+$0,91 (+1,76%)
Precio Histórico
$-0,79 (-1,48%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$70,48
$57,00 - $83,00
$71,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$4,82
$4,73
$9,67B
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
4,31
P/E Ratio
11,99
P/FCF
1,29
Dividend Yield
1,28%
Profit Margin
29,18%
Beta
0,55
Ingresos
$9,29B
EBITDA
$7,00B
FCF
$2,46B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de EQT
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
1,40
EV/EBITDA
5,81
PEG
2,61
P/S
3,75
Rentabilidad
ROE
13,40%
ROIC
7,20%
ROA
7,73%
Margen Bruto
80,97%
Margen Operativo
57,37%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
0,21
Current Ratio
0,66
Quick Ratio
0,54
Caja Total
$326,57M
Deuda Total
$5,99B
Crecimiento
Crec. Ingresos
49,90%
Crec. Ganancias
490,00%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de EQT Corporation, 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 18/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
EQT es el mayor productor integrado de gas natural de Estados Unidos, operando activos de upstream, gathering y transmisión en la Cuenca Appalachiana, y genera caja a través de la venta de gas natural, NGLs y petróleo combinada con ingresos de pipeline de terceros que actúan como renta anualizada en ciclos de precios bajos.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Upstream: Producción y venta de gas natural, NGLs y petróleo, principalmente en el Marcellus Shale de Pennsylvania, West Virginia y Ohio. Vende a marketers, utilities y clientes industriales en Appalachia y mercados fuera de la región, incluyendo Gulf Coast, Midwest, East Coast y Canadá.
Sustancialmente toda la producción en la Cuenca Appalachiana: Pennsylvania (61% del volumen de ventas 2025), West Virginia (34%), Ohio (4%). Aproximadamente 49% del volumen de ventas alcanza mercados fuera de Appalachia.Gathering: Recolección y procesamiento de gas natural mediante 1,995 millas de gasoductos de gathering y una planta de procesamiento de 0.2 Bcf/día. Sirve principalmente al segmento Upstream de EQT (73% del throughput y 76% de los revenues en 2025) y a terceros bajo contratos de largo plazo con MVC.
Cuenca Appalachiana, localización no desglosada por estado.Transmission: Transporte y almacenamiento de gas natural mediante 950 millas de gasoductos de transmisión con capacidad de 5.0 Bcf/día y 18 reservorios de almacenamiento. Clientes incluyen al segmento Upstream de EQT (69% del throughput y 61% de los revenues en 2025), distribuidoras locales, otros productores y usuarios industriales.
Cuenca Appalachiana. Aproximadamente 95% de la capacidad de transmisión firme contratada bajo acuerdos de tarifa negociada.Ventajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
EQT se describe como el único productor integrado de gas natural a gran escala en Estados Unidos, con 28.0 Tcfe de reservas probadas, aproximadamente 2.3 millones de acres brutos y 2,945 millas de infraestructura de pipeline. Su modelo combo-development aprovecha la escala para maximizar eficiencias operativas y de capital.
LOE de $0.09 por Mcfe en 2025, resultado de su estrategia de combo-development que minimiza sitios de perforación, reduce el tráfico de camiones, permite el uso de agua reciclada y facilita el fracturamiento hidráulico eléctrico alimentado por gas natural. La empresa se posiciona como 'leading low-cost producer' de gas natural.
Acceso a aproximadamente 4.3 Bcf/día de capacidad firme de takeaway, incluyendo 1.29 Bcf/día contratado en MVP Mainline hasta junio de 2044. La integración vertical de gathering y transmisión sincronizada con el plan de desarrollo upstream genera ventajas de costo y confiabilidad difíciles de replicar.
Los contratos de gathering tienen términos remanentes promedio ponderados de 10 años para terceros y 13 años para afiliados. Los contratos de transmisión y almacenamiento firmes tienen términos remanentes de 10 años (terceros) y 13 años (afiliados), con capacidad total contratada de 5.7 Bcf/día y 29.8 Bcf de almacenamiento.
