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• Principales métricas del 1Q26.
  • Producción total: 134,7 Kboe/d. +67% vs. 1Q25 y -1% vs. 4Q25. Producción de crudo: 116,7 Kbbl/d. +68% vs. 1Q25 y -1% vs. 4Q25. 
  • Revenues: USD 694,3 mln. +58% vs. 1Q25 y +1% vs. 4Q25. La suba interanual se explica principalmente por los mayores niveles de producción, derivados de la consolidación de Petronas Argentina.
  • Lifting cost: 4,3 USD/boe. -8% vs. 1Q25 y +5% vs. 4Q25. 
  • Adj. EBITDA: USD 450,8 mln. +64% vs. 1Q25 y +2% vs. 4Q25. El margen EBITDA fue 65%, una mejora de +300 pbs vs. 1Q25 principalmente por el crecimiento de la producción, parcialmente compensado por los menores precios del crudo. 
• CapEx: USD 391,2 mln (+9% vs. 4Q25). En el Earnings Call (EC), si bien desde el management advirtieron que hay cierta inflación en costos que están vinculados al gasoil, mantienen la guía de CapEx de entre USD 1,5-1,6 B (por ende, también sostienen la de CapEx por pozo).
• FCF: USD -341,4 mln. FCO: USD +85,7 mln. Se incrementó el capital de trabajo en USD 248,2 mln explicados principalmente por la puesta en marcha de VEISA (USD 206 mln).
• Actualización del guidance 2026. Sin considerar Equinor Argentina, esperan que la producción promedie los 143 Kboe/d durante 2026 (+2% vs. los 140 Kboe/d indicados en el Investor Day 2025) y, tomando un precio del barril Brent de USD 85 como escenario base para 2Q a 4Q 2026: el EBITDA ascenderá a USD 2,6 B (desde USD 1,9 B) y el FCF sería positivo de USD 0,7 B (desde USD 0,2 B). Todo, sin incrementar el CapEx.
• VEISA. Con la entrada de operaciones de su unidad a cargo de la comercialización, Vista cambió la exposición de los resultados: se observan ventas brutas y netas. Las netas son comparables a datos anteriores donde Vista vendía sobre base FOB. Ahora, al ocuparse de la logística y vender sobre base delivery, como la empresa mantiene su criterio de fijar precios con un mes de anticipación, se observarán resultados de cobertura (en esta oportunidad fuertemente negativos porque a principio de marzo se produjo el estallido del conflicto en Medio Oriente). VEISA toma dicho hedge una vez que recibe la producción de Vista. Por otro lado, la puesta en marcha de VEISA explica el 80% del incremento del capital de trabajo en el trimestre, principalmente por mayores créditos a cobrar dado que su realización ahora debe tener en cuenta el tiempo de tránsito de los VLCCs (además, como se están abriendo mercados en Asia -Malasia, Tailandia, Singapur- dicho ciclo ronda los 40 días).
• Actualización de la adquisición de Equinor Argentina. Recientemente recibieron la aprobación de la autoridad antitrust chilena, con lo cual, desde la empresa esperan cerrar el acuerdo en este mes de mayo. Por ende, consolidarán la información financiera desde el 1-may-26 y corresponderá una actualización del guidance: en principio, sobre la base de un barril Brent de USD 85 para 2Q a 4Q 2026, el EBITDA alcanzaría los USD 3 B, y el CapEx sería en torno a USD 200 mln superior (el rango subiría a USD 1,7-1,8 B).
• RIGI en Upstream. Luego de que el gobierno nacional argentino incluyera proyectos de Upstream incrementales en el RIGI, desde el management informaron que están preparando la documentación para aplicar el desarrollo de sus bloques ubicados al norte de Vaca Muerta: Águila Mora y Bandurria Norte. La documentación esperan presentarla a fines de este 2Q26. Una vez cerrado el deal con Equinor, esperan aplicar con el bloque Bajo del Toro vía YPF que es el operador.
• Revalorización del crudo Medanito. Por el cierre de facto del estrecho de Ormuz, vieron revalorizarse el crudo Medanito frente al Brent. El diferencial usualmente era de -3% previo al evento en Irán, y se tornaron positivos hasta un rango de entre +6 y +9% que esperan que se sostenga en los meses siguientes.
• Licitación de 15 bloques en VM por parte de la provincia de Neuquén. En el Petroleum Club de Houston, el gobernador Figueroa (Neuquén) lanzó la licitación pública nacional e internacional por 15 bloques en Vaca Muerta. Las adjudicaciones se conocerán el 19 de agosto a las 15 hs. Desde Vista no muestran excesivo interés dado que la gran mayoría de las áreas que se licitan se encuentran al borde de la cuenca y contienen principalmente gas.
• Sobre los precios de realización internos. Los precios en el mercado doméstico continúan reflejando plenamente la paridad de exportación. No hubo acuerdo para fijar precios por debajo de la misma. Solamente se le otorga al comprador local la posibilidad de pagar un máximo en un rango que va entre USD 95 y USD 100 por barril para los meses de abril y mayo. Si hubiere diferencia positiva a favor de Vista, se liquidará hasta el 31 de julio. Por ende, si bien podría implicar un aumento en el capital de trabajo, afecta solamente a un tercio de las ventas locales donde éstas, a su vez, representan un tercio de las ventas totales (se exporta el 67% de la producción). 
• Sensibilidad del EBITDA y FCF. Como regla general (sin incluir Equinor Argentina), cada USD 10 que varía el precio del barril de crudo Brent, el EBITDA varía USD 275 mln y el FCF, USD 250 mln.

