+$6,30 (+4,51%)
Precio Histórico
+$24,70 (+20,37%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$156,86
$135,00 - $199,00
$155,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$16,32
$14,16
$26,08B
Indicadores en vivo
Indicadores que cambian con el precio actual (P/E, P/FCF, dividend yield, beta) y cifras del último período. Se actualizan en tiempo real. Los valores en verde indican métricas favorables.
EPS
10,17
P/E Ratio
14,26
P/FCF
2,51
Dividend Yield
2,92%
Profit Margin
23,32%
Beta
0,26
Ingresos
$23,57B
EBITDA
$12,59B
FCF
$2,86B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de EOG
Tesis ejecutiva de la situación de la empresa
Fortalezas, debilidades y riesgos materiales
Valuación frente a sus pares y calidad de balance
Lectura del momentum de resultados, todo enmarcado en datos
Análisis fundamental detallado
Ratios estructurales de valuación, rentabilidad, solvencia y crecimiento, tomados del último balance reportado. Los valores en verde indican métricas favorables.
Valuación
P/B
2,26
EV/EBITDA
5,89
PEG
1,34
P/S
2,95
Rentabilidad
ROE
18,20%
ROIC
12,83%
ROA
8,97%
Margen Bruto
61,99%
Margen Operativo
37,88%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
0,27
Current Ratio
1,72
Quick Ratio
1,43
Caja Total
$3,85B
Deuda Total
$8,31B
Crecimiento
Crec. Ingresos
15,60%
Crec. Ganancias
39,60%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de EOG Resources, Inc., el informe anual auditado que toda empresa que cotiza en Estados Unidos presenta ante la SEC (Securities and Exchange Commission, el regulador del mercado). Acá va lo que importa de ese documento: cómo gana plata la empresa, qué riesgos declara ella misma y cómo explicó el management el año.
Filing presentado el 24/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
EOG Resources explora, desarrolla y produce crudo, NGLs y gas natural principalmente en cuencas de Estados Unidos, Trinidad y otras áreas internacionales selectas, vendiendo su producción a precios de mercado spot con foco en ser uno de los productores de mayor retorno y menor costo de la industria.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
United States Operations: Exploración y producción de crudo, NGLs y gas natural en cuencas como Delaware Basin, Eagle Ford, Appalachian Basin (Utica), Rocky Mountain y otras áreas. Es el segmento dominante de la compañía.
99% de las reservas netas probadas totales de EOG están en Estados Unidos (en base de crudo equivalente)Trinidad Operations: Producción offshore de gas natural y crudo en la costa de Trinidad y Tobago. El gas se vende a la National Gas Company of Trinidad and Tobago Limited, y el crudo a Heritage Petroleum Company Limited y BP Trinidad and Tobago LLC.
1% de las reservas netas probadas totales de EOG al 31 de diciembre de 2025Ventajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
EOG enfatiza ser uno de los productores de menor costo de la industria. Su estrategia consiste en perforar prospectos generados internamente para encontrar reservas de bajo costo y mantener la estructura de costos operativos más baja posible.
EOG invierte en tecnologías avanzadas como datos sísmicos 3D y microsísmicos, modelos de simulación de reservorios y tecnologías mejoradas de perforación y completación horizontal. Estas tecnologías propietarias buscan reducir riesgos y costos en todas las etapas de exploración y producción.
EOG opera con 4,666 miles de acres netos totales en Estados Unidos al 31 de diciembre de 2025 y completó 641 pozos netos en 2025, con volúmenes totales de 449.8 MMBoe en el año. Posee además instalaciones propias de gathering y processing en múltiples cuencas.
EOG es propietaria de instalaciones de gathering y processing en el Permian Basin, Anadarko Basin, Powder River Basin, Appalachian Basin, Barnett Shale, Williston Basin y Eagle Ford. También posee facilidades de descarga de crudo por camión en varios de sus plays.
