Vista Energy (NYSE: VIST; BMV: VISTA) superó sus propias expectativas con un aumento de la producción impulsada por la conexión de 12 pozos nuevos en Bajada del Palo Oeste
En los resultados financieros y operativos correspondientes al tercer trimestre de 2023 reportó un aumento en la producción total trimestral y un fuerte incremento en los ingresos recibidos en el 3T 2023 en comparación al 2T 2023.
La producción total del 3T 2023 fue de 49,450 boe/d, un incremento del 6% trimestre a trimestre y una disminución de 2% en comparación al 3T 2022. En base proforma, ajustando por la producción de la Transacción de Activos Convencionales a partir del 1 de marzo de 2023, la producción incrementó 12% año a año.
La producción de petróleo del 3T 2023 fue de 41,490 bbl/d, un aumentó secuencial del 6%, impulsado principalmente por la conexión de 12 pozos nuevos en Bajada del Palo Oeste, y una disminución del 1% año a año.
La producción promedio diaria durante el 3T 2023 fue de 49,450 boe/d, compuesta por 41,490 bbl/d de petróleo, lo que representó el 84% de la producción total, 1.22 MMm3/d de gas natural y 304 boe/d de NGL.
La producción total disminuyó un 2% interanual, impactada principalmente por la Transacción de Activos Convencionales, la cual resultó en una disminución de 5.7 Mboe/d durante 3T 2023. Secuencialmente, la producción total aumentó 6% impulsada por la conexión de 12 pozos nuevos en Bajada del Palo Oeste durante el trimestre.
La producción shale total fue de 42,650 boe/d, un incremento interanual de 17%, de los cuales 68% corresponde a los pozos shale de Bajada del Palo Oeste.
Los ingresos en el 3T 2023 fueron de 289.7 $MM, 25% más que el 2T 2023, principalmente impulsado por un mayor volumen exportado y precios realizados de petróleo, y un 13% menor año a año.
Los ingresos por exportaciones de petróleo y gas en el 2T 2023 fueron 165.9 $MM y representaron 57% de los ingresos totales. Los ingresos por exportaciones de petróleo fueron de 165.4 $MM y representaron el 61% de los ingresos de petróleo.
Además, en el 3T 2023, el precio realizado de petróleo fue 67.6 $/bbl, un aumento del 5% comparado con el precio realizado de petróleo del 2T 2023 y una disminución del 12% comparado con el 3T 2022.
El precio realizado de gas natural para el 3T 2023 fue de 3.3 $/MMBtu, una disminución de 24% año a año, impulsada por una disminución del 50% en los precios por ventas a clientes industriales.
Por otra parte, el lifting cost fue 4.8 $/boe en 3T 2023, un 35% por debajo del lifting cost por boe del 3T 2022, principalmente impulsado por el nuevo modelo totalmente enfocado en operaciones de petróleo shale, siguiendo la Transacción de Activos Convencionales, y estable trimestre a trimestre.
El EBITDA ajustado para el 3T 2023 alcanzó 226.4 $MM, un aumento del 49% trimestre a trimestre, principalmente impactado por mayores ingresos con costos de operación estables, y una disminución del 3% comparado con 3T 2022. El margen de EBITDA ajustado fue 78%, 8 p.p. por encima del 3T 2022 y 12 p.p. por encima del 2T 2023.
La utilidad neta ajustada del 3T 2023 fue 122.5 $MM, comparada con una utilidad neta ajustada de 79.4 $MM en 3T 2022, mayormente impulsada por un menor impuesto corriente sobre la renta, y parcialmente contrarrestada por una mayor pérdida por resultados financieros (neta de los cambios en el valor razonable de los títulos opcionales) y por un menor EBITDA Ajustado.
El EPS ajustado de 3T 2023 fue 1.29 $/acción, comparado con 0.92 $/acción en 3T 2022.
En el 3T 2023, las inversiones fueron 181.2 $MM, mayormente impulsadas por la perforación de 11 pozos y la completación de 12 pozos en Bajada del Palo Oeste durante el trimestre.
Por último, en el 3T 2023, se registró un free cash flow negativo de 43.5 $MM. El flujo neto de efectivo generado por actividades operativas fue 117.3 $MM, mayormente impactado por el pago del Impuesto a la renta de 22.3 $MM y un aumento temporal en el capital de trabajo de 66.4 $MM.
Además, el flujo neto de efectivo aplicado en actividades de inversión fue 160.8 $MM, mayormente impactado por la actividad de perforación y completación descripta previamente. El flujo neto de efectivo usado en actividades de financiamiento fue 5.3 $MM, mayormente impactado 70.0 $MM en préstamos recibidos y por 22.5 $MM por pagos de capital de los préstamos.
