+$3,94 (+4,45%)
Precio Histórico
$-11,75 (-11,28%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$132,42
$100,00 - $165,00
$132,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$9,10
$9,85
$9,99B
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
13,44
P/E Ratio
6,59
P/FCF
1,09
Dividend Yield
3,52%
Profit Margin
24,91%
Beta
0,33
Ingresos
$12,96B
EBITDA
$7,42B
FCF
$1,69B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de EXE
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
1,18
EV/EBITDA
3,52
PEG
22,55
P/S
1,78
Rentabilidad
ROE
17,57%
ROIC
8,32%
ROA
9,67%
Margen Bruto
47,96%
Margen Operativo
34,04%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
0,26
Current Ratio
1,11
Quick Ratio
0,89
Caja Total
$2,22B
Deuda Total
$5,06B
Crecimiento
Crec. Ingresos
41,00%
Crec. Ganancias
N/A
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de Expand Energy 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
Expand Energy es el mayor productor independiente de gas natural de EE.UU. por producción neta diaria, que explora y desarrolla pozos en las cuencas Haynesville, Northeast Appalachia y Southwest Appalachia, y genera ingresos vendiendo gas natural, petróleo y NGL principalmente bajo contratos de índice y precio spot.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Haynesville: Producción de gas natural en las formaciones Haynesville y Bossier Shales. En 2025 produjo 1,095 Bcfe, compuesto únicamente de gas natural, al precio promedio de $3.17/Mcfe.
Louisiana y TexasNortheast Appalachia: Producción de gas natural en el Marcellus Shale. En 2025 produjo 958 Bcfe, compuesto únicamente de gas natural, al precio promedio de $2.99/Mcfe.
PennsylvaniaSouthwest Appalachia: Producción de gas natural, petróleo y NGL en los Marcellus y Utica Shales. En 2025 produjo 569 Bcfe (356 Bcf de gas, 5.9 MMBbl de petróleo y 29.6 MMBbl de NGL) al precio promedio total de $3.76/Mcfe.
West Virginia y OhioVentajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Mayor productor independiente de gas natural de EE.UU. por producción neta diaria, con 2,622 Bcfe producidos en 2025 y 25,880 Bcfe de reservas probadas totales. La escala le permite agregar volúmenes para atraer compradores más grandes y de mayor solvencia crediticia, maximizando precios recibidos.
Contratos de largo plazo de gathering, procesamiento y transporte que incluyen compromisos de entrega de aproximadamente 7,800 Bcf de gas durante los próximos 20 años y 42 MMBbls de NGLs durante los próximos 17 años, asegurando acceso prioritario a infraestructura de transporte crítica.
Opera el 99% de su producción diaria corriente como operador, permitiendo desplegar tecnología líder de perforación y completion en toda la cartera. Expenses de producción de $0.24/Mcfe en 2025, entre los más bajos del sector de gas natural en EE.UU.
Integración vertical en oilfield services: la compañía opera sus propios equipos de perforación y provee ciertos productos y servicios de oilfield principalmente para sus propias operaciones de E&P, reduciendo dependencia de terceros.
La fusión con Southwestern Energy, completada el 1 de octubre de 2024, aproximadamente duplicó la producción anual (de 1,375 Bcfe en 2024 a 2,622 Bcfe en 2025) y posicionó a la compañía como la mayor productora independiente de gas natural de EE.UU. En 2025 ingresó al S&P 500 y retornó aprox. $865 millones a accionistas via dividendos y recompras, mientras reducía deuda total en aprox. $1.2 mil millones post-fusión. Al momento del filing ambos cargos ejecutivos clave (CEO y CFO) son ocupados por personas en carácter interino, y la compañía anunció el traslado de su sede corporativa de Oklahoma City a Spring, Texas en 2026. Las reservas probadas no desarrolladas (PUDs) saltaron de 3,842 Bcfe a 7,304 Bcfe en 2025, impulsadas principalmente por una revisión al alza de 5,430 Bcfe en PUDs con mejores economías en áreas previamente clasificadas como probadas.
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 Expand Energy Corporation, ordenados por materialidad:
1. Deuda de $5.0B asumida por el Southwestern Merger
Como resultado de la fusión con Southwestern Energy en 2024, EXE asumió aproximadamente $3.7 billion en senior notes de Southwestern, llevando el endeudamiento total a ~$5.0 billion al 31 de diciembre de 2025. El Credit Agreement vigente exige que el ratio deuda/capitalización no supere el 65%, lo que restringe la flexibilidad operativa y financiera. La carga de deuda limita la capacidad de capex, recompras de acciones, dividendos y acceso a capital adicional en un entorno de precios volátiles para el gas natural.
Si se materializa: Un incumplimiento de los covenants financieros podría gatillar el vencimiento anticipado de las obligaciones bajo los senior notes y el crédito revolvente. En un escenario de precios bajos, la empresa podría verse forzada a vender activos, realizar emisiones de capital dilutivas o reestructurar deuda en condiciones desfavorables.