En agosto de 2025, EOG adquirió Encino Acquisition Partners, LLC, lo que explica el salto en el segmento 'Other' de Appalachian Basin (de 65.2 MMBoe en 2024 a 108.2 MMBoe en 2025) y la tenencia de aproximadamente 1,100,000 acres netos en el Utica play incluyendo 135,000 acres minerales netos. EOG entró a dos mercados internacionales nuevos en 2025: Bahrain (acuerdo con Bapco en febrero, concesión aprobada en agosto) y UAE (concesión de exploración no convencional UCO3 con 100% de equity y operatorship, adjudicada en mayo de 2025 por Abu Dhabi). En el frente regulatorio, el OBBBA de julio de 2025 revirtió el royalty federal del 16.67% al 12.5% anterior y postergó el cargo por emisiones de metano de la IRA hasta 2034, dos cambios favorables para EOG. Con solo 3,400 empleados manejando 449.8 MMBoe de producción anual, el ratio de producción por empleado es extraordinariamente alto, reflejo de un modelo operativo altamente descentralizado y tecnológico.
Los riesgos que declara la propia empresa
Todo 10-K trae una sección de factores de riesgo, y la mayoría es boilerplate legal que aparece en cualquier filing. Estos son los que de verdad distinguen a EOG Resources, Inc., ordenados por materialidad:
1. Volatilidad de precios de crudo, NGLs y gas natural con impacto directo en cash flows y dividendos
Los cash flows, la condición financiera y los resultados de EOG dependen en gran medida de los precios de commodities. Caídas sostenidas pueden forzar write-downs de reservas, impairments de activos y reducción o eliminación de dividendos regulares y especiales, incluyendo el programa de recompra de hasta USD 10 mil millones autorizado por el Board en noviembre de 2024.
Si se materializa: Reducción de cash flows disponibles para capex y dividendos, posibles write-downs de reservas, impairments de propiedades, deterioro del acceso al crédito y baja en el precio de la acción.
2. Riesgos regulatorios y de política en fracking, permisos federales y cambios en deducciones fiscales para E&P
EOG depende del fracturamiento hidráulico como tecnología central de producción. Restricciones en permisos federales, cambios a royalties en tierras estatales o federales, y la potencial eliminación de deducciones como los intangible drilling costs (IDCs) representan riesgos directos y cuantificables para el modelo operativo. El filing también menciona explícitamente la posibilidad de un impuesto al carbono como factor de riesgo.
Si se materializa: Demoras operativas, aumento de costos de compliance, reducción de producción de crudo y gas en zonas que solo son económicamente viables con fracking, y potencial impacto negativo en la carga tributaria efectiva.
3. Amenazas de ciberseguridad con riesgo especifico sobre infraestructura operativa de E&P y sistemas de distribucion de energia
EOG opera con sistemas de tecnologia altamente integrados para reservas, datos financieros, operaciones de perforacion y produccion. El filing destaca explicitamente el riesgo creciente por avances en inteligencia artificial que habilitan ataques de phishing y fraude de identidad mas sofisticados. Ademas reconoce que "technologies control nearly all of the crude oil and natural gas distribution systems" en EE.UU., ampliando el vector de ataque mas alla de los sistemas propios.
Si se materializa: Interrupcion de operaciones de perforacion y produccion, perdida de datos de reservas, accidentes ambientales por corrupcion de sistemas de surveillance, exposicion regulatoria por nuevas reglas de disclosure de la SEC sobre incidentes materiales de ciberseguridad.
4. Riesgo de capital y financiamiento: desinversion ESG por parte de instituciones financieras hacia el sector oil and gas
El filing revela que instituciones financieras, fondos de pensiones, fondos soberanos y asesores de inversion han comenzado a redirigir capital fuera del sector oil and gas por presiones de grupos ambientales y preocupaciones climaticas. EOG nombra este riesgo de forma especifica como un factor que puede encarecer o directamente limitar su acceso al capital, independientemente de sus propios fundamentals financieros.
Si se materializa: Mayor costo de financiamiento de deuda y equity, menor universo de inversores dispuestos a participar en ofertas de deuda o equity, potencial deterioro de credit ratings con efecto cascada sobre costos de borrowing.
