Gracias por su espera. En este momento, me gustaría dar la bienvenida a todos a la conferencia de resultados del tercer trimestre de 2025 de Coterra Energy. [Instrucciones del operador] Ahora me gustaría ceder la palabra a Dan Guffey, Vicepresidente de Finanzas, Relaciones con Inversores y Tesorero. ¿Dan?

Gracias, Greg. Buenos días y gracias por unirse a la conferencia de resultados del tercer trimestre de 2025 de Coterra Energy. Las intervenciones preparadas de hoy incluirán una visión general de Tom Jorden, Presidente, CEO y Presidente; Shane Young, Vicepresidente Ejecutivo y CFO; y Michael Deshazer, Vicepresidente Ejecutivo de Operaciones. Blake Sirgo, Vicepresidente Ejecutivo de Unidades de Negocio, también se encuentra presente para responder preguntas. Tras nuestras intervenciones preparadas, atenderemos sus preguntas durante nuestra sesión de Q&A.

Como recordatorio, en la llamada de hoy realizaremos declaraciones prospectivas basadas en nuestras expectativas actuales. Además, algunos de nuestros comentarios harán referencia a medidas financieras no GAAP. Las declaraciones prospectivas y otras exenciones de responsabilidad, así como las conciliaciones con las medidas financieras GAAP más directamente comparables, se proporcionaron en nuestro comunicado de resultados y en la presentación actualizada para inversores, los cuales pueden consultarse en nuestro sitio web. Con esto, cedo la palabra a Tom.

Gracias, Dan, y gracias a todos los que nos escuchan esta mañana. Coterra tuvo un sólido tercer trimestre y está en camino a cumplir con los ambiciosos objetivos anuales que nos hemos fijado para el año completo 2025. Además, hemos publicado una guía conservadora para la próxima actualización de nuestro plan a 3 años, la cual muestra que mantenemos nuestro compromiso con una trayectoria a largo plazo de consistencia, crecimiento rentable y creación de valor para los accionistas.

Quiero reconocer a nuestro personal de campo y de oficina, quienes han trabajado valientemente para ofrecer los resultados prometidos y hacerlo de manera segura, con integridad ambiental y con un enfoque implacable en maximizar los rendimientos del ciclo completo. No podríamos estar más orgullosos de nuestra organización y de su compromiso con la excelencia.

Obtuvimos resultados sólidos en todos los frentes durante el tercer trimestre. Nuestros volúmenes de gas, petróleo y barriles de petróleo equivalente superaron el punto medio de nuestra guidance. Logramos rendimientos sobresalientes sobre el capital invertido con una gran eficiencia de capital. La integración de los activos de Lea County que adquirimos a principios de año ha marchado bien y estamos percibiendo mejoras significativas en el rendimiento de los activos, reducciones de costes y en el inventario futuro. Michael Deshazer proporcionará más detalles al respecto.

Tenemos previsto presentar una perspectiva actualizada integral a 3 años con nuestra publicación del cuarto trimestre en febrero. Sin embargo, anoche proporcionamos un primer vistazo a 2026, que demuestra nuestro compromiso plurianual para aumentar los ingresos, el flujo de caja, el free cash flow y la rentabilidad. Según nuestra visión actual, prevemos que el capital disminuya moderadamente interanual, manteniendo al mismo tiempo un crecimiento rentable y constante. Nuestros bajos puntos de equilibrio y nuestro profundo inventario, sumados a nuestro equilibrio de ingresos entre activos de gas y petróleo, nos brindan la oportunidad de superar los ciclos y mantener un grado de consistencia que nos diferencia.

Visualizamos nuestro futuro enteramente a través del prisma del aumento del valor para el accionista, y lo logramos mejor realizando consistentemente inversiones inteligentes en todo el ciclo a través de las fluctuaciones de las materias primas. Quiero enfatizar que estamos proporcionando una guidance preliminar para 2026 y las decisiones finales están en proceso. Estamos vigilando los mercados con atención. Los mercados petroleros tienen muchas variables en juego. Estas incluyen el cronograma y el impacto de las sanciones rusas, la situación en Venezuela, el comportamiento de China e India y la solidez económica global. Si bien contamos con los proyectos y los recursos para aumentar aún más nuestro crecimiento petrolero, si fuera necesario, nos mantenemos disciplinados y no buscamos el crecimiento a toda costa en el entorno actual. Aunque el capital pueda fluctuar moderadamente al alza o a la baja cada año, nuestro único objetivo es aumentar consistentemente nuestra rentabilidad y maximizar nuestro free cash flow.