EQT opera un entorno de trabajo digital propietario que centraliza comunicaciones, procesos de trabajo críticos y toma de decisiones basada en datos operacionales compartidos, descrito como un factor diferenciador que habilita la ejecución de proyectos combo-development a escala.
EQT es el único productor de gas natural integrado a gran escala de Estados Unidos, combinando upstream, gathering y transmisión en un modelo diseñado para generar free cash flow durable a través de los ciclos de precios. En 2025, la empresa renombró su segmento 'Production' como 'Upstream' para mejor reflejar la naturaleza de sus operaciones. El programa 'equity-for-all' otorga equity anual a la totalidad de sus 1,523 empleados, de los cuales 56% trabajan de forma remota. EQT tiene comprometidos tres offtakes de LNG a 20 años por 4.5 MTPA y un contrato de tolling por 2.0 MTPA, con inicio entre 2030 y 2031, lo que representa una apuesta estratégica material sobre el crecimiento de la demanda global de GNL que aún depende de aprobaciones regulatorias y decisiones finales de inversión pendientes.
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 EQT Corporation, ordenados por materialidad:
1. Deuda de $7.8B y riesgo de incumplimiento del Debt Retirement Plan
EQT cerró el año fiscal 2025 con $7.8 billones de deuda en circulación. La empresa publicó un Debt Retirement Plan en 2024 y lo actualizó en 2025, pero su ejecución depende de monetizaciones de activos y flujo de caja libre que no están garantizados. Un fracaso en el plan podría disparar rebajas de calificación crediticia (actualmente Baa3/BBB- con outlook estable) y activar cross-default provisions entre el revolving credit facility, el de Eureka Midstream y ciertos senior notes.
Si se materializa: Reducción o eliminación de dividendos sobre acciones comunes, recorte de capex, posible pérdida de acceso a mercados de capitales, aceleración del pago de deuda con activos potencialmente insuficientes para cubrirla, y pérdida parcial o total de la inversión para accionistas.
2. Riesgo regulatorio y litigioso del MVP Joint Venture (MVP Southgate y MVP Boost)
El Mountain Valley Pipeline (MVP) Mainline fue objeto de reiterados bloqueos judiciales y regulatorios durante su construcción, con stays y revocaciones de permisos que incrementaron costos y retrasaron la puesta en servicio. Los proyectos pendientes MVP Southgate y MVP Boost enfrentan el mismo entorno hostil: oposición activa de activistas mediante litigios e intervenciones regulatorias, y necesidad de aprobaciones de múltiples agencias federales, estatales y locales. EQT no controla las decisiones de sus socios en la joint venture.
Si se materializa: Incapacidad de completar proyectos o hacerlo con costos y plazos muy superiores a los presupuestados, impairments sobre la inversión en equity del MVP Joint Venture, posible abandono de proyectos si socios deciden no continuar financiando, y pérdida de revenues proyectados.
3. Concentración geográfica absoluta en la Cuenca Appalachian y exposición al basis differential
Sustancialmente toda la producción y la infraestructura midstream de EQT está concentrada en el Appalachian Basin, lo que la expone a factores regionales de oferta y demanda de manera desproporcionada. El propio filing reconoce que el precio del gas en Appalachian típicamente cotiza por debajo del NYMEX Henry Hub por el exceso de oferta en el noreste de los Estados Unidos. Adicionalmente, operaciones mineras de carbón de terceros bajo o cerca de las propiedades pueden dañar activos o interrumpir operaciones.
Si se materializa: Impacto simultáneo de condiciones adversas sobre múltiples propiedades, restricciones de takeaway capacity que limitan la monetización de la producción, precios de realización inferiores al benchmark, y daños estructurales por minería de carbón próxima.
4. Dependencia crítica de tecnología de combo-development, LNG y data centers con riesgos de ejecución inciertos
EQT está ejecutando una estrategia de combo-development (desarrollo simultáneo de múltiples multi-well pads) y tiene iniciativas activas en LNG exports, midstream growth y desarrollo de data centers. El filing reconoce que la empresa asignó 'a substantial portion' de recursos financieros, de capital humano y otros a estas iniciativas, incluyendo reestructuración del workforce, nuevas tecnologías y nuevos mercados. El fracaso en cualquiera de estas iniciativas o demoras en la ejecución afectan directamente las proyecciones de producción y flujo de caja.
