ConocoPhillips (COP)

1. Negocio

La mayor E&P (exploration & production) independiente del mundo: ~2.375 MBOED de producción (verificado) en 14 países, sede en Houston. A diferencia de las majors integradas (exxonmobil, chevron-corporation, shell), no tiene refino ni química: es pure-play upstream — petróleo, gas, NGL, bitumen y GNL.

Segmentos por resultado 2025: Lower 48 ($5.264M; Permian, Eagle Ford, Bakken + activos Marathon), Asia Pacific ($1.167M; APLNG/Darwin LNG), EMEA ($1.224M; Noruega, Catar, Libia), Canadá ($741M; oil sands/Montney), Alaska ($730M; futuro Willow). Total: $7.988M de beneficio neto.

En segundo orden: ser pure-play significa ser un instrumento puro sobre el precio del barril, sin la estabilización del downstream. Pero COP gestiona esa beta con dos palancas que sí controla: un coste de suministro bajo (breakevens que generan FCF con precios moderados) y una regla mecánica de devolución del 45% del CFO al accionista. La regla convierte la ciclicidad de los precios en variabilidad del retorno al accionista — recompra alta con barril barato, dividendo siempre — que es exactamente lo que un inversor de largo plazo quiere que haga la gerencia con un commodity que nadie puede predecir.

2. Economía y foso (moat) — foso-economico

Tipo: inventario de recurso de bajo coste + escala + disciplina de capital. En E&P el foso no es la marca: es el inventario barato que queda por perforar.

1. Permian "best-in-class" (Delaware + Midland, 853 MBOED sumados según 10-K) tras duplicar inventario con Marathon Oil ($22,5B, nov-2024): crecimiento orgánico sin depender de M&A.
2. Cartera de LNG en despliegue: Qatar North Field East/South, Port Arthur LNG (offtake 12 MTPA), APLNG/Darwin/PNG — opción sobre el gas global con contratos de largo plazo.
3. Balance de grado de inversión (deuda neta ~$15,6B, deuda neta/EBITDA ~0,6x según ficha): flexibilidad para comprar en los valles del ciclo — el momento Marathon es el caso de uso.
4. Disciplina probada: $9,0B devueltos en 2025 (45% del CFO: $5,0B recompra + $4,0B dividendo), $9,1B en 2024, dividendo +8% en 2025.

Erosionadores: la calidad del inventario se agota con la producción (reemplazo de reservas 2025: 80%, por debajo del 100% aunque el RRR a 3 años es 145%), y el ROCE cayó de 14% (2024) a 10% (2025) — la acretividad de Marathon y los precios bajos drenan rentabilidad. Un E&P sin inventario acretivo es un foso que se vacía.

3. Números clave

• FY2025 (verificado contra el release 5-feb-2026): beneficio neto $7.988M / EPS $6,35 (2024: $9.245M / $7,81); ajustado $7,7B / $6,16. Producción 2.375 MBOED (+2,5% subyacente); Lower 48: 1.484 MBOED. Precio realizado $47,01/BOE (−14% vs $54,83) — la caída de beneficio es de precio, no de volumen.
• Reservas probadas: 7,6 BBOE (10-K: 7.637 MMBOE, verificado).
• Balance (dic-2025): activos ~$122B (10-K, verificado), patrimonio $64,5B, deuda ~$23,3B, efectivo ~$7,7B. FCF 2025: $7.243M.
• Guía 2026 (verificada en el release): producción 2,33-2,36 MMBOED, capex ~$12B, reducción de $1B en capital+costes, retorno del 45% del CFO, objetivo de $7B de FCF incremental a 2029.
• Mercado (27-ago-2026, ficha): precio $129,14, capitalización ~$155-159B, EV/EBITDA ~6,5x, P/E TTM 17,4x / forward ~13x. Consenso Buy, objetivo medio $145,33.
• T2 2026 (según ficha, [Sin verificar]): EPS $3,23 vs $1,56 hace un año; precio realizado $62,33/BOE (+36% YoY) — el ciclo gira a favor.
• Plantilla: ~9.900 empleados (10-K 2025, verificado — la ficha de sonda decía ~11.800, corregido).

4. Riesgos y red flags

• 100% precio: sin downstream, el beneficio es un derivado directo de Brent/WTI/Henry Hub (materias-primas-y-ciclo-de-commodities). 2025: −13% de beneficio por −14% de precio. El "foso" de bajo coste suaviza pero no elimina el ciclo.
• Riesgo geopolítico real, no teórico: Libia (Waha, extensión a 2050), Catar, Venezuela (exposición a cobros de PDVSA revelada en el 10-K), y nuevas incursiones en Irak (Kirkuk, 42% de un JV) y Siria — rendimientos geopolíticos altos, riesgo país también.
• Reemplazo de reservas 2025 = 80%: un año malo puntual, pero vigilar que no se haga patrón.
• ROCE descendente (15% → 14% → 10%): si Marathon no devuelve >coste de capital, la M&A destruyó valor silenciosamente.
• Regulación climática: metano, flaring, precio al carbono, restricciones a fracking/exportaciones.
• Red flag menor: la línea de ingresos del 10-K ("Revenues and Other Income") difiere de los agregadores porque excluye el trading de filiales no consolidadas — comparar siempre contra el 10-K, no contra pantallas de datos.

5. Conexiones

• Pares: exxonmobil, chevron-corporation (integradas: el comparador de disciplina), occidental-petroleum, eog-resources (pares E&P), schlumberger, halliburton, baker-hughes (proveedores de servicios — su inflación de costes es el riesgo de margen de COP).
• Conceptos: materias-primas-y-ciclo-de-commodities (la beta es la tesis), foso-economico (inventario de bajo coste), petroleo-y-gas-panorama-2026 (existe), gas-natural-gnl-panorama-2026 (existe — la opción LNG), asignacion-de-capital (la regla del 45% del CFO), dividendos-sostenibilidad-payout-y-cobertura, economia-unitaria (breakeven por barril).
• Industria: mineria-industrial-y-energia (existe).

6. Qué vigilar

1. Precio realizado por BOE: cada $5/BOE mueve el FCF en miles de millones; el 45% de devolución lo transmite directo al accionista.
2. Startup de Qatar NFE (2S 2026) y avance de Willow/Port Arthur: los catalizadores de FCF 2027-2029 ($7B incremental prometido).
3. Reemplazo de reservas: volver >100% orgánico; dos años seguidos <100% reescriben la tesis de inventario.
4. Irak/Siria/Venezuela: cualquier incidente soberano (expropiación, impago PDVSA) es cola de riesgo no priceada.
5. ROCE: recuperación hacia >13-14% con precios 2026; si queda <10% con precios recuperados, el problema es estructural (acretividad Marathon), no cíclico.
6. OPEP+: decisiones de cuotas como variable exógena dominante del múltiplo.