Vivimos en tiempos de cambios rápidos. El aumento de las exportaciones de LNG y la creciente demanda de electricidad son constructivos para las perspectivas de gas natural a mediano y largo plazo. Estamos preparados para ser pacientes y no anticiparnos a los aumentos de la demanda. Nuestro grupo de marketing está muy involucrado en discusiones con contrapartes que buscan nuevos acuerdos de suministro de gas natural para diversificar aún más nuestra cartera, la cual ya tiene comprometidos 200 million cubic feet al día para acuerdos de LNG recientemente anunciados, 350 million cubic feet al día para Cove Point LNG, 50 million cubic feet al día para el acuerdo de energía de Permian con CPV y nuestros acuerdos de suministro de 320 million cubic feet al día de gas natural a plantas eléctricas locales dentro de Marcellus. Si bien estos acuerdos suman aproximadamente el 30% de la producción de gas de Coterra, el equipo sigue aportando nuevas ideas a la mesa para mejorar y diversificar aún más nuestra cartera. Nuestro equipo de marketing tiene el mandato de generar valor, no comunicados de prensa. Confiamos en que la paciencia es prudente y que el futuro del gas natural proporcionará tremendas oportunidades para Coterra.

Está ocurriendo mucho tras bambalinas. También estamos vigilando todos los mercados con atención; como dije, el vaivén entre el optimismo y el pesimismo aquí es notable. Un pequeño cambio en los hechos puede provocar grandes oscilaciones en las emociones. Coterra cuenta con un profundo inventario de activos petroleros con una de las carteras de puntos de equilibrio más bajos de nuestro sector. Nuestra tendencia es de estabilidad constante, sin oscilaciones reactivas salvajes.

Antes de ceder la palabra a Shane, observarán que Michael Deshazer presentará el resumen operativo hoy. Blake Sirgo nos acompaña y, sin duda, tendrá la oportunidad de hacer comentarios. Recientemente intercambiamos las carteras de Blake y Michael, con Blake asumiendo la supervisión de nuestras unidades de negocio y Michael encargándose de nuestras carteras operativas y de marketing. Este cambio fue impulsado enteramente por el deseo de generar redundancia en nuestras habilidades y construir una mayor profundidad de experiencia en el equipo ejecutivo. Contamos con un equipo ejecutivo altamente colaborativo que, por diseño, está familiarizado con todos los aspectos de nuestro negocio. Este cambio aumentará aún más nuestra flexibilidad, aportará una visión fresca sobre cuestiones críticas y proporcionará a Michael y Blake la capacidad de ampliar su impacto. De vez en cuando, es bueno trasplantar la planta.

Finalmente, sabemos que muchos de ustedes han visto la carta que Kimmeridge publicó esta mañana. Aunque creemos que contiene algunos errores fácticos, respetamos enormemente muchas de las piezas de análisis que el equipo de Kimmeridge ha producido a lo largo de los años y hemos tenido un compromiso constructivo con ellos en el pasado. Nos decepciona que hayan optado por publicar una carta pública sin ponerse en contacto con nosotros. No obstante, estamos abiertos a sugerencias que puedan mejorar Coterra. Y como siempre, escucharemos, consideraremos cuidadosamente las ideas y seremos reflexivos en nuestra respuesta. Con esto, cederé la palabra a Shane para el resumen financiero.

Gracias, Tom, y gracias a todos por acompañarnos en la llamada de esta mañana. Hoy me gustaría tratar 3 temas. Primero, resumiré rápidamente algunos puntos clave de nuestros sólidos resultados financieros del tercer trimestre. Luego, proporcionaré nuestro guidance para el cuarto trimestre y la actualización de nuestro guidance para el año completo 2025. Finalmente, ofreceré comentarios sobre nuestro balance general y las prioridades de flujo de caja para el resto del año.

