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Highlights

 

• Actualización del guidance de producción, ingresos, Adj. EBITDA y CapEx, e incorporaron el costo de perforación y completación por pozo:
• • Producción total: superaría los 200 Kboe/d hacia 2030, lo que representa un incremento de, al menos, 33% vs. la guía del Investor Day (ID) 2023 (tener presente que la adquisición de Petronas Argentina se hizo en 2025).

• • Revenues: tomando como base un barril Brent en los 65 USD para 2026 y de 70 USD (en términos reales a ene-26) desde 2027, esperan que los ingresos alcancen en 2026 los 3 B USD (+28% vs. ID 2023) y en 2028, 4,3 B USD.

• • Adj. EBITDA: con un margen de aproximadamente 65% para el trienio 2026-28, se espera que alcance los 2,8 B USD para 2028 (para 2026 estiman 1,9 B USD, un 12% por encima del ID 2023). A la par que estiman que el Adj. EBITDA alcance 1,6 B USD este año, hacia 2028 implicaría un crecimiento del 75% (CAGR 21%).

• • CapEx: entre 2026 y 2028, los niveles de CapEx se ubicarán entre 1,5 y 1,6 B USD consistentes con un ritmo de conexión de 80 a 90 pozos por año. Esto implica una nueva aceleración en los niveles de inversión y son casi el doble de los 800 mln USD que se proyectaban para 2026 en el ID 2023.

Aquí la particularidad es que incluyeron una guía de cómo esperan que evolucione el costo de perforación y completación (D&C) por pozo (en 2024 fue de 14,2 mln USD y en 2Q25, 12,8 mln USD):

• Inventario de pozos. Luego de la perforación de dos pozos pilotos en las fallas estructurales en Bajada del Palo Oeste, añadieron 180 nuevas ubicaciones de pozos en su core hub (125 en BPO, 25 en BPE y 30 en CAN). También, la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica (que opera YPF) añadió 323 ubicaciones. Así, desde 2023 el inventario de pozos se incrementó en +503 hasta totalizar los 1.653 en la actualidad, con 1.318 todavía pendientes de perforar. Entre 2027 y 2028, se prevé perforar nuevos pozos pilotos: 2 en CAN; y se estaría evaluando en AM que queda hacia el noreste de su core hub donde comienza la zona de crudo volátil (su core-hub se encuentra en zona de crudo negro).

• Precios del crudo. Si bien en la industria no hay consenso respecto del precio del petróleo en los próximos años, donde hay justificaciones tanto para escenarios con precios más cerca de 50 USD como de 70 USD por barril hacia el año siguiente, desde Vista se inclinan por la segunda opción basándose en tres cuestiones. La primera tiene que ver con el crecimiento de países no desarrollados donde el consumo de energía es de 4 a 5 veces menor. La segunda, con el bajo nivel de CapEx destinado a exploración desde 2014. Y la tercera, con posibles eventos geopolíticos.

• Generación de Free Cash Flow. En el próximo trienio, esperan generar FCF por 1,5 B USD que, en principio, se emplearía para remunerar a los accionistas vía recompras y, eventualmente, definir una política de dividendos de largo plazo. No sería una prioridad desapalancar la empresa, dado que se alcanzarían niveles de apalancamiento de 1x (desde 1,5x al 3Q25) hacia 2028 con el crecimiento orgánico proyectado. El FCF de los siguientes tres años sería neutral con el barril brent promediando 58-59 USD en 2026, 52-53 USD en 2027 y 46-47 USD en 2028.

 

Nuestro view

 

• Elevamos nuestro Price Target a USD 79 para fines de 2025 (desde USD 76).
• Impactan positivamente la aceleración del CapEx a un ritmo de conexión de 80 pozos por año (tomamos el límite inferior del rango dado como guidance) en forma conjunta con la disminución progresiva del costo de perforación y completación por pozo, como así también los mayores inventarios luego de avances en la tarea de de-risking en sus bloques core hub.

Sensibilizando el Price Target al inventario de pozos y al ritmo de conexión de pozos por año arribamos a:

El rango superior, esto es, un inventario en torno a 2.000-2.250 pozos no resulta descabellado considerando lo siguiente: Vista en VM cuenta con 228.881 acres netos. Contando sólo los que se ubican en zona de crudo negro (incluyendo el 50% de AM por ubicarse en el límite), suman 191.914 acres. Y dado que en la actualidad en BPO existe, en promedio, una ubicación de un pozo cada 93 acres, esto nos daría un stock potencial de 2.064 pozos. Como dato de color, en La Amarga Chica existe una ubicación por cada 73 acres.