Si se materializa: Retraso o reducción de producción, reserves y revenues; pérdida de las inversiones realizadas en nuevas infraestructuras o tecnologías; exposición a riesgos regulatorios de mercados nuevos (LNG, data centers); y potencial impacto en la estrategia de retornos a accionistas.
5. Exposición a la volatilidad del precio del gas natural (93% de reservas desarrolladas) y riesgo de impairment
Aproximadamente el 93% de las reservas desarrolladas probadas de EQT al 31 de diciembre de 2025 son gas natural, lo que genera una exposición altamente concentrada a las fluctuaciones de precio de ese commodity. En 2025, el precio spot del Henry Hub osciló entre $2.65 y $9.86 por MMBtu. La empresa ya registró impairments de $51.2M en 2025, $97.4M en 2024 y $109.4M en 2023 por expiración e impairment de leases. Los contratos de transmisión negociados (aproximadamente 95% de la capacidad firme) no pueden ajustarse por inflación ni por costos de GHG, fijando ingresos con costos variables al alza.
Si se materializa: Caídas sostenidas de precio generan recortes en el valor de reservas, impairment de activos, reducción de cash flows para capex y shareholder returns, potencial incumplimiento de covenants en deuda, y margin calls sobre contratos de cobertura si los precios suben significativamente.
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: Porciones significativas de la producción de gas natural dependen de un número reducido de estaciones clave de compresión y procesamiento: 'Significant portions of our natural gas production are dependent on a small number of key compression and processing stations.'
Geografía: Sustancialmente toda la producción y la infraestructura midstream está concentrada en el Appalachian Basin, con precios de gas típicamente por debajo del NYMEX Henry Hub por exceso de oferta regional.
Regulación: Aproximadamente el 95% de la capacidad firme de transmisión contratada está bajo acuerdos de 'negotiated rate' aprobados por FERC, con tarifas que no pueden ajustarse por inflación ni costos de GHG sin acuerdo de ambas partes.
La sección es inusualmente específica al nombrar los proyectos MVP Mainline, MVP Southgate y MVP Boost y reconocer abiertamente que los riesgos regulatorios y litigiosos del MVP Mainline 'ya se materializaron', lo que es un disclosure de tono más directo que el habitual en 10-Ks de infraestructura. El filing también revela explícitamente la iniciativa de desarrollo de data centers junto con LNG exports como riesgos de ejecución estratégica, dos temáticas emergentes que pocas E&P tradicionales incluyen como factores de riesgo materiales. Llamativo también es el disclosure del 95% de la capacidad firme bajo negotiated rates sin ajuste por inflación, una exposición estructural de márgenes que el filing cuantifica directamente.
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:
EQT registró un salto en net income a $2,039 millones ($3.31 por diluted share) en FY2025, impulsado principalmente por precios promedio de gas natural significativamente más altos y la plena integración de los activos de Equitrans Midstream, que transformó a la compañía en un operador integrado de upstream, gathering y transmission.