5. Presion inflacionaria en costos operativos y de capital con exposicion especifica a tarifas arancelarias
EOG menciona explicitamente a los aranceles (tariffs) como un factor inflacionario sobre sus costos de operacion y capex, diferenciandolo del boilerplate de 'condiciones macroeconomicas generales'. El filing reconoce que las iniciativas de eficiencia en curso, incluyendo su programa de arena de fuente propia (self-sourced sand) y el programa de motores de perforacion downhole, pueden no ser suficientes para compensar estas presiones.
Si se materializa: Aumento de costos de drilling y completions, reduccion de cash flows disponibles para reinversion y pagos de dividendos, posible postergacion de proyectos de desarrollo.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Proveedores: El filing menciona dependencia de terceros para servicios de gathering, processing, compression, storage, transportation, refining, liquefaction y export, y nombra especificamente escasez de rigs de perforacion, servicios de fracturamiento hidraulico, equipos de pressure pumping, materiales tubulares, arena y agua como factores de riesgo operativo.
Geografía: El filing menciona riesgo especifico de capacidad insuficiente de infraestructura en 'certain newer plays' (nuevas areas de produccion), pero no nombra geografias especificas en la seccion de factores de riesgo.
Regulación: Dependencia critica de permisos federales, estatales y tribales para perforacion en tierras publicas, con riesgo explicito de bans o restricciones que afectarian directamente el nivel de produccion y reservas de la compania.
Dos disclosures merecen atencion especial. Primero, EOG nombra de forma explicita a los aranceles (tariffs) como fuente de presion inflacionaria en costos, lo cual es inusualmente especifico para un 10-K y refleja el contexto del regimen comercial vigente al momento del filing. Segundo, el tratamiento del riesgo de IA generativa como vector de ciberataque mas sofisticado es un disclosure emergente que pocas empresas del sector E&P incluyen con este nivel de detalle, citando especificamente el riesgo sobre herramientas biometricas de reconocimiento de voz y facial. El filing tambien revela que el Board amplio la autorizacion de recompra de acciones de USD 5 mil millones a USD 10 mil millones en noviembre de 2024, lo cual convierte el riesgo de reduccion de dividendos y recompras en un elemento de alta visibilidad para el mercado.
El año según el management
El MD&A (Management's Discussion and Analysis) es la parte del 10-K donde la dirección explica los resultados con sus propias palabras. La lectura del año fiscal:
EOG tuvo un año de produccion record impulsado por la adquisicion de Encino y mayor produccion de gas natural, pero la caida de 15% en el precio del crudo junto con impairments significativos redujeron el net income a $4,980M desde $6,403M en 2024.
Qué empujó los resultados
- Adquisicion de Encino Acquisition Partners (Utica play) que incorporo 675,000 core net acres y contribuyo a produccion de gas natural, NGLs y crudo desde agosto 2025 ($6,703M en property acquisitions; produccion total paso de 1,062 MBoed a 1,232 MBoed (+16%)). Segmento: United States
- Alza de 39% en el precio compuesto de gas natural y mayor volumen de gas entregado impulsaron revenues de gas natural (+$1,240M en gas natural revenues (+80%), a $2,791M desde $1,551M; precio compuesto sube a $3.02/Mcf desde $2.17/Mcf; volumenes suben 30% a 2,533 MMcfd). Segmento: United States
- Incremento de produccion de NGLs, principalmente en Utica y Permian Basin, que compenso parcialmente la caida de precios (+$270M en NGLs revenues (+13%), a $2,376M; produccion +17% a 288 MBbld desde 246 MBbld). Segmento: United States
Qué jugó en contra
- Caida de 15% en el precio compuesto de crudo y condensate que redujo sustancialmente los revenues de petroleo a pesar del aumento de volumenes (-$2,239M por precio, parcialmente compensado por +$819M por volumen; revenues de crudo bajaron $1,420M (-10%) a $12,501M). Segmento: United States
- Impairments de propiedades probadas significativamente mayores, principalmente en el Barnett Shale y Woodford Oil Window por economias especificas de play y reasignacion de recursos (Impairments totales de $843M en 2025 vs $391M en 2024; proved properties $709M vs $295M en 2024)
- Incremento en GP&T costs por mayor produccion en Utica y Permian Basin, y alza en G&A por costos asociados a la adquisicion de Encino y mayores costos de empleados (GP&T +$412M a $2,134M; G&A +$151M a $820M (incluyendo $100M de costos relacionados a Encino))
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Recompras de acciones: $2,564M en recompras y otras adquisiciones de acciones del tesoro durante 2025 (vs $3,246M en 2024). EOG mantiene el compromiso de retornar minimo 70% del flujo de caja operativo neto de capex a accionistas.
