Vista Energy: Resultados 3Q2025

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Vista Energy: Highlights 3Q2025

 

  • Principales métricas del 3Q25.
    • Producción total: 127 Kboe/d. +74% vs. 3Q24 y +7% vs. 2Q25. Producción de crudo: 109,7 Kboe/d.+73% vs. 3Q24 y +7% vs. 2Q25.
    • Revenues: 706,1 mln USD. +53% vs. 3Q24 y +16% vs. 2Q25. El 100% de las ventas de crudo fue al export parity. El incremento secuencial se explica por mayor producción y mejores precios de realización gracias a mayor demanda estacional desde la costa oeste de EE.UU.
    • Lifting cost: 4,4 USD/boe. -6% vs. 3Q24 y -5% vs. 2Q25.
    • Adj. EBITDA: 472,4 mln USD. +52% vs. 3Q24 y +17% vs. 1Q25. El margen EBITDA fue 67%, una mejora de +100 pbs vs. 2Q25 que se debe al crecimiento de la producción y a los mayores precios de realización.
    • CapEx: 350,8 mln USD (-1,5% vs. 2Q25) de los cuales: 216 mln USD se destinaron a perforación, completación y reintervención de pozos en BPO y BPE; 105,4 mln USD al desarrollo en LACh (-0,7% vs. 2Q25); 13,6 mln USD en facilities (-50% vs. 2Q25); y 15,8 mln USD en estudios de G&G (+5,3% vs. 2Q25), entre otros.
    • FCF: -28,8 mln USD. FCO: +303,9 mln USD (se pagó Imp. Gcias. por 179,2 mln USD, se redujo el capital de trabajo en 42,8 mln USD).
  • Reaceleración del CapEx. La empresa prevé conectar entre 70 y 74 pozos durante 2025, superando considerablemente el guidance dado en el 2Q25 de 59 pozos. Desde el management explican que se debe a que existe un consenso menos bajista respecto del precio del petróleo.
  • Investor Day 2025. Será el 12 de noviembre y presentarán su plan estratégico actualizado que, en esta oportunidad, incluirá targets de CapEx por pozo. Adelantaron que la producción  del  4Q25  probablemente  promedie  los  130  Kboe/d.  Así  la  media  de  2H25  estaría  levemente  por  encima  del  rango  superior  del  guidance  del  2Q25  de  128  Kboe/d.
  • Descuento por calidad. Por regla general, un barril de crudo de vaca muerta solía contar con un descuento por calidad de hasta 3 USD con relación al precio del Brent. En este 3Q25, Vista logró realizar ventas con descuentos de sólo 1 USD por mayor demanda de crudo medanito y menor oferta de otros tipos.

 

Nuestro view

 

 

  • Elevamos nuestro Price Target a USD76 para fines de 2025 (desde USD 67).
  • La mejora se debe a factores tanto operativos  como  condiciones  de  mercado.
  • Entre  los  primeros  se  encuentran  menores  costos  con  relación  a  las  ventas  sobre  una base  LTM  en:  regalías  (-25  bps),  gastos  de  comercialización  (-10  bps)  y  gastos  generales y de administración (-60 bps). También, la reaceleración del CapEx dado que de los 59 pozos que proyectaba conectar la empresa durante 2025, ha indicado que serán entre 70 y 74.
  • Entre las segundas, el costo del equity (Ke)  se redujo -100 bps por el inicio de un ciclo  de  recortes  de  tasas  por  parte  de  la  Fed  (rf  -50  bps)  con  mercados  internacionales  marcando  nuevos  máximos  históricos  (ERP  -17  bps)  sumado  al  despeje  del  riesgo político en Argentina (el CR se redujo -13 bps tomando un símil Z-spread corporativo).
  • Así, se incrementa nuestra estimación del EBITDA 2025E a 1.668 mln USD (desde 1.603 mln USD), y una producción para 2025 de 117,2 Kboe/d (desde 115,2 Kboe/d), superando el guidance de 112-114 Kboe/d dado en 2Q25. El Margen EBITDA culminaría 2025 en 67%, lo que representa un aumento de +100 pbs respecto de nuestra estimación anterior.

 

 

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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