Northern Oil and Gas: najważniejsze informacje z telekonferencji wynikowej za II kwartał

Northern Oil and Gas (NYSE:NOG) odnotowała w drugim kwartale wyższe przepływy pieniężne i produkcję. Spółka wskazała, że zdywersyfikowany portfel aktywów nieoperowanych, czyli takich, w których za wydobycie odpowiadają zewnętrzni operatorzy, pomógł ograniczyć wpływ czasowych ograniczeń wydobycia w basenie Permian. Wynikały one z niekorzystnych cen gazu ziemnego w hubie Waha.

Skorygowana EBITDA, czyli zysk operacyjny przed odsetkami, podatkami oraz amortyzacją po wyłączeniu określonych zdarzeń jednorazowych, wzrosła o 17% względem pierwszego kwartału. Wolne przepływy pieniężne zwiększyły się o ponad 400%, do 159 mln USD.

Całkowita produkcja była o 9% wyższa niż rok wcześniej. Produkcja gazu ziemnego wzrosła o 35% rok do roku i o 5% względem poprzedniego kwartału, osiągając rekordowy poziom. W trakcie kwartału spółka znacząco ograniczyła wydobycie w basenie Permian z powodu niekorzystnych cen w hubie Waha. Wraz z poprawą warunków rynkowych wolumeny zaczęły wracać. Trzy odwierty netto uruchomione w tym okresie mają zwiększyć produkcję w trzecim kwartale.

Poza ograniczeniami związanymi z cenami w hubie Waha aktywa Northern Oil and Gas osiągnęły wyniki wyższe od wewnętrznych oczekiwań w kilku regionach. Baseny Williston i Uinta przekroczyły założenia spółki. Produkcja w regionie Appalachów ustanowiła rekord, ponieważ uwzględniono pełny kwartał działalności w ramach wspólnego projektu rozwojowego Utica.

Pierwsze wyniki projektu Utica były bardzo dobre. Spółka odnotowała wyniki powyżej wewnętrznych oczekiwań we wszystkich swoich basenach, w tym w Williston. W tym regionie coraz większą efektywność zapewniają odwierty z dłuższymi odcinkami poziomymi.

Niezabezpieczona cena netto zrealizowana ropy naftowej wzrosła o 36% względem pierwszego kwartału. Ceny gazu ziemnego uzyskiwane przez spółkę stanowiły 90% poziomu Henry Hub, czyli najważniejszego amerykańskiego punktu odniesienia dla cen gazu. Po uwzględnieniu zabezpieczeń oraz wpływu różnicy cen w hubie Waha ceny zrealizowane sięgnęły 123% poziomu Henry Hub. Wyniki wsparły także wysokie ceny płynnych składników gazu ziemnego.

Koszty produkcji w przeliczeniu na baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej spadły o 4% względem analogicznego okresu poprzedniego roku. Planowane nakłady inwestycyjne wyniosły 196 mln USD. Z tej kwoty 151 mln USD przeznaczono na organiczne wiercenia i prace wykończeniowe przy odwiertach, a 45 mln USD na bezpośrednie pozyskiwanie aktywów poprzez przejęcia i dzierżawę terenów. Znormalizowany koszt odwiertu wyniósł 761 USD za stopę odcinka poziomego i pozostał zasadniczo bez zmian względem pierwszego kwartału.

Wydatki w drugim kwartale koncentrowały się na obszarach związanych z produkcją ropy. Basen Permian odpowiadał za 37% nakładów, a Williston za 33%. Appalachy i Uinta stanowiły po 14% wydatków. Na niedawno przejęty obszar Duvernay przypadło 2% nakładów.

Na koniec kwartału Northern Oil and Gas miała ponad 1 mld USD łącznej płynności. W ciągu kwartału spółka odkupiła 2,95 mln akcji, czyli około 3% wszystkich akcji znajdujących się w obrocie, po średniej cenie 20,37 USD za akcję. Około 81% tych zakupów przeprowadzono przed przypadającym pod koniec czerwca dniem ustalenia prawa do dywidendy.

Skup akcji w dużej mierze zrównoważył emisję akcji przekazanych sprzedającemu w ramach przejęcia aktywów Duvernay. W rezultacie łączna liczba akcji pozostała mniej więcej bez zmian. Po zakończeniu kwartału rada dyrektorów zwiększyła limit skupu akcji własnych do około 243 mln USD.

Rada dyrektorów ogłosiła również kwartalną dywidendę w wysokości 0,45 USD na akcję. Łączna wypłata wyniosła około 48 mln USD i została zrealizowana 31 lipca. Zarząd poinformował, że wolne przepływy pieniężne z drugiego kwartału wielokrotnie pokrywały wypłatę dywidendy. Dywidenda ma być podstawą, a nie górnym limitem zwrotów dla akcjonariuszy.