Pasando a nuestro desempeño durante el trimestre. El rendimiento en las 3 unidades de negocio superó las expectativas durante el tercer trimestre. La producción de petróleo, gas natural y BOE de Coterra se situó aproximadamente un 2.5% por encima del punto medio de nuestro guidance. Además, la producción de NGL fue sólida, alcanzando un máximo histórico para Coterra de alrededor de 136 MBoe por día. En la Permian, tuvimos 38 net turn-in-lines durante el trimestre, justo por debajo del extremo inferior de nuestro rango de guidance, mientras que Anadarko y Marcellus tuvieron net turn-in-lines de 6 y 4, respectivamente, en línea con las expectativas. Seguimos esperando que los TILs en todas las áreas se mantengan dentro de nuestros rangos de guidance anual, situándose la Permian cerca del extremo superior del rango.

Los ingresos por petróleo y gas antes de cobertura alcanzaron los $1.7 billion, con el 57% de los ingresos provenientes de la producción de petróleo. Esto representa un aumento secuencial frente al 52% del trimestre anterior y fue impulsado por un repunte sustancial en los volúmenes de petróleo de 11,300 barriles por día, un incremento de más del 7% respecto a nuestros niveles del segundo trimestre. El equipo de la Permian continúa impulsando resultados sobresalientes de producción incremental.

Los costes operativos en efectivo sumaron $9.81 por BOE, un aumento del 5% intertrimestral debido a la mezcla de producción y a una mayor actividad de reacondicionamiento (workover), que prevemos que se moderice durante el cuarto trimestre. El capital incurrido en el tercer trimestre se situó cerca del punto medio en $658 million. El flujo de caja discrecional del trimestre fue de $1.15 billion y el flujo de caja libre fue de $533 million tras los gastos de capital en efectivo. Ambas cifras se beneficiaron de impuestos corrientes negativos durante el trimestre relacionados con cambios recientes en la legislación fiscal de EE. UU. En resumen, nuestros sólidos resultados del tercer trimestre muestran una mejora continua en la eficiencia del capital, ya que la producción superó las expectativas y el capital sigue según lo previsto. Continuamos manteniendo un ritmo de actividad constante y altamente eficiente, que prevemos seguirá generando rendimientos sólidos en el ciclo completo en el entorno de precios actual.

Mirando hacia el cuarto trimestre y el ejercicio completo de 2025. Durante el cuarto trimestre de 2025, se espera que la producción de petróleo sea de 175 MBoe por día en el punto medio, un aumento de más de 8,000 barriles por día o un incremento adicional del 5% intertrimestral. Prevemos que la producción total promedie entre 770 y 810 MBoe por día y que el gas natural se sitúe entre 2.78 y 2.93 Bcf por día. Prevemos que el capital para el trimestre sea de alrededor de $530 million, significativamente por debajo de los resultados del tercer trimestre, ya que finalizamos la actividad de fracturación en Anadarko a finales del tercer trimestre.

Para el ejercicio completo de 2025, estamos aumentando la guidance de producción anual de MBoe por día a 777 en el punto medio, un aumento del 5% respecto a nuestra guidance inicial en febrero. Mantenemos el punto medio de la guidance de petróleo en 160 MBoe por día, al tiempo que estrechamos el rango de la misma. Los volúmenes de petróleo de nuestros activos adquiridos han estado en línea o ligeramente por encima de lo esperado. Se espera que los volúmenes de petróleo de nuestros activos heredados logren una tasa de crecimiento interanual de un solo dígito alto. Esto es similar a la tasa de crecimiento que hemos obtenido durante los últimos 3 años. En cuanto al gas natural, estamos aumentando el punto medio de nuestro rango de volúmenes a 2.95 Bcf por día, un aumento de más del 6% respecto a nuestra guidance inicial para el ejercicio completo en febrero. Como se indicó anteriormente, prevemos que el capital para el año sea de aproximadamente $2.3 billion, justo por encima del punto medio de nuestro rango de guidance inicial en febrero, ya que hemos mantenido la segunda plataforma de Marcellus durante la segunda mitad del año. Nuestros rangos de guidance de gastos anuales permanecen sin cambios y prevemos situarnos cerca del punto medio del rango de gastos agregados para el ejercicio completo.