Dividendos: $2,161M en dividendos pagados en 2025. Dividendo trimestral de $0.975/accion en Q1 y Q2, subio a $1.02/accion desde Q3. Dividendo de $1.02/accion declarado para Q1 2026 pagadero el 30 de abril de 2026.
Capex (inversión en activos): Total expenditures de $13,703M en 2025 (vs $6,653M en 2024), incluyendo $6,703M en property acquisitions (Encino). Exploration and development expenditures de $13,078M. Guidance 2026: $6,300M a $6,700M excluyendo property acquisitions.
M&A (compras y ventas de negocios): Adquisicion de Encino Acquisition Partners completada el 1 de agosto de 2025 por $5,700M inclusive de deuda neta de Encino, sumando 675,000 core net acres en el Utica play. En enero 2026, EOG firmo acuerdo para vender su participacion en el northern Midland Basin por $165M (cerro el 18 de febrero de 2026).
Deuda: Repago de $500M de Senior Notes 3.15% al vencimiento en abril 2025. Emision en julio 2025 de $3,500M en cuatro tramos (July Notes) por netos de $3,470M para financiar parcialmente Encino. Emision en noviembre 2025 de $1,000M (November Notes) por netos de $996M; redimiO anticipadamente $750M de Senior Notes 4.15% en diciembre 2025. Deuda total outstanding: $7,890M en senior notes al 31 de diciembre de 2025 vs $4,640M en 2024. Debt-to-total capitalization: 21% vs 14% en 2024. Nueva Revolving Credit Facility de $3,000M (reemplaza la de $1,900M), vence diciembre 2030, sin saldo pendiente.
Caja al cierre: $3,400M en cash y equivalentes al 31 de diciembre de 2025, mas $3,000M de disponibilidad bajo la New Facility (sin utilizacion).
El hecho mas llamativo del MD&A es la adquisicion de Encino por $5,700M (cerrada el 1 de agosto de 2025), que practicamente duplico el capex anual a $13,703M y elevo la deuda de senior notes de $4,640M a $7,890M, con el debt-to-total capitalization pasando de 14% a 21%. Los impairments se mas que duplicaron a $843M (vs $391M en 2024), principalmente por write-downs en el Barnett Shale y Woodford Oil Window. Adicionalmente, EOG reconocio $100M de costos de G&A directamente relacionados a la adquisicion de Encino y ya en enero 2026 anuncio la venta de su participacion en el northern Midland Basin por $165M, lo que sugiere una racionalizacion de portafolio post-Encino.
Resumen generado por Warren AI a partir del texto del 10-K presentado ante la SEC. Un resumen nunca reemplaza al documento: si una cifra pesa en tu decisión, verificala en el filing original. Esto es material educativo y no constituye una recomendación de inversión.
Dividendos
Pagos por acción registrados. 87 pagos desde 13/07/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 16/04/2026 | N/A | $1,02 |
| 16/01/2026 | N/A | $1,02 |
| 17/10/2025 | N/A | $1,02 |
| 17/07/2025 | N/A | $0,975 |
| 16/04/2025 | N/A | $0,975 |
| 17/01/2025 | N/A | $0,975 |
| 17/10/2024 | N/A | $0,91 |
| 17/07/2024 | N/A | $0,91 |