2. Dependencia concentrada en el gasoducto NG3 (JV con Momentum)
EXE tiene un 35% de participación en el gasoducto NG3 (New Generation Gas Gathering), que entró en operación el 1 de octubre de 2025 y es la infraestructura central para transportar gas de Haynesville hacia los mercados de la Costa del Golfo y exportación LNG. Un acuerdo de gathering de 12 años compromete ~900 MMcf/día promedio a través de este único ducto. Dado que EXE no controla el 65% restante del JV, cualquier interrupción por daños, falta de capacidad o problemas operativos escapa a su control directo.
Si se materializa: Una interrupción del NG3 afectaría directamente la capacidad de EXE de transportar y comercializar su producción de gas natural, reduciendo ingresos y flujos de caja. La empresa podría verse obligada a hacer shut-in de pozos o buscar transporte alternativo a mayor costo.
3. Exposición al mercado de exportación LNG de EE.UU. como productor de gas
EXE opera principalmente en Haynesville, una cuenca de gas natural cuya demanda incremental depende críticamente del crecimiento de las exportaciones de LNG desde la Costa del Golfo. Retrasos en permisos, financiamiento o construcción de terminales LNG podrían reducir materialmente la demanda de gas natural doméstico. Adicionalmente, EXE contempla contratos directos con compradores LNG extranjeros, exponiendo a la empresa a riesgos de crédito de largo plazo (contratos de más de 10 años) y a diferenciales de precio entre Henry Hub y los índices JKM y TTF.
Si se materializa: Un deterioro del mercado de exportación LNG reduciría la demanda de gas de EXE, afectando precios realizados, producción y valuación de reservas. Contratos LNG de largo plazo con clientes que incumplan podrían generar pérdidas irrecuperables.
4. Obligación de desarrollar $4.2B en PUDs bajo regla SEC de 5 años
Al 31 de diciembre de 2025, el 28% de las reservas probadas de EXE (por volumen) son PUDs (Proved Undeveloped Reserves), que requieren aproximadamente $4.2 billion en capex durante los próximos cinco años para su conversión en reservas desarrolladas. Las reglas de la SEC obligan a remover las PUDs que no se desarrollen dentro de los cinco años desde su booking. Con capex proyectado para 2026 de $2.75-$2.95 billion, cualquier restricción de capital, caída de precios o escasez de equipos podría obligar a reducir reservas reportadas y deteriorar el perfil crediticio.
Si se materializa: El incumplimiento del calendario de desarrollo de PUDs forzaría su eliminación de las reservas probadas reportadas, lo que impactaría negativamente ratios de reservas, valoración de activos y acceso a financiamiento. También podría desencadenar impairments contables.
5. Limitación Section 382 y CAMT post-Southwestern Merger
La fusión con Southwestern en 2024 gatilló un cambio de control bajo la Section 382 del IRC, imponiendo una limitación anual a la utilización de los atributos fiscales (NOLs, créditos) tanto de EXE como de Southwestern. El filing confirma explícitamente que EXE está sujeta al Corporate Alternative Minimum Tax (CAMT) del 15% sobre ingresos contables y que continuará estándolo en el futuro previsible. Transacciones adicionales en el capital accionario podrían gatillar un nuevo cambio de control con restricciones aún más severas, incluyendo limitaciones sobre depreciación, agotamiento y amortización.
Si se materializa: Las limitaciones Section 382 reducen la capacidad de EXE de aplicar NOLs contra ingresos futuros, incrementando el impuesto a pagar en efectivo. Un nuevo cambio de control podría aplicar esas restricciones a deductions de D&A por cinco años, materialmente incrementando la carga fiscal.
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: Dependencia crítica en el gasoducto NG3 (JV con Momentum Sustainable Ventures) para gathering de ~900 MMcf/día del Haynesville Shale durante los próximos 12 años. EXE tiene solo el 35% del JV y no controla las decisiones operativas del socio.
Geografía: Cuartel general ubicado en Oklahoma City, Oklahoma, área que el filing identifica explícitamente como sujeta a terremotos y tornados; una catástrofe en esa ubicación podría interrumpir todos los sistemas de información y administración que operan los proyectos de perforación y producción en EE.UU.
Regulación: Exposición material a las reglas EPA Subpart OOOO/OOOOa/OOOOb/OOOOc de emisiones de metano, a los requisitos de integridad de gasoductos de PHMSA (especialmente la regla de gathering de noviembre 2021), y a las reglas de la SEC sobre reservas PUDs (regla de 5 años). Adicionalmente, la incertidumbre sobre la implementación del CAMT bajo el IRA impacta directamente la planificación fiscal de la empresa.
Esta sección llama la atención por la especificidad con que EXE revela los impactos concretos de la adquisición de Southwestern: $3.7B de deuda asumida, el gatillado Section 382, y la confirmación explícita de estar sujeta al CAMT 'for the foreseeable future', lo cual es inusualmente directo para un filing. También destaca la revelación del NG3 pipeline como dependencia operativa concentrada en un activo que recién entró en servicio el 1 de octubre de 2025, con un contrato de gathering de 12 años que vincula el grueso de la producción de Haynesville a un solo ducto no controlado. El tono sobre las transiciones de management es llamativamente candoroso ('such transitions can be inherently difficult to manage'), sugiriendo rotación ejecutiva reciente de magnitud. Finalmente, el péndulo regulatorio entre la agenda Biden (IRA, EPA methane rules) y la administración Trump actual crea una capa inusual de incertidumbre bidireccional: menos costo de compliance inmediato, pero mayor riesgo litigioso y de reversión para los proyectos de carbon capture en los que EXE ya invirtió capital.
