de 1,61 dólares por acción. El flujo de caja operativo antes de cambios en el capital de trabajo ascendió a 4.100 millones de dólares, mientras que las inversiones de capital netas fueron de 1.300 millones de dólares.

El flujo de caja libre procedente de operaciones continuadas, excluyendo las variaciones del capital de trabajo, alcanzó los 2.800 millones de dólares. En lo que va de año, el flujo de caja libre sumó 7.500 millones de dólares, el nivel más alto de la compañía desde 2022. Occidental cerró septiembre con 3.900 millones de dólares en efectivo no restringido.

La producción mundial promedió 1,427 millones de barriles equivalentes de petróleo al día, superando el punto medio del rango de previsiones de la compañía. La producción en la cuenca Pérmica se benefició de un rendimiento base más sólido, mientras que la región de las Rocosas registró resultados más firmes tanto en la producción base como en pozos nuevos, además de volúmenes no recurrentes procedentes de pozos operados por terceros.

Esas ganancias se vieron compensadas en parte por una interrupción en un oleoducto de terceros y un mantenimiento prolongado en el Golfo de América, donde la producción total se restableció a finales de octubre. La producción internacional también se vio afectada por cambios en el modo de procesamiento de gas.

Los activos terrestres de Occidental en EE. UU. produjeron 1,093 millones de boe por día durante el trimestre, incluidos 812.000 boe por día de la cuenca Pérmica y 281.000 boe por día de las Rocosas y otras operaciones nacionales. La producción en el Golfo de América fue de 110.000 boe por día, mientras que las operaciones internacionales produjeron 224.000 boe por día.

El beneficio ajustado antes de impuestos del segmento de 'midstream' fue de 309 millones de dólares, por encima del extremo superior de las previsiones. Este resultado superior a lo previsto reflejó los mayores precios y volúmenes de venta de azufre en Al Hosn y los efectos temporales vinculados a las ventas de cargamentos de crudo en la costa del Golfo de EE. UU. Estos beneficios se vieron compensados en parte por la volatilidad en la fijación de precios del crudo en otras actividades de comercialización.

Previsiones de producción para el cuarto trimestre

Para el cuarto trimestre, Occidental espera una producción total de entre 1,43 millones y 1,47 millones de boe por día. La previsión incluye entre 820.000 y 840.000 boe por día de la cuenca Pérmica, entre 271.000 y 277.000 de las Rocosas y otros activos, entre 112.000 y 120.000 del Golfo de América y entre 227.000 y 233.000 de las operaciones internacionales.

Se prevé que los costes operativos nacionales promedien 8,65 dólares por boe, con unos costes de transporte de 3,35 dólares por boe. Occidental pronosticó para el cuarto trimestre unas inversiones netas de capital de alrededor de 1.300 millones de dólares, unos gastos generales de aproximadamente 650 millones de dólares y unos gastos por intereses de cerca de 130 millones de dólares. Se espera que su tipo impositivo efectivo ajustado para operaciones continuadas se sitúe entre el 21% y el 23%.

Se proyecta que el beneficio antes de impuestos del segmento de 'midstream' se sitúe entre 100 millones y 200 millones de dólares. La estimación incorpora menores precios y volúmenes de venta de azufre en Al Hosn, los efectos temporales previstos en los cargamentos de exportación de crudo y unos diferenciales más estrechos en el transporte de gas natural.

Las reducciones de costes respaldan el plan de flujo de caja para 2030

Occidental espera generar más de 4.000 millones de dólares en flujo de caja sostenible anual adicional para 2030 en comparación con 2025, lo que representa un aumento de aproximadamente el 95%. La compañía indicó que alrededor del 85% del crecimiento proyectado podría alcanzarse incluso con precios más bajos de las materias primas.

El plan combina eficiencias operativas en petróleo y gas, ahorros en 'midstream', menores requerimientos de capital para Low Carbon Ventures, costes corporativos reducidos y una disminución del capital de mantenimiento. Occidental tiene como objetivo reducir la tasa de declive de su producción base corporativa de aproximadamente el 25% al 20%, lo que disminuiría la inversión necesaria para mantener la producción.

Otros hitos incluyen una reducción del 12% en los costes de nuevos pozos terrestres en EE. UU., una disminución del 10% en los gastos operativos de arrendamiento y de transporte a escala nacional y una mejora del 10% en la eficiencia de la plantilla. Para 2026, los costes de los pozos no convencionales en EE. UU. se mantienen encaminados a mejorar un 7% respecto a 2025, respaldados por tramos laterales más extensos, un mayor uso de terminaciones simultáneas y más pozos por plataforma.

La dirección afirmó que el crecimiento futuro será medido y guiado por la eficiencia, con decisiones basadas en la rentabilidad, los costes, el calendario del flujo de caja libre, las tasas de declive, la tecnología, la optimización de la cartera y las perspectivas de los precios de las materias primas. Mantener operaciones seguras, fortalecer el balance, sostener la producción base y respaldar un dividendo sostenible y creciente siguen siendo las prioridades fundamentales de flujo de caja de la compañía.

STRATOS avanza hacia su puesta en marcha

Occidental completó la puesta en servicio de todos los trenes y de las instalaciones centrales de procesamiento en su proyecto de captura directa de aire STRATOS y obtuvo los permisos de Clase VI para el secuestro de dióxido de carbono. La instalación ha capturado más de 2.000 toneladas de dióxido de carbono atmosférico en forma de pellets mientras acumula inventario.

La compañía prevé que la nueva puesta en servicio del calcinador y las actividades de puesta en marcha integral de la planta comiencen hacia finales de año, tras las reparaciones de componentes estructurales que, según indicó, no están relacionadas con el proceso ni con la tecnología. La estimación actualizada del coste de capital de STRATOS es de 1.800 millones de dólares, lo que refleja la ejecución por fases del proyecto, la inflación y los gastos de reparación previstos. Occidental afirmó que la previsión total de inversiones de capital de la compañía se mantiene dentro del rango de sus estimaciones para todo el año 2026.

La compañía también firmó acuerdos de compraventa de dióxido de carbono a tarifa fija con múltiples promotores para el suministro de aproximadamente 2 millones de toneladas anuales procedentes de instalaciones de procesamiento de gas en la cuenca de Delaware, con una posible ampliación a cerca de 4 millones de toneladas. Se espera que las entregas iniciales para las operaciones de recuperación mejorada de petróleo de Occidental en la cuenca Pérmica comiencen en 2029.

Las perspectivas de Occidental siguen expuestas a los precios del petróleo y del gas natural, interrupciones operativas, variaciones de costes, ejecución de proyectos, obtención de permisos, acontecimientos geopolíticos y a su capacidad para completar la monetización de activos y una mayor reducción de deuda. Tomando como base los niveles operativos y de producción previstos para 2026, la compañía estimó que el flujo de caja anualizado varía en unos 265 millones de dólares por cada fluctuación de 1 dólar por barril en los precios del petróleo y en aproximadamente 105 millones de dólares por cada variación de 0,50 dólares por MMBtu en los precios del gas natural, antes de impuestos y excluyendo los efectos de coberturas.