Diamondback aumenta dividendos tras $5.900 millones en flujo de caja libre en 2025

Charles Kennedy

Mar, 24 de febrero de 2026 a las 10:36 AM GMT+9 4 min de lectura

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Diamondback Energy reportó $5.900 millones en flujo de caja libre ajustado en 2025, aumentó su dividendo base en un 5% y presentó un plan de producción estable para 2026, priorizando disciplina de capital, recompra de acciones y reparación de la hoja de balance.

Con sede en Midland, Diamondback Energy informó una producción de petróleo del cuarto trimestre de 2025 de 512,800 barriles por día, cerrando un año en el que la compañía centrada en Permian promedió 497,200 bpd de petróleo y 921,000 boe/d en total.

Durante todo el año, la compañía generó $8.800 millones en flujo de caja operativo y $5.900 millones en flujo de caja libre ajustado con $3.500 millones en gastos de capital, lo que implica una tasa de reinversión de aproximadamente el 39%. Diamondback devolvió $3.200 millones a los accionistas en 2025—54% del flujo de caja libre ajustado—a través de dividendos y $2.000 millones en recompra de acciones.

La junta aprobó un aumento del 5% en el dividendo base anual a $4.20 por acción, con un dividendo en efectivo del cuarto trimestre de $1.05 por acción, pagadero en marzo.

A pesar de una fuerte generación de efectivo, Diamondback reportó una pérdida neta atribuible a los accionistas de $1.460 millones en el cuarto trimestre, impulsada principalmente por una deterioración no monetaria de $3.700 millones vinculada a menores supuestos de precios SEC. Para todo el año, el ingreso neto atribuible a la compañía totalizó $1.660 millones, mientras que el ingreso neto ajustado alcanzó los $3.870 millones.

El EBITDA ajustado atribuible al cuarto trimestre fue de $2.000 millones, contribuyendo a un total anual de $9.500 millones.

Los precios realizados disminuyeron año tras año, con un promedio de $64.04 por barril en todo el año, frente a $73.52 en 2024. Los precios del gas natural mejoraron a $0.89 por MCF en el año, aunque la volatilidad en la base de Permian, especialmente en WAHA, siguió siendo un obstáculo en el cuarto trimestre.

Para 2026, Diamondback estima una producción de petróleo de entre 500,000 y 510,000 bpd, prácticamente estable respecto a los niveles del cuarto trimestre de 2025 ajustados por cambios en activos. Se espera que la producción total oscile entre 926,000 y 962,000 boe/d.

La compañía planea gastar entre $3.600 y $3.900 millones en capital, incluyendo entre $100 y $150 millones destinados a desarrollo exploratorio en zonas más profundas del Midland Basin, como Barnett y Woodford. Diamondback espera completar entre 5.9 y 6.3 millones de pies laterales netos en 2026, con longitudes promedio de lateral que se acercan a los 12,900 pies.

La gestión enfatizó las continuas ganancias de eficiencia tras su fusión con Endeavor en 2024. En 2025, Diamondback perforó 463 pozos y completó 503, reduciendo los tiempos promedio de perforación a unos ocho días y completando más de 4.500 pies laterales por día de manera constante.

La reserva probada aumentó un 2% respecto al año anterior, alcanzando 3,62 mil millones de boe a finales de 2025, con reservas desarrolladas probadas en producción que subieron un 6% a 2,52 mil millones de boe. La compañía logró una tasa de reemplazo total de reservas del 118%.

Diamondback destacó avances en la delimitación de los intervalos de Barnett y Woodford en Midland Basin, donde ha asegurado derechos sobre aproximadamente 200,000 acres y ha identificado unas 600 ubicaciones netas potenciales. Los primeros pozos se perforaron a aproximadamente $1,000 por pie lateral, con la gestión apuntando a una reducción adicional del 20% a medida que escala el desarrollo.

El impulso hacia zonas secundarias y más profundas refleja una tendencia más amplia en Permian: los operadores buscan extender la vida de inventario y mejorar la eficiencia de capital a medida que la consolidación de terrenos de primera categoría aumenta.

Las ventas de activos, incluyendo el negocio de Environmental Disposal Systems y una participación en el oleoducto EPIC Crude, generaron aproximadamente $1.200 millones en ingresos del cuarto trimestre. Combinado con el flujo de caja libre, Diamondback pagó $950 millones en su préstamo a plazo y recompró $203 millones en notas senior con descuento.

La deuda total consolidada cayó un 11% respecto al trimestre anterior, situándose en $14.700 millones, con deuda neta de $14.600 millones a 31 de diciembre de 2025.

La compañía recompró 13,84 millones de acciones en 2025 y ya ha comprado otras 2,27 millones en los primeros meses de 2026. De su autorización de $8.000 millones, quedan disponibles $2.300 millones.

Mientras tanto, la subsidiaria Viper Energy completó en febrero la venta de activos no-Permian por $617 millones, usando los ingresos para pagar completamente su préstamo a plazo y su línea de crédito revolvente.

Diamondback continúa gestionando la exposición al gas del Permian ante la volatilidad en la base de WAHA. Actualmente, aproximadamente el 70% de sus volúmenes de gas están ligados a precios en WAHA, pero se espera que los compromisos de tuberías de largo recorrido más que se dupliquen a 800.000 MMBtu/d a medida que entre en funcionamiento la nueva capacidad de transporte en 2026.

Se anticipa que la reducción de cuellos de botella en el gas del Permian podría mejorar los precios realizados y fortalecer el flujo de efectivo de un flujo de gas en crecimiento.

Con una producción estable, un capital restringido y las devoluciones a accionistas en primer plano, Diamondback apuesta por un modelo de shale maduro: maximizar el flujo de caja libre, fortalecer la hoja de balance y reducir oportunistamente el número de acciones, mientras expande selectivamente la profundidad del inventario en Midland Basin.

Por Charles Kennedy para Oilprice.com

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