Llamada de resultados del T3 2026 de Vista Energy S.A.B. de C.V.

Nos complace darles la bienvenida a la conferencia sobre los resultados del tercer trimestre de 2026 de Vista. Me acompañan Miguel Galuccio, presidente y director ejecutivo de Vista; Pablo Vera Pinto, director financiero de Vista; Juan Garoby, director de tecnología de Vista; y Matías Weissel, director de operaciones de Vista. Antes de comenzar, quisiera llamar su atención sobre una declaración de advertencia en la diapositiva 2. Les informamos que nuestros comentarios de hoy, incluidas las respuestas a sus preguntas, pueden contener declaraciones prospectivas. Estas declaraciones prospectivas están sujetas a riesgos e incertidumbres que podrían hacer que los resultados reales difieran sustancialmente de las expectativas contempladas en estos comentarios. Nuestras cifras financieras se expresan en USD y de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Sin embargo, durante esta conferencia podríamos analizar ciertas medidas financieras que no son NIIF, como el EBITDA ajustado y la utilidad neta ajustada.

Las conciliaciones de estas medidas con la medida NIIF más cercana se encuentran en el comunicado de resultados que emitimos ayer. Consulten nuestro sitio web para obtener más información. Los resultados que se muestran en esta presentación están ajustados para excluir una participación no controladora del 16.3% en Bandurria Sur Participaciones S.A., titular de una participación de trabajo no operada del 30% en el bloque Bandurria Sur, de la cual el 25.1% es finalmente atribuible a Vista. Nuestra empresa es una sociedad anónima bursátil de capital variable, constituida conforme a las leyes de México y cotizada en la Bolsa Mexicana de Valores y en la Bolsa de Nueva York. Nuestros tickers son VISTA en la Bolsa Mexicana de Valores y VIST en la Bolsa de Nueva York. Ahora le cedo la palabra a Miguel.

Gracias, Ale. Buenos días y bienvenidos a esta conferencia sobre resultados. El tercer trimestre de 2026 se caracterizó por un sólido desempeño operativo y financiero. El crecimiento orgánico de la producción y la consolidación total de los activos de Equinor dieron lugar a una producción trimestral récord. Junto con los sólidos precios de realización del petróleo y el enfoque en la eficiencia de costos, esto generó un sólido EBITDA ajustado y flujo de caja libre durante el trimestre. La producción total fue de 169,000 BOE por día, 33% por encima del año anterior. La producción de petróleo fue de 147,000 barriles por día, un aumento del 34% frente al año anterior. Los ingresos totales del trimestre fueron de $1.23 mil millones, un crecimiento sobresaliente del 75% frente al T3 de 2025. El costo de extracción fue de $4.7 por BOE, 6% por encima del año anterior. Los gastos de capital fueron de $460 millones, sin cambios frente al trimestre anterior. El EBITDA ajustado fue de $841 millones, un aumento interanual del 78%.

La utilidad neta fue de $293 millones, muy por encima de la del T3 de 2025, que fue de $27 millones tras excluir las ganancias no recurrentes de $288 millones correspondientes a la adquisición de Petronas. La utilidad por acción fue de $2.6 durante el trimestre. El flujo de caja libre fue de $334 millones, principalmente como consecuencia del importante impulso en la generación de EBITDA ajustado. Por último, nuestro índice de apalancamiento neto al cierre del trimestre fue de 1.12 veces el EBITDA ajustado. Sobre una base pro forma que refleja las cifras de los últimos doce meses del activo adquirido, el índice fue de 1.04 veces el EBITDA ajustado, lo que marca una reducción interanual significativa y refleja un balance general muy sólido. La producción total promedio durante el T3 fue de 169,000 BOE por día, lo que representa un aumento interanual del 33% y un incremento del 8% frente al trimestre anterior. Conectamos 25 pozos nuevos durante el trimestre y actualmente operamos a un ritmo de 100 pozos por año.

Los 19 pozos nuevos conectados de forma acumulada durante los últimos 12 meses impulsan sustancialmente el crecimiento de la producción en el período. La consolidación de nuestra participación en Bandurria Sur y Bajo del Toro también impulsó el crecimiento. Como la consolidación se hizo efectiva el 1 de mayo, contamos con tres meses de producción de este activo en el tercer trimestre, frente a dos meses en el trimestre anterior. La producción trimestral de petróleo promedió 147,100 barriles por día, un 34% más interanual y un 9% por encima del trimestre anterior. La producción de gas aumentó un 29% interanual y un 8% frente al trimestre anterior. Los ingresos totales durante el T3 fueron de $1.23 mil millones, un crecimiento significativo del 75% frente al año anterior, impulsado por un sólido aumento de la producción de petróleo y gas y por mayores precios del petróleo. Frente al trimestre anterior, los ingresos aumentaron un 7%, impulsados por una mayor producción, que compensó los menores precios realizados del petróleo.

