Northern Oil and Gas no 2º trimestre fiscal de 2026: vendas sobem 17%

Northern Oil and Gas (NYSE: NOG) reportou vendas de petróleo e gás de US$ 670,8 milhões no 2º trimestre fiscal de 2026, alta de cerca de 17% ante US$ 574,4 milhões um ano antes, enquanto o EPS diluído GAAP subiu de US$ 1,00 para US$ 2,19. A produção total aumentou 9%, para 145.659 Boe por dia, à medida que a produção recorde de gás natural compensou os menores volumes de petróleo. O EBITDA ajustado alcançou US$ 401,0 milhões, alta sequencial de 17%, e o fluxo de caixa livre foi de US$ 159,0 milhões.

Principais resultados financeiros

As vendas cresceram mais rapidamente que a produção porque o preço realizado de commodities sem hedge da NOG aumentou 24%, para US$ 50,61 por Boe. Os lucros GAAP também se beneficiaram de um ganho não caixa de marcação a mercado de US$ 156,5 milhões em derivativos e da ausência das despesas de impairment e de acordos judiciais registradas no trimestre do ano anterior.

Os principais números trimestrais para os três meses encerrados em 30 de junho foram:

Em base non-GAAP, o lucro líquido ajustado foi de US$ 122,5 milhões, ou US$ 1,13 por ação diluída ajustada. A alta sequencial de 17% no EBITDA ajustado foi impulsionada principalmente por uma melhora de 13% no preço realizado de commodities por Boe em relação ao 1º trimestre fiscal de 2026.

Desempenho operacional e de produção

O gás natural forneceu o crescimento da produção no trimestre. A produção atingiu o recorde de 464.330 Mcf por dia, apoiada por outro recorde de produção em Appalachia. O programa de desenvolvimento conjunto da NOG na Virgínia Ocidental contribuiu até meados do trimestre, enquanto seu desenvolvimento conjunto em Utica contribuiu com produção durante todo o trimestre. A companhia também informou que seus ativos em Uinta superaram as expectativas internas tanto para a produção existente quanto para o programa de desenvolvimento de 2026.

A produção de petróleo caiu 11%, para 68.275 barris por dia, e representou aproximadamente 47% da produção total. A NOG atribuiu parte do declínio à paralisação de poços equivalente a cerca de 7.000 Boe por dia e ao adiamento da entrada em operação de três poços em determinados ativos no Permiano durante abril, maio e parte de junho. Os poços paralisados retornaram à produção, enquanto se espera que os poços atrasados entrem em operação durante o 3º trimestre fiscal.

A NOG adicionou 12,7 poços líquidos à produção, ante 13,5 poços líquidos, excluindo grandes aquisições, um ano antes. A administração espera que a atividade de entrada de poços em operação se acelere durante o segundo semestre de 2026.

Hedge reduziu a realização em caixa, enquanto ganhos de marcação a mercado apoiaram o lucro GAAP

O preço realizado de petróleo sem hedge da NOG aumentou 54%, para US$ 90,02 por barril, enquanto seu diferencial médio em relação ao WTI melhorou 43%, para negativo US$ 3,03 por barril. A realização de gás natural e NGL caiu 9%, para US$ 2,64 por Mcf, refletindo os preços fracos em Waha durante grande parte do trimestre, embora a administração tenha informado que as condições começaram a melhorar no fim de junho.

O benefício dos preços mais altos sem hedge não se refletiu integralmente na realização em caixa. Os derivativos liquidados reduziram o preço médio realizado em US$ 6,51 por Boe, em comparação com uma contribuição positiva de US$ 4,99 por Boe um ano antes. A NOG pagou um valor líquido de US$ 86,3 milhões em derivativos liquidados, pois os ganhos em hedges de gás natural foram mais do que compensados por perdas em hedges de petróleo bruto.

Ao mesmo tempo, a companhia registrou um ganho não caixa de marcação a mercado de US$ 156,5 milhões. A combinação gerou um ganho líquido de US$ 70,2 milhões em derivativos de commodities, explicando por que o lucro GAAP e a realização de commodities em caixa se moveram em direções diferentes durante o trimestre.

Rentabilidade, fluxo de caixa e balanço patrimonial

As despesas de produção foram de US$ 127,1 milhões, ou US$ 9,59 por Boe. O valor por unidade caiu 4% em relação ao ano anterior, ajudando a compensar parte da pressão decorrente do mix de produção. Os impostos sobre produção subiram de US$ 35,6 milhões para US$ 45,7 milhões devido aos preços mais altos do petróleo.