• Y negativamente, menores precios del barril Brent esperados para 2026 y 2027. En estos años nos alineamos a los empleados en las estimaciones de la empresa, 65 USD para 2026 y 70 USD para 2027 (desde 70 USD y 77 USD respectivamente). A partir de 2028 mantenemos flat en términos nominales un precio de 77 USD/bbl (promedio post crisis subprime), adhiriendo parcialmente a los precios empleados en el guidance, basándonos en el view bajista del crudo que todavía persiste en buena parte de los analistas por la sobreoferta mundial que sería todavía mayor en 2026 (IEA).

• Entonces, nuestras estimaciones para el EBITDA 2025E y 2026E se reducen a 1.638 y 1.981 mln USD respectivamente (desde 1.668 y 2.117 mln USD). La producción promediaría 2025 en los 118 Kboe/d y en 2026, 151 Kboe/d. Ambas por encima de la guía dada en el ID de 114 y 140 Kboe/d respectivamente. El Margen EBITDA finalizaría 2025 en 66,4% y el de 2026 en 67,8% (-60 bps y -120 bps vs. nuestra estimación previa).

• Nuestro view a largo plazo. Por tratarse de un reporte especial por el Investor Day 2025 de Vista Energy, incluiremos también cómo vemos la evolución más allá del 2030. Comenzando por este año, de retornar los precios del crudo al rango de 70-80 USD por barril Brent hacia 2028, sería esperable que el ritmo de conexión de pozos se sostenga en los 80-90 por año indicados para el trienio que sigue. Por consiguiente, en 2030 vemos una producción total alcanzando los 209 Kboe/d, similar al guidance. No obstante, creemos que el plateau puede superarlo cómodamente y alcanzar los 252 Kboe/d hacia 2033 (220 Kboe/d de crudo).

 

Supuestos del modelo

 

1. Asumimos que la empresa perforará la totalidad de su cartera de pozos (1.653 conforme al Investor Day 2025).
2. El límite de perforación y conexión de pozos por año es de 80 a partir de 2026 (siempre que exista capacidad de evacuación).
3. Ninguna perforación fallará. Al tratarse de la producción de hidrocarburos a partir de la roca madre, consideramos que tales probabilidades son muy bajas.
4. La curva de producción de cada pozo seguirá la forma de la curva tipo en Bajada del Palo Oeste (EUR 1,5 Mmboe) hasta 2028 inclusive. Por el efecto parent child desde 2029 y 2033 el EUR será de 1,4 Mmboe, y desde 2034 en adelante, de 1,3 Mmboe.
5. En cuanto al CapEx por pozo: tomamos la guía del Investor Day 2025 para perforación y completación y le sumaremos un 15% en concepto de puesta en marcha. Además, hasta 2030 añadimos otro 30% en concepto de facilities, que se reducirá al 25% desde 2031.
6. Para el lifting cost respetamos los targets incluidos en el guidance del 2Q25.
7. El precio del crudo será de 65 USD/bbl hasta 2026 y de 70 USD para 2027 conforme al Investor Day 2025. A partir de 2028, tomamos el promedio desde nov-2008 de 77 USD/bbl. Mantuvimos flat los precios del Gas Natural en 3,2 USD/MMBtu.
8. Las regalías (y otros) representarían el 14,75% sobre las ventas (promedio desde 2019).
9. Los gastos de comercialización y los generales (y de administración), serán de 3% y 5,7% respectivamente (promedios LTM). Desagregamos de los primeros el costo de transporte por camiones (trucking) y lo estimamos en 20 usd/boe.
10. Impuesto a las Ganancias del 35%.
11. Tomamos como tasa de endeudamiento 8,125%, en línea con el promedio de las últimas colocaciones de la empresa en NY.
12. Un Net Leverage Ratio constante en 1x a partir de 2028.
13. El Ke (cost of equity) que empleamos para descontar el FCFE fue del 11,778%:
    1. Beta: 0,96. Calculada con relación al S&P500 conforme a la variación mensual de los últimos 60 meses.
    2. ERP: 3,77% .¹
    3. Risk free rate: 3,975%. YTM de los T-Bonds de EE.UU. a 10 años.
    4. Country risk: 4,17%. Calculado como diferencia entre el promedio de las emisiones de ONs recientes de empresas como YPF, Pampa Energía y Pluspetrol, contra la YTM de T-Bonds de duration similar.

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¹Fuente: A. Damodaran.

 

 

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