Vista Energy: Resultados 2Q2025

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Vista Energy: Highlights 2Q2025

 

  • Principales métricas del 1Q25.
    • Producción total:118 Mboe/d. +81% vs. 2Q24 y +46% vs. 1Q25. Producción de crudo: 102,2Mboe/d. +79% vs. 2Q24 y +47% vs. 1Q25.
    • Revenues: 610,5 mln USD. +54% vs. 2Q24 y +39% vs. 1Q25. El 100% de las ventas de crudo fue al export parity. El incremento secuencial se explica por la consolidación del 50% de participación en La Amarga Chica (LACh).
    • Lifting cost: 4,7 USD/boe. +4% vs. 2Q24 y flat vs 1Q25.
    • Adj. EBITDA: 404,5 mln USD. +40% vs. 2Q24 y +47% vs. 1Q25. El margen EBITDA fue 66%, +400 pbs por encima del 1Q25. Se debe a la reducción a cero del trucking por la puesta en marcha de Oldelval Duplicar, parcialmente compensado por menores precios de realización
    • CapEx: 356,1 mln USD (-3% vs. 1Q25) de los cuales: 207,9 mln USD se destinaron a perforación, completación y reintervención de pozos en BPO y BPE, 106,1 mln USD al desarrollo en LACh, 27,2 mln USD en facilities, y 15 mln USD en estudios de G&G, entre otros.
    • FCF: -1.356,2 mln USD. FCO: +9,4 mln USD (se pagó Imp. Gcias. por 215 mln USD, subió el capital de trabajo en 58,5 mln USD y se adelantaron 18,1 mln USD para expandir la capacidad del midstream).
  • Nuevo guidance 2025. El EBITDA 2025 se ubicaría entre 1,5 y 1,6 B USD con un Brent de 65 USD (60 USD como precio de realización), con un FCF neutral para 2H25. Prevén que la producción promedio para el año se ubique entre 112 y 114 Mboe/d con la de 2H25 por 125-128 Mboe/d. Se conectarán 59 pozos en total (23 en LACh al 50%). Y se reduce el CapEx un -8% de 1,3 a 1,2 B USD. Las proyecciones a largo plazo serán dadas en su Investor Day a realizarse en el 4Q25 (como novedad incluirán targets de disminución del CapEx por pozo).
  • Posibilidad de acelerar CapEx. Hacia el 4Q25, mientras monitorean la evolución del escenario macro, no descartan sumar pozos DUC (drilled but uncompleted). A su vez, agregaron que el CapEx de mantenimiento para una producción de 125 Mboe/d ronda entre 700 y 750 mln USD (50 pozos).
  • Política de cobertura. Desde el management consideran que el “hedge” natural es el bajo costo en efectivo que ronda los USD 20 por barril. A su vez, no están ligados a regulación alguna que les impida reducir CapEx en escenarios de precios más bajos. Por otro lado, dado que los controles de capitales para personas jurídicas persisten en nuestro país, el costo de tomar coberturas financieras las vuelve relativamente inviables.

 

Nuestro view

 

 

  • Reducimos nuestro Price Target a USD 67 para fines de 2025 (desde USD 69).
  • La reducción se explica principalmente por el menor ritmo de CapEx dado como guidance para 2025 donde prevén 59 conexiones de pozos. Todo esto por un mayor foco en recomponer el balance luego del M&A por USD 1,5 B (LACh) y por precios del crudo más débiles. Desaceleración que extrapolamos a 2026, que terminaría el año con 68 pozos conectados, y desde 2027 en adelante proyectamos que se conecten a razón de 72 pozos por año (ambos desde 76 en nuestra anterior estimación).
  • Asumimos que la deuda bruta no crecerá hasta 2027, año desde el que mantendrá un NLR de 1x.
  • Todo esto fue parcialmente compensado por las reducciones en los costos de servicios que redujeron el CapEx por pozo en torno a USD 1,4 mln y por un menor descuento de calidad por barril Brent (pasamos a descontar USD 2 desde USD 2,50).
  • Así, disminuye nuestra estimación del EBITDA 2025E a 1.611 mln USD (desde 1.700 mln USD¹), y una producción para 2025 de 115,2 Mboe/d (desde 118,7 Mboe/d¹), prácticamente en línea con el límite superior del guidance para el presente año. El Margen EBITDA culminaría 2025 en 66%, lo que representa una caída de 200 pbs respecto de nuestra estimación anterior.

 

¹En nuestro reporte anterior las estimaciones de EBITDA y producción eran USD 1.858 mln y 131,3 M boe/d dado que se consolidaba LACh desde 1Q25. En el presente nos alineamos a VIST, que consolida desde 2Q25.

 

Supuestos del modelo

 

  1. Asumimos que la empresa perforará la totalidad de su cartera de pozos (1.350 proforma al 1Q25).
  2. El límite de perforación y conexión de pozos por año es de 72 a partir de 2027 (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 2033 el EUR será de 1,4 Mmboe, y desde 2034 en adelante, de 1,3 Mmboe.
  5. El CapEx por pozo (incluyendo “facilities”) lo estimamos en 18,6 mln USD en la etapa de crecimiento y de 17,1 mln USD en la etapa de madurez.
  6. Para el lifting cost respetamos los targets incluidos en el guidance del 2Q25.
  7. Por la debilidad en la demanda de crudo y por el crecimiento en la oferta mundial tomamos, para los años 2025 y 2026, 70 USD/bbl del Brent y desde 2027 en adelante, 77,35 USD/bbl (promedio desde noviembre de 2008). Mantuvimos flat los precios del Gas Natural en 3,2 USD/MMBtu.
  8. Las regalías (y otros) representarían el 15% sobre las ventas (promedio desde 2019).
  9. Los gastos de comercialización y los generales (y de administración), serán de 3,1% y 6,3% 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 2027.
  13. El Ke (cost of equity) que empleamos para descontar el FCFE fue del 12,7948%:
    • a.Beta: 1,03. Calculada con relación al S&P500, sin considerar el 2019 y los primeros 9 meses de 2020 (volatilidad en los mdos. argentinos y pandemia).
    • b.ERP: 3,94%²
    • c.Risk free rate: 4,432%. YTM de los T-Bonds de EE.UU. a 10 años.
    • d.Country risk: 4,297%. 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.
²Fuente: A. Damodaran.

 

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