As despesas gerais e administrativas (G&A) aumentaram para US$ 24,5 milhões, ou US$ 1,85 por Boe, ante US$ 1,28 por Boe. O aumento refletiu principalmente US$ 7,7 milhões em custos de transação, sobretudo relacionados à aquisição de Duvernay concluída em junho. Excluindo custos de aquisição e remuneração não caixa baseada em ações, as despesas G&A ajustadas em caixa foram de US$ 12,4 milhões, ou US$ 0,94 por Boe.

O fluxo de caixa das operações foi de US$ 321,6 milhões, subindo para US$ 353,7 milhões antes das mudanças no capital de giro líquido. Junto com US$ 195,8 milhões em despesas de capital orçadas, isso sustentou um fluxo de caixa livre, conforme definido pela companhia, de US$ 159,0 milhões — alta de 26% em relação ao ano anterior e de 424% sequencialmente.

Os investimentos de capital orçados consistiram em US$ 151,0 milhões para perfuração e completação orgânicas e US$ 44,7 milhões para atividades de Ground Game, incluindo os custos de desenvolvimento associados. Separadamente, a NOG concluiu o desenvolvimento conjunto Duvernay Light Oil por uma contraprestação total de US$ 262,1 milhões. Os custos médios normalizados dos poços aumentaram modestamente, para US$ 761 por pé lateral, ante US$ 749 no 1º trimestre fiscal.

A NOG encerrou junho com aproximadamente US$ 1,0 bilhão em liquidez, incluindo US$ 975,0 milhões de disponibilidade comprometida em sua linha de crédito rotativa e US$ 47,6 milhões em caixa. A empresa recomprou 2,95 milhões de ações durante o trimestre, ao preço médio de US$ 20,37, e posteriormente elevou sua capacidade remanescente autorizada para recompra para aproximadamente US$ 243,0 milhões.

Projeções para 2026

A NOG manteve suas principais metas de produção, perfuração e investimentos de capital, enquanto promoveu melhorias modestas em várias premissas de custo e preços. A meta anual de petróleo inalterada é relevante porque a produção de petróleo no 2º trimestre fiscal ficou abaixo dessa faixa, tornando importantes para a execução o retorno dos poços paralisados e a aceleração da entrada de poços em operação no segundo semestre.

Transações recentes de insiders

A base de dados de insiders fornecida contém uma discrepância: seu resumo de seis meses informa zero transações de compra, enquanto o registro detalhado de transações mostra duas compras por diretores. As entradas detalhadas são apresentadas objetivamente abaixo, sem tirar uma conclusão sobre o sentimento dos insiders.

Riscos que os investidores devem monitorar

• Execução dos volumes de petróleo: a produção de petróleo no 2º trimestre fiscal caiu 11%, e a meta anual de petróleo permanece inalterada. O atingimento dessa meta depende, em parte, da entrada em produção dos poços atrasados no Permiano e da aceleração mais ampla da entrada de poços em operação no segundo semestre.
• Preços de commodities e regionais: os preços fracos em Waha pressionaram a realização de gás natural durante a maior parte do trimestre. Uma fraqueza adicional do basis poderia reduzir a receita da crescente produção de gás da NOG.
• Perdas de caixa relacionadas a hedges: os derivativos de petróleo liquidados mais do que compensaram os ganhos dos hedges de gás, gerando uma saída líquida de caixa de US$ 86,3 milhões. Condições de preço semelhantes poderiam continuar limitando a realização em caixa em relação aos preços sem hedge.
• Custos de aquisição e desenvolvimento: a transação de Duvernay adicionou US$ 7,7 milhões em despesas G&A relacionadas à aquisição, enquanto os custos normalizados dos poços subiram modestamente. A integração, o cronograma de desenvolvimento e novos aumentos de custos podem afetar os retornos e o fluxo de caixa futuros.

Resumo

Os resultados da NOG no 2º trimestre fiscal de 2026 combinaram maior produção total e preços mais fortes de commodities sem hedge com um declínio temporário nos volumes de petróleo. A produção recorde de gás, a menor despesa de produção por Boe e a melhora na geração de caixa apoiaram o trimestre, enquanto as perdas em hedges liquidados criaram uma diferença entre os preços de mercado e a realização em caixa. Os principais indicadores para o próximo trimestre são a recuperação dos volumes de petróleo no Permiano, a esperada aceleração da entrada de novos poços em operação e a execução em relação às metas inalteradas de produção e investimentos de capital para o ano todo.