Vista Energy: Resultados 2Q2026

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Vista Energy: Highlights 2Q2026

 

  • Principales métricas del 2Q26.
    • Producción total: 156,1 kboe/d. +32% vs. 2Q25 y +16% vs. 1Q26. Respecto del crecimiento interanual, 20% fue orgánico y 12% por la consolidación de la adquisición de Equinor Argentina. Producción de crudo: 135,4 kbbl/d. +33% vs. 2Q25 y +16% vs. 1Q26.
    • Revenues: USD 1.154,4 mln. +89% vs. 2Q25 y +66% vs. 1Q26. Las subas se explican por el crecimiento de la producción y por los mayores precios de realización del petróleo.
    • Lifting cost: 4,5 USD/boe. -4% vs. 2Q25 y +4% vs. 1Q26. La suba secuencial se explica por la apreciación real del tipo de cambio.
    • Adj. EBITDA: USD 805,2 mln. +99% vs. 2Q25 y +79% vs. 1Q26. El margen EBITDA fue 70%, una mejora de +300 pbs vs. 2Q25 y de +500 pbs vs. 1Q26.
    • CapEx: USD 466,8 mln (+19% vs. 1Q26). De ese total, destinó USD 421,4 mln a perforación (27 pozos netos), completación (24 pozos netos) y conexión de pozos (27 pozos netos) en VM.
    • FCF: USD +99,1 mln. Excluyendo pagos por la “Transacción Equinor” fue USD +491 mln. FCO: USD +985,1 mln. Comprenden reducción de capital de trabajo por USD 274,2 mln.
  • Leverage. Respecto de su marco de asignación de capital, parte del flujo de caja lo emplearán para reducir el Net Leverage Ratio (NLR) hasta alcanzar la zona de 1x hacia fines de 2026. Al cierre del 2Q26 sobre una base proforma alcanzó 1,25x.
  • Producción. Para el 3Q26, como soft-guidance, esperan que la producción supere los 160 kboe/d, y que sea mayor a los 170 kboe/d en el 4Q26. En el Earnings Call (EC) adelantaron que en julio se encontraban produciendo 162 kboe/d. Además, en caso de que el precio del barril Brent descienda bruscamente, indicaron que elaboraron su plan en función de un barril de USD 65. Sensibilidad del EBITDA. Para 2H26 estiman que variaciones de USD 10 en el precio del barril Brent, conllevan cambios de USD 200 mln en el EBITDA.
  • VMOS. Actualmente, el proyecto VMOS (nuevo oleoducto que conectará Allen con Punta Colorada) se habría ejecutado en un 65%: el oleoducto está completado en un 82%; el sistema de almacenamiento en tierra, 38%; y la terminal offshore, 73%. Esperan que finalice la ejecución hacia mediados de 2027 de acuerdo a lo programado, con lo que no sería necesario modificar su plan de evacuación ni agregar capacidad de transporte por camiones. El riesgo sería la disponibilidad de boyas de amarre cuya obtención estaría siendo afectada por el cierre del estrecho de Ormuz.
  • RIGI. En el EC del 17-jul informaron que estaban finalizando la documentación para presentar la solicitud de adhesión al RIGI para el desarrollo de Bandurria Norte. Dicha solicitud fue presentada el 21-jul e implicaría una inversión de USD 5,8 B, la perforación, completación y conexión de 332 pozos, y una producción objetivo de 50 kboe/d. También comentaron que están trabajando en otros proyectos que podrían adherirse y que involucran el desarrollo de los bloques: Águila Mora, Coirón Amargo Norte y, junto a YPF, Bajo del Toro.
  • Política de dividendos. Desde el management todavía creen que no es momento de darle máxima prioridad a la distribución de dividendos. El crecimiento sigue ocupando el primer lugar dentro de la estrategia de asignación de capital a la par que continuarán atentos a oportunidades de M&A. No obstante, mientras avanzan con la reducción del leverage, permanece disponible el programa de recompra de acciones por hasta USD 150 mln aprobado el 28-abr cuya ejecución todavía no habría comenzado.

 

Nuestro view¹

 

  • Reducimos nuestro Price Target a USD 98 para fines de 2026 (desde USD 103).

  • La reducción del target obedece principalmente a menores expectativas en cuanto a los precios de realización del crudo. Esto fue parcialmente compensado por mejores condiciones crediticias que llevaron al z-spread corporativo a comprimir desde la zona de 395 pbs a otra de 350 pbs. 
  • Así, se reduce nuestra estimación del EBITDA 2026E a USD 2.982 mln y esperamos una producción media para 2026 en los 165,3 kboe/d (desde estimación previa de 164,2 kboe/d ajustados por consolidación de Equinor Argentina a partir de 1-may). Estaría por encima de la guía del Investor Day 2025 ajustada de 158 kboe/d. 

¹Vista Energy comenzó a consolidar Equinor Argentina desde may-26. Cantidad total de acciones: 114,5 mln.
* Ya restados DEX y el descuento por calidad de USD 2 por barril.

 

Supuestos del modelo

 

  1. Asumimos que la empresa perforará la totalidad de su cartera de pozos (1.897 proforma al 2Q26).
  2. El ritmo de perforación y conexión de pozos por año es de 100 (siempre que exista capacidad de evacuación).
  3. El modelo supone una tasa de éxito del 100% en cuanto a la existencia de crudo en cada pozo. 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 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 la curva de futuros del Brent. En cuanto a los precios del Gas Natural, tomamos flat 3,2 USD/MMBtu.
  8. Las regalías (y otros) representarían el 13,4% sobre las ventas (promedio LTM).
  9. Los gastos de comercialización y los generales (y de administración), serán de 5% y 5% 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.
  13. El Ke (cost of equity) que empleamos para descontar el FCFE fue del 10,731%:
    • Beta: 0,63. Calculada con relación al S&P500 conforme a la variación mensual de los últimos 60 meses.
    • ERP: 4,18% .²
    • Risk free rate: 4,654%. YTM de los T-Bonds de EE.UU. a 10 años.
    • Country risk: 3,463%. Calculado como diferencia entre el promedio de las emisiones de ONs recientes de empresas como YPF, Pampa Energía, Pan American Energy y Pluspetrol, contra la YTM de T-Bonds de duration similar.
²Fuente: A. Damodaran.

 

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