Con respecto a nuestras perspectivas a 3 años proporcionadas en febrero, mantenemos una gran confianza en nuestra capacidad para ofrecer resultados dentro de esos rangos desde 2025 hasta 2027. Estas perspectivas se sustentan en una baja tasa de reinversión y una mejora en la eficiencia del capital, y ofrecen una creación de valor atractiva a largo plazo para nuestros accionistas. Si bien no estamos preparados para ofrecer una guidance específica para 2026, una instantánea actual sugiere que el capital debería disminuir modestamente interanual, manteniendo al mismo tiempo los parámetros de producción establecidos en nuestra guía a 3 años publicada en febrero. Al mismo tiempo, nuestros bajos puntos de equilibrio, bajo apalancamiento y flexibilidad operativa, sumados a nuestra cartera de coberturas (hedge book), sitúan a Coterra en una buena posición en caso de una alta volatilidad en los precios de las materias primas en 2026.

Pasando a los retornos para los accionistas y al balance general. Para el tercer trimestre, anunciamos un dividendo de $0.22 por acción. Este es uno de los dividendos con mayor rendimiento en la industria, con más del 3.5%, y demuestra nuestra confianza en la durabilidad, profundidad y calidad a largo plazo de nuestro inventario futuro y flujo de caja libre. Además, durante el tercer trimestre, amortizamos $250 million de préstamos a plazo pendientes que se utilizaron como parte de la financiación de nuestras adquisiciones a principios de este año, reduciendo nuestro total de préstamos a plazo a $600 million hasta el tercer trimestre de 2025. En octubre, basándonos en el progreso realizado en la amortización de nuestros préstamos a plazo y en los niveles de cotización de nuestras acciones, reiniciamos nuestro programa de recompra de acciones. Si bien seguimos progresando en nuestros objetivos de amortización de deuda durante el cuarto trimestre, seremos oportunistas en la compra de nuestras acciones.

Cerramos el trimestre con una línea de crédito no utilizada de $2 billion y un saldo de caja de $98 million, lo que supone una liquidez total de $2.1 billion. Al 30 de septiembre, nuestra deuda total pendiente era de $3.9 billion, frente a los $4.5 billion al cierre de las adquisiciones en enero. Estamos progresando significativamente en nuestra prioridad de devolver nuestro apalancamiento a aproximadamente 0.5x deuda neta sobre EBITDA. Coterra mantiene su compromiso de preservar un balance general sólido de primer nivel que sea robusto en todas las fases del ciclo de las materias primas. Creemos que esto nos permite aprovechar las oportunidades del mercado mientras protegemos nuestros objetivos de rentabilidad para los accionistas.

En resumen, el equipo de Coterra obtuvo otro trimestre de resultados de alta calidad en las 3 unidades de negocio. Seguimos mejorando la eficiencia del capital mediante una mayor productividad y un menor coste por pie completado. Nuestra actividad constante ha seguido generando un crecimiento significativo en la producción de petróleo a lo largo del año, al tiempo que hemos elevado el listón tanto en la producción de gas natural como de BOE. En 2025, prevemos generar un flujo de caja libre sustancial de alrededor de $2 billion, lo que supone un incremento aproximado del 60% respecto a 2024, beneficiándonos tanto de mayores precios de realización del gas natural como de mayores volúmenes de petróleo de nuestros activos adquiridos. Si bien seguimos priorizando la reducción del apalancamiento, vemos un valor significativo en Coterra a los precios actuales de las acciones y estamos abordando recompras de acciones de forma oportunista. En resumen, Coterra nunca ha estado más fuerte ni mejor posicionada. Con esto, cedo la palabra a Michael para que aporte más detalles e información sobre nuestras operaciones.

Gracias, Shane. Hoy hablaré sobre nuestros resultados operativos del tercer trimestre y las perspectivas. Presentaremos una actualización de las unidades de negocio, incluyendo la exitosa integración y el potencial de crecimiento de nuestras adquisiciones de Franklin Mountain y Avant, y mencionaré brevemente nuestros esfuerzos de comercialización. El tercer trimestre fue otro trimestre bien ejecutado, y hemos trasladado este impulso operativo al cuarto trimestre.