Qué empujó los resultados
- Precios promedio de gas natural materialmente más altos, con NYMEX promedio subiendo de $2.30 a $3.42/MMBtu y average realized price subiendo de $2.74 a $3.19/Mcfe (Impacto de precio de aproximadamente $2,451M sobre las ventas de gas, NGLs y oil; average sales price subió $1.03/Mcfe (+46.6%)). Segmento: Upstream
- Integración completa de los activos de Equitrans Midstream Merger (cerrado julio 2024), que aportó revenue completo en los segmentos Gathering y Transmission durante todo FY2025 vs. solo ~5 meses en 2024 (Gathering revenues: +$552M (+74%); Transmission revenues: +$354M (+162%); contribución del Equitrans timing: ~$377M en Gathering firm reservation fees y ~$157M en Gathering volumetric fees)
- Reducción drástica en gathering expense de terceros en el segmento Upstream, al pasar esos costos a ser transacciones intracompañía eliminadas en consolidación tras la Equitrans Midstream Merger y la NEPA Gathering System Acquisition (Gathering expense (Upstream) cayó $578.5M (-74.6%), de $775M a $197M). Segmento: Upstream
Qué jugó en contra
- Ausencia de las ganancias por desinversión de activos NEPA que impulsaron 2024: en 2025 se reconocieron solo ~$36M de net gain en acreage trades, vs. ~$762M reconocidos en 2024 por las NEPA Non-Operated Asset Divestitures (Reducción de $732.9M en gain on sale/exchange of long-lived assets año contra año en el segmento Upstream). Segmento: Upstream
- Net income atribuible a noncontrolling interests creció significativamente tras la Midstream Joint Venture Transaction cerrada en diciembre 2024, reduciendo el ingreso atribuible a EQT (Incremento de aproximadamente $263M en net income atribuible a la Midstream Joint Venture Class B Unitholder en 2025 vs. 2024; distribuciones de ~$355M realizadas durante 2025)
- Mayor net income atribuible a noncontrolling interests y mayor income tax expense, junto con producción curtailments estratégicos que limitaron el crecimiento de volumen (Strategic curtailments de 14 Bcfe en 2025 (vs. 107 Bcfe en 2024); producción depletion creció $245.4M (+12.2%); income tax: sensitivity de ~$30M por cada 1% de cambio en effective tax rate)
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Dividendos: El Board declaró un dividendo trimestral de $0.165 por acción el 5 de febrero de 2026, pagadero el 2 de marzo de 2026. El pago de dividendos fue una de las principales salidas de caja de financiación en 2025.
Capex (inversión en activos): Total capital expenditures de $2,324M en 2025 ($2,288M en efectivo, neto de non-cash items de $36M): Upstream $1,878M, Gathering $368M, Transmission $52M, Other $26M. Para 2026 se espera gastar entre $2,650M y $2,850M en total.
M&A (compras y ventas de negocios): Olympus Energy Acquisition cerrada el 1 de julio de 2025 (activos de upstream y midstream). Midstream Joint Venture Transaction cerrada en diciembre 2024: $3.5B de cash consideration recibidos de un inversor tercero a cambio de una participación no controlante en el Midstream Joint Venture. Las NEPA Non-Operated Asset Divestitures (100% del interés) completadas en diciembre 2024 generaron ganancias reconocidas en 2024.
Deuda: Las principales salidas de financiación incluyeron repago y retiro de deuda y net repayments del revolving credit facility. El unsecured term loan facility fue prepagado en su totalidad y terminado en diciembre 2024. Al 31 de diciembre de 2025 la compañía estaba en cumplimiento con todos los covenants, incluyendo el ratio de total debt to total capitalization no mayor al 65%. Ratings investment grade: Moody's Baa3 / S&P BBB- / Fitch BBB-, todos con outlook Stable.
Caja al cierre: No se disclose un saldo explícito de cash al cierre en el texto del MD&A; se menciona que el operating cash flow fue de aproximadamente $5,126M en 2025.
El dato más llamativo es la magnitud del salto en net income, de $231M a $2,039M, en gran parte por el arbitraje estructural post-Equitrans Merger: gathering costs que antes eran gastos de terceros se convirtieron en transacciones intracompañía eliminadas en consolidación, reduciendo el per-unit gathering cost un 77%. Un one-off negativo relevante es el accrual de ~$134M para la Securities Class Action durante 2025, un incremento sustancial vs. los ~$18M de 2024. También destaca que en diciembre 2024 EQT monetizó $3.5B a través de la Midstream Joint Venture Transaction vendiendo una participación no controlante, lo que crea una obligación de distribución de available cash flow hacia adelante con un Base Return pendiente de ~$3.41B al cierre de 2025.
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. 73 pagos desde 09/08/2006.
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| 06/05/2026 | N/A | $0,165 |
| 17/02/2026 | N/A | $0,165 |
| 05/11/2025 | N/A | $0,165 |
| 06/08/2025 | N/A | $0,158 |
| 07/05/2025 | N/A | $0,158 |
| 18/02/2025 | N/A | $0,158 |
| 06/11/2024 | N/A | $0,158 |
| 07/08/2024 | N/A | $0,158 |