 

Nuestro view¹

 

• Elevamos nuestro Price Target a USD 103 para fines de 2026 (desde USD 96).

• El incremento se debe a: mayores precios de realización del crudo esperados para 2026 y 2027; a un menor beta dado que el desempeño de la cotización disminuyó su correlación con el S&P 500 al mostrarse resiliente en meses donde el índice operó débil; al continuo aprovechamiento de sinergias que llevaron a que los gastos de administración y generales representen -40 pbs menos de los revenues sobre una base LTM; y a la puesta en marcha de VEISA que redujo, inicialmente, en torno a -25 pbs los gastos de comercialización.

• Por ende, se incrementa nuevamente nuestra estimación del EBITDA 2026E a USD 3.195 mln y esperamos una producción media para 2026 en los 164,2 Kboe/d (desde estimación previa de 166,3 Kboe/d ajustados por consolidación de Equinor Argentina a partir de 1-may). Estaría por encima de la guía del Investor Day 2025 ajustada, que la estimamos en 156 Kboe/d. 

¹Consolidamos la adquisición de Equinor Argentina desde may-26. Fecha tentativa de cierre de la operación que conllevará la emisión de 6.223.220 de ADRs.

* Ya restados DEX y el descuento por calidad de USD 2 por barril (hoy en realidad la brecha es favorable al Medanito). 

 

Supuestos del modelo

 

1. Asumimos que la empresa perforará la totalidad de su cartera de pozos (1.897 proforma al 1Q26).
2. El ritmo de perforación y conexión de pozos por año es de 96 proforma (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 1,52 Mmboe) hasta 2028 inclusive. Por el efecto parent child desde 2029 y hasta 2033, el EUR será de 1,4 Mmboe, y desde 2034 en adelante, de 1,3 Mmboe.
5. El 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 de Investor Day 2025.
7. En cuanto a los precios del crudo, tomamos los precios de los futuros del Brent. Esto implica un barril Brent en torno a los USD 100 por 2Q y 3Q26, y USD 90 para el 4Q26. Para 2027 y 2028, USD 80 y USD 75 respectivamente. Y el terminal (desde 2029 en adelante), USD 70. En cuanto a los precios del Gas Natural, tomamos flat 3,2 USD/MMBtu.
8. 8. Las regalías (y otros) representarían el 13% sobre las ventas (promedio LTM).
9. Los gastos de comercialización y los generales (y de administración), serán de 2,75% y 5,3% respectivamente (promedios LTM). 
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 4Q26 (los precios actuales del barril Brent permitirían adelantar casi 1 año llegar a un NLR 1x).
13. El Ke (cost of equity) que empleamos para descontar el FCFE fue del 11,088%:
    • Beta: 0,64. Calculada con relación al S&P500 conforme a la variación mensual de los últimos 60 meses.
    • ERP: 4,24%².
    • Risk free rate: 4,441%. YTM de los T-Bonds de EE.UU. a 10 años.
    • Country risk: 3,917%. Calculado como diferencia entre el promedio de las emisiones de ONs recientes de empresas como YPF, Pampa Energía, Tecpetrol y Pluspetrol, contra la YTM de T-Bonds de duration similar.