Przy obecnych założeniach dotyczących przyszłych cen surowców spółka oczekuje, że w 2026 roku jej aktywa wygenerują od 1,4 mld USD do ponad 1,5 mld USD skorygowanej EBITDA. Utrzymanie obecnego poziomu produkcji wymagałoby około 850–900 mln USD nakładów na wiercenia i prace wykończeniowe. Wolne przepływy pieniężne szacowane są w takim scenariuszu na około 375 mln USD do ponad 500 mln USD.

W czerwcu Northern Oil and Gas sfinalizowała przejęcie Parallax. Była to transakcja dotycząca wspólnego rozwoju aktywów Duvernay, która rozszerzyła działalność spółki na Kanadę. Zarząd określił te aktywa jako samofinansujące się. Obejmują one zapas lokalizacji wystarczający na około 20 lat, a średni próg rentowności wydobycia wynosi mniej niż 50 USD. Koszt przejęcia był niższy niż 600 000 USD za lokalizację.

Spółka nadal zwiększała zasób terenów i lokalizacji odwiertów poprzez bezpośrednie przejęcia oraz umowy dzierżawy. W Appalachach zgromadziła około 80 lokalizacji dzięki dzierżawie terenów. Liczba ta nie obejmuje obszarów już przeznaczonych do zagospodarowania.

W drugim kwartale spółka przejęła ponad sześć odwiertów netto będących w trakcie realizacji. Były one skoncentrowane przede wszystkim w basenach Permian i Bakken. W pierwszej połowie 2026 roku działania związane z bezpośrednim pozyskiwaniem aktywów zapewniły tyle samo nowych możliwości wierceń co cały 2025 rok.

Lista odwiertów przeznaczonych do wiercenia i ukończenia wzrosła do niemal 52 odwiertów netto, ponieważ operatorzy przyspieszyli część prac w basenach Permian i Williston. Northern Oil and Gas zdecydowała się uczestniczyć w około 17 odwiertach netto, czyli w liczbie o niemal 20% wyższej niż średnie tempo z ostatnich 12 miesięcy. Około 90% tych decyzji dotyczyło basenów skoncentrowanych na wydobyciu ropy. Znormalizowane koszty zatwierdzane w budżetach prac spadły o 5% względem średniej z 2025 roku.

Zarząd ocenia, że rynek publiczny nie odzwierciedla w pełni wartości aktywów Northern Oil and Gas. Wartość aktywów spółki oszacowano na ponad 7 mld USD, podczas gdy jej wartość przedsiębiorstwa wynosiła 4,6 mld USD. Spółka zamierza nadal analizować przejęcia, sprzedaż aktywów, dywidendy, skup akcji własnych i redukcję zadłużenia jako możliwe sposoby alokacji kapitału.

W odpowiedzi na pytania dotyczące zadłużenia zarząd wskazał, że jego redukcja może nastąpić dzięki wzrostowi przepływów pieniężnych lub sprzedaży części aktywów. Jednocześnie spółka uznaje skup akcji własnych za atrakcyjny przy obecnych poziomach notowań. Zdywersyfikowany model działalności nieoperowanej pozwala jej kierować kapitał do regionów oferujących najlepsze warunki ekonomiczne, bez konieczności utrzymywania własnych zespołów operacyjnych i programów wierceń w każdym basenie.

Aktywność w basenie Permian zaczęła odbudowywać się szybciej, niż wcześniej oczekiwano. Wpływ na to miało złagodzenie ograniczeń logistycznych oraz przyspieszenie części prac rozwojowych przez operatorów. Zarząd nie ogłosił jeszcze pełnego powrotu do wcześniejszego poziomu działalności, ale ocenił, że obecny trend może wspierać wyniki w dalszej części roku.

Northern Oil and Gas, Inc. jest niezależną, giełdową spółką energetyczną zajmującą się pozyskiwaniem, poszukiwaniem i zagospodarowaniem złóż ropy naftowej oraz gazu ziemnego w Stanach Zjednoczonych. Jej podstawowa działalność koncentruje się w basenie Williston, gdzie spółka zabezpiecza prawa do terenów i współpracuje z operatorami wiertniczymi przy projektach wydobywczych.

Dzięki przejęciom praw do terenów oraz wspólnym przedsięwzięciom Northern Oil and Gas rozwija działalność w złożach konwencjonalnych i niekonwencjonalnych. Spółka wykorzystuje wiercenia poziome i szczelinowanie hydrauliczne do zagospodarowania złóż niekonwencjonalnych, zwłaszcza formacji Bakken, Three Forks i Red River w Dakocie Północnej i Montanie.