En cuanto a la actividad, mantenemos un programa constante de 9 torres y 3 equipos trabajando en la Permian, 1 torre y 1 equipo en la Marcellus y 1 torre en la Anadarko. Prevemos mantener este nivel de actividad durante el cuarto trimestre.

Para reiterar lo que Shane mencionó anteriormente, de cara a 2026, prevemos que el capital de 2026 disminuya moderadamente interanual, logrando al mismo tiempo los rangos de producción establecidos en nuestras perspectivas a 3 años para el periodo 2025-2027. Si bien estamos enfocados en operaciones constantes a través de los ciclos de las materias primas, mantenemos la máxima flexibilidad operativa sin torres ni equipos de fracturación bajo contratos a largo plazo. Prevemos proporcionar un guidance completo para 2026 y una perspectiva a 3 años actualizada en febrero.

La integración de nuestros activos de Franklin Mountain y Avant se ha completado, y nuestros equipos siguen superando nuestras expectativas en cuanto a las sinergias de estos activos. Me gustaría dedicar unos minutos a analizar nuestro progreso. Cuando anunciamos la adquisición, había muchos pozos en diversas etapas de desarrollo y realizamos estimaciones de su productividad para nuestra evaluación y para nuestras perspectivas de producción del año completo. En noviembre de 2024, anunciamos una estimación de producción para 2025 de los activos de entre 40,000 y 50,000 barriles de petróleo por día, asumiendo una contribución durante todo el año. Cuando actualizamos nuestras perspectivas de producción en nuestra conferencia de febrero, tras conocerse las fechas de cierre reales a finales de enero de los activos, mantuvimos nuestras perspectivas de producción anual porque nos gustó el rendimiento de los activos. Me complace informar que seguimos rindiendo conforme a nuestras expectativas, e incluso por encima de ellas, en cuanto a la producción de los activos adquiridos, lo que nos da mayor confianza en que existe un potencial de mejora respecto a lo que sustentó la adquisición.

En el aspecto de capital de la adquisición, hemos logrado una reducción del 10% en nuestros costes totales por pozo, medidos en dólares por pie, al aplicar nuestras mejores prácticas de Coterra a escala en todos los activos. Algunas de las eficiencias que me gustaría destacar son nuestros diseños optimizados y estandarizados de tamaño de pozo y revestimiento, que han reducido nuestros tiempos de perforación de 15 a 13 días para un lateral estándar de 2 millas. Y en cuanto a la completación, hemos visto que la implementación de nuestros diseños de estimulación probados, que han sido evaluados en toda la cuenca y adaptados para cada zona de aterrizaje, así como nuestra escala en el Permian, nos ha permitido reducir los costes de servicios.

Además del ahorro de capital, ahora tenemos una visión clara de sinergias significativas en los costes operativos. Ya hemos reducido los gastos operativos de arrendamiento heredados en aproximadamente un 5% o $8 million al año. Estos ahorros se han observado en la mayoría de los servicios, pero los mayores ahorros están relacionados con el tratamiento de gas agrio en las plataformas y la generación eléctrica. Por ejemplo, en nuestra batería de tanques centrales de Eagle, adquirimos una instalación que trataba el gas agrio para luego ser quemado en turbinas de gas para generar energía para nuestro campo. En colaboración con nuestro equipo de marketing, aceleramos una conexión de gas residual al sitio que nos permitió retirar el equipo de tratamiento de gas y permitir que las turbinas quemaran gas limpio de bajo Btu, aumentando la fiabilidad y ahorrando más de $2.5 million al año en gastos.

