Qué dijo la dirección de VAALCO Energy, Inc. en la llamada del Q3 2025

Trimestre sólido pese a menores ventas en Gabón

VAALCO Energy cerró el tercer trimestre de 2025 con una producción neta (NRI) de 15.405 barriles equivalentes de petróleo por día, en la parte alta de su guía, y un EBITDAX ajustado de 23,7 millones de dólares. La utilidad neta del trimestre fue de 1,1 millones de dólares. La dirección atribuyó el descenso secuencial en ingresos a dos factores que confluyeron: menos levantamientos de crudo en Gabón durante la parada de mantenimiento planificada de julio, y una caída de aproximadamente 7% en el precio del petróleo respecto al segundo trimestre. A pesar de ello, la compañía acumuló 130,5 millones de dólares en EBITDAX ajustado en los primeros nueve meses del año, con Costa de Marfil completamente fuera de producción por las obras en el FPSO y sin nuevos pozos perforados en Gabón.

Gracias al desempeño operativo, VAALCO elevó el punto medio de su guía anual de producción y ventas en torno a un 5% y recortó su guía de inversión de capital en casi un 20%, hasta aproximadamente 240 millones de dólares para el año completo. En Egipto, la compañía perforó más pozos de lo previsto con el mismo presupuesto, lo que el CFO Ron Bain calificó como una eficiencia real y sostenible. La posición de caja al cierre del trimestre era de 24 millones de dólares en efectivo irrestricto, con 60 millones de dólares dispuestos en la línea de crédito basada en reservas (RBL) de 190 millones.

Lo que viene: FPSO, Gabón y Gabón Ecuatorial

La compañía espera que el FPSO de Costa de Marfil regrese al campo Baobab con una conexión completada hacia finales de marzo o principios de abril de 2026, con producción reiniciada hacia finales de abril o principios de mayo. La dirección indicó que el período de puesta en marcha de las instalaciones tomará entre seis y ocho semanas adicionales, y que la secuencia exacta de arranque de pozos se detallará en la llamada del primer trimestre de 2026. La licencia CI-40 fue extendida hasta 2038, y VAALCO opera el bloque CI-705 con un 70% de participación, donde continúa el análisis geológico de datos sísmicos recibidos en el segundo trimestre.

En Gabón, la plataforma de perforación contratada se está trasladando al campo Etame tras un retraso de aproximadamente cuatro meses. El programa contempla cinco pozos firmes y cinco opcionales, con inicio en Etame y perforación posterior en Ebouri. La dirección destacó el pozo 4H de Ebouri, que ha producido a un promedio bruto de alrededor de 1.000 barriles diarios durante todo 2025 con niveles de H2S dentro de los parámetros modelados. Para Guinea Ecuatorial, el estudio FEED del bloque Venus P confirmó la viabilidad técnica del plan de desarrollo, pero la compañía está evaluando ahora un desarrollo subsea desde un buque perforador en lugar de la plataforma autoelevante originalmente considerada, con el argumento de reducir riesgos y mejorar la eficiencia de barrido del yacimiento.

Preguntas de los analistas: CapEx, Egypt y el FPSO

Los analistas enfocaron sus preguntas en tres áreas. Primero, la composición y la sostenibilidad de los recortes de capital: Bain explicó que unos 20 millones de dólares del ajuste son permanentes —la mitad por la cancelación del programa de perforación en Canadá, la mitad por CapEx discrecional eliminado— mientras que el resto es un desplazamiento temporal del programa