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:
Expand Energy cerró FY2025 como el mayor productor independiente de natural gas en EE.UU., con natural gas, oil and NGL sales que crecieron $5,507M a $8,476M impulsadas por los volúmenes del Southwestern Merger y precios más altos, mientras el cash flow operativo más que duplicó a $4.58B.
Qué empujó los resultados
- Aumento de volúmenes de producción en todas las áreas operativas producto del Southwestern Merger, con producción total que pasó de 3,758 a 7,183 MMcfe por día (+$3,476M en natural gas, oil and NGL sales atribuible a volúmenes)
- Suba del precio promedio de natural gas: NYMEX promedio de $3.43/Mcf en 2025 vs $2.27/Mcf en 2024; precio realizado incluyendo derivados de $3.16/Mcf vs $2.75/Mcf (+$2,031M en natural gas, oil and NGL sales atribuible a precios)
- Swing favorable en derivados: ganancias totales de $550M en 2025 vs pérdidas de $38M en 2024, con $354M de ganancias no realizadas en natural gas derivatives (+$588M de variación favorable YoY en total gains (losses) on derivatives)
Qué jugó en contra
- Aumento de Gathering, Processing and Transportation expenses por mayores volúmenes post-fusión y suba de tarifas en Haynesville y Northeast Appalachia (+$1,341M (de $1,035M a $2,376M); per-unit pasó de $0.75 a $0.91/Mcfe)
- Aumento absoluto de Depreciation, Depletion and Amortization por la base de activos ampliada tras la fusión (+$1,251M (de $1,729M a $2,980M); aunque el per-unit bajó de $1.26 a $1.13/Mcfe por tasas de depleción más bajas en activos adquiridos)
- Swing desfavorable en income taxes: de un beneficio de $127M en 2024 a un gasto de $463M en 2025, principalmente por impuestos diferidos federales y estatales ($590M de variación negativa)
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Recompras de acciones: 0.9 millones de acciones recompradas por $100M en 2025, bajo el programa de hasta $1.0B autorizado por el Board en octubre 2024
Dividendos: $765M pagados en dividendos de common stock en 2025 (dividendo base anual de $2.30 por acción); en febrero de 2026 se declaró un dividendo base trimestral de $0.575 por acción, pagadero el 26 de marzo de 2026
Capex (inversión en activos): $2,736M de capital expenditures en 2025 con promedio de 11 rigs, 188 spud wells y 272 operated wells completados; plan 2026 de $2.75B a $2.95B con 11 a 12 rigs y 205 a 235 gross wells
M&A (compras y ventas de negocios): La Southwestern Merger se completó el 1 de octubre de 2024 por aproximadamente $7.9B en acciones; en 2025 se realizaron property acquisitions de $195M (leasehold en Haynesville y Southwest Appalachia) y desinversiones menores por $70M (campus de Oklahoma City y posiciones de leasehold)
Deuda: En 2025 se repagaron $663M de deuda: SWN 2025 Notes ($389M), remanente de 2026 Notes ($47M) y aproximadamente $225M de 6.750%, 5.875% y 5.375% Senior Notes due 2029 via open market repurchases; en septiembre de 2025 la credit facility fue refinanciada, extendiendo el vencimiento a septiembre 2030 y aumentando la capacidad de $2.5B a $3.5B
Caja al cierre: $616M de cash on hand al 31 de diciembre de 2025; liquidez total de $4.1B incluyendo $3.5B de capacidad no utilizada bajo la 2025 Credit Facility, sin saldo deudor al cierre
El cambio de CEO revelado en el filing (Wichterich reemplaza a Dell'Osso como Interim CEO el 6 de febrero de 2026) es el evento más llamativo, ya que ocurre apenas cuatro meses después de completar una fusión transformacional de $7.9B y en pleno proceso de integración. Expand Energy asumió aproximadamente $3.7B de senior notes de Southwestern al cierre de la fusión y destinó $663M al repago de deuda en 2025 como parte de su programa de reducción, aunque los compromisos de midstream de $9.6B brutos no descontados representan una carga estructural de largo plazo. Los Merger-related costs acumulados suman aproximadamente $57M en 2025 y $312M en 2024, incluyendo $148M de employee expenses en 2024, siendo parcialmente compensados en 2025 por legal settlements favorables.
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. 20 pagos desde 21/05/2021.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 05/03/2026 | N/A | $0,575 |
| 13/11/2025 | N/A | $0,575 |
| 14/08/2025 | N/A | $1,465 |
| 15/05/2025 | N/A | $0,575 |
| 11/03/2025 | N/A | $0,575 |
| 14/11/2024 | N/A | $0,575 |
| 15/08/2024 | N/A | $0,575 |
| 15/05/2024 | N/A | $0,715 |