Las exportaciones de petróleo aumentaron un 56% interanual y alcanzaron 9.9 millones de barriles en el trimestre, lo que representó el 73% del volumen de ventas de petróleo. Durante el trimestre, las exportaciones alcanzaron los $935 millones. Los precios realizados del petróleo fueron de $84.2 por barril, un 30% por encima del T3 de 2025 y un 6% por debajo del trimestre anterior. La disminución frente al trimestre anterior se explica principalmente por la caída del precio del Brent, de $97 a $91 por barril. Vendimos el 100% de nuestros volúmenes a precios de paridad de exportación, tanto en el mercado nacional como en el internacional. En el T3, el costo de extracción fue de $4.7 por BOE, un aumento del 6% frente al año anterior. Esto refleja el impacto de la inflación en los bienes y servicios denominados en pesos, en un contexto de tipos de cambio estables. Los gastos de venta fueron de $3.6 por BOE, una disminución interanual del 14%, impulsada principalmente por la dilución, por barril, del costo de ship or pay en el oleoducto Duplicar, a medida que seguimos aumentando los volúmenes de producción.

Durante el T3, el EBITDA ajustado fue de $841 millones, un 78% más interanual, impulsado por una fuerte expansión de los ingresos en un contexto de costos unitarios estables. Frente al trimestre anterior, el EBITDA ajustado aumentó un 4%, ya que el crecimiento de la producción compensó los menores precios realizados del petróleo. El margen de EBITDA ajustado fue del 68%, una expansión de 1 punto porcentual frente al mismo trimestre del año pasado. Asimismo, el EBITDA ajustado aumentó un 34% interanual, hasta $54.1 por BOE. En el T3 de 2026, el flujo de caja de las actividades operativas fue de $773 millones, y el capital de trabajo se mantuvo estable pese al mayor tamaño de las operaciones; además, se incluyó un pago de impuestos a las ganancias de $50 millones. El flujo de caja utilizado en las actividades de inversión fue de $479 millones, impulsado por CapEx devengado de $460 millones y una disminución de $20 millones en el capital de trabajo relacionado con CapEx. El flujo de caja libre fue muy sólido, de $334 millones durante el trimestre. En lo que va del año, el flujo de caja libre, excluyendo el pago relacionado con fusiones y adquisiciones, fue de $563 millones.

El flujo de caja de las actividades de financiamiento fue negativo en $164 millones, lo que refleja un pago neto de deuda de capital de $60 millones, una recompra de acciones de $55 millones y un pago de intereses de $24 millones. Nuestra posición de caja sigue creciendo y se situó en $775 millones al cierre del T3. Por último, nuestra razón de apalancamiento neto se situó en 1.12 veces el EBITDA ajustado, una reducción significativa frente a las 1.41 veces del trimestre anterior. Sobre una base pro forma, considerando el EBITDA ajustado de los últimos 12 meses del activo adquirido, la razón de apalancamiento neto fue de 1.04 veces al cierre del trimestre, una mejora frente a las 1.25 veces del trimestre anterior. Para concluir esta llamada y antes de pasar a las preguntas y respuestas, haré algunos comentarios finales. Durante el T3, logramos un sólido crecimiento de la producción gracias a una ejecución firme y a la sólida productividad de los nuevos pozos, así como a la consolidación de Bandurria Sur y Bajo del Toro durante el trimestre completo.

El crecimiento de la producción, junto con los altos precios del petróleo y los costos unitarios estables, generó un sólido EBITDA ajustado y un fuerte flujo de caja libre. Esto nos permite fortalecer nuestra posición de caja y seguir reduciendo nuestra razón de apalancamiento neto. Por último, avanzamos muy bien en nuestro programa de trabajo anual y estamos en camino de cumplir nuestros objetivos para 2026. Antes de pasar a las preguntas y respuestas, quisiera agradecer a todos los empleados de Vista por su destacado trabajo durante el trimestre, así como a nuestros inversionistas por su continuo apoyo. Operador, podemos pasar ahora a las preguntas y respuestas.

Gracias por su pregunta. Sí, como mencionó, en septiembre nuestra producción fue de 152,000 barriles por día. Nuestra capacidad actual de los oleoductos es de 180,000 barriles por día. Permítanme darles algunos detalles al respecto. En este momento, tenemos 36,000 barriles por día, o el 20%, de capacidad disponible. El desglose es el siguiente: 78,000 barriles por día corresponden a Oldelval, 72,000 a Duplicar y 32,000 a Vaca Muerta Norte. Esta capacidad de los oleoductos incluye 33,000 barriles por día gracias a agentes reductores de fricción; por el momento, en nuestros materiales solo hemos divulgado 9,000 de esa capacidad. Pero en este momento nos sentimos cómodos o confiados en que realmente podemos agregar otros 24,000 barriles por día gracias a los agentes reductores de fricción. En relación con Duplicar, también optimizamos Duplicar o desarrollamos el acceso abierto después de la adquisición de Equinor.

Con eso, agregamos alrededor de 2,000 barriles por día a la capacidad que habíamos mencionado antes. Dos últimos puntos sobre VMOS. La finalización mecánica de VMOS está prevista para fines de año. Empezaremos a llenar el oleoducto en el T1 y pueden esperar que la operación comercial esté programada para el primer semestre. Inicialmente, tendremos una capacidad de 80,000 barriles por día en el oleoducto, y no alcanzaremos la capacidad total durante el primer semestre. Pueden esperar que los 50,000 barriles por día realmente lleguen en el segundo semestre. En resumen, por el momento no vemos ningún cuello de botella para nuestro plan de crecimiento. Gracias por la pregunta, Milene.