Hay muchos más proyectos como este, y actualmente proyectamos un ahorro adicional de $20 million al año en costes operativos netos relacionados con el tratamiento de gas agrio en las plataformas, lo que eleva nuestros ahorros proyectados totales de LOE en los activos adquiridos al 15% como tasa de ejecución futura. Además, creemos que los mayores ahorros futuros podrían provenir del uso de microredes en lugar de generadores en los sitios de los pozos para alimentar nuestros activos. Estamos en las etapas finales de planificación de hasta 3 microredes en nuestros activos de la Northern Delaware Basin. Creemos que estos proyectos tendrán el potencial de reducir nuestros costes actuales de energía en un 50%, ahorrando $25 million adicionales al año. Pero a medida que el activo y nuestra demanda de energía en la zona crezcan, los ahorros proyectados también crecerán hasta alcanzar casi $50 million al año. Todo esto mientras seguimos trabajando con nuestros proveedores de servicios públicos para incorporar más energía de la red en el Permian Basin.

Ahora que hemos integrado los activos, esperamos no solo demostrar una reducción de capital y gastos, sino también mejoras en la productividad a medida que seguimos un plan de desarrollo centrado en maximizar la eficiencia del capital. Nuestros equipos de subsuelo han continuado delimitando múltiples zonas de aterrizaje, y este trabajo nos ha dado la confianza de que disponemos de un 10% más de inventario, medido por pies laterales netos, de lo que estimamos al adquirir los activos. Además, nuestra mayor escala en la Northern Delaware Basin nos ha permitido realizar muchas operaciones de valor añadido y adquisiciones a pequeña escala. Esperamos que nuestro equipo añada prudentemente inventario valioso a medida que continuamos desarrollando nuestros recursos altamente rentables y de bajo coste en el Permian Basin.

Pasando a la unidad de negocio de Marcellus. Este trimestre, perforamos un nuevo lateral de 4 millas desde el inicio hasta la liberación de la plataforma en menos de 9 días, con un promedio de 2,400 pies por día. Esto establece un nuevo máximo histórico para Coterra. De hecho, es cada vez más común que muchos de nuestros pozos recientes superen los 2,000 pies por día. Este tipo de rendimiento y los laterales más largos que superan los 20,000 pies han reducido los costes de perforación en un 24% interanual. Con estas eficiencias, ya no necesitamos 2 plataformas para mantener la producción en nuestro activo de Marcellus. Nuestro nivel de actividad de mantenimiento durante los próximos años requeriría de 1 a 2 plataformas, por lo que gestionaremos nuestro número de plataformas para no generar un exceso de pedidos pendientes de DUC. Si bien mantenemos la opción de aumentar nuestros volúmenes de gas natural en Marcellus, estamos comprometidos a ser pacientes y prevemos mantener nuestros volúmenes de producción relativamente estables hasta que se materialice una demanda adicional y el strip se consolide. En caso de tener un invierno frío y que los precios aumenten en '26, participaremos plenamente con nuestros aproximadamente 2 Bcf al día de producción en el noreste y prevemos generar un flujo de caja libre sustancial desde nuestra región de Marcellus.

En la unidad de negocio de Anadarko, pusimos en marcha nuestro último proyecto del año durante el tercer trimestre, los 5 pozos Hufnagel de 3 millas. Estos nuevos pozos, combinados con nuestro proyecto Roberts del Q2, continúan impulsando un sólido rendimiento regional que ha superado nuestras expectativas.

Pasando a comercialización. Nuestro equipo sigue activo en la búsqueda de más acuerdos y alianzas que puedan ofrecer garantía de flujo y un incremento de precios para nuestros productos en nuestra diversa cartera. Como mencionó Blake el trimestre pasado, las ventas de gas a largo plazo a la nueva planta de energía Basin Ranch de CPV en el condado de Reeves, Texas, fueron el último en una serie de acuerdos que nuestra empresa tiene historial en ejecutar. Como mencionó Tom, nuestros acuerdos de energía Moxie y Lackawanna en Marcellus se establecieron hace 10 años y han proporcionado un valor muy superior al precio del basin. Seguiremos buscando oportunidades para mejorar el netback de nuestro producto y aumentar el valor para nuestros accionistas. Una fortaleza de nuestra cartera de ventas es una diversificación significativa, pero no estamos satisfechos y seguiremos optimizando. Los equipos en nuestras 3 regiones están trabajando a pleno rendimiento y se han mantenido enfocados en una ejecución sólida, tomando decisiones para maximizar los rendimientos del ciclo completo y crear valor para los accionistas. Con esto, devuelvo la llamada al operador para la sesión de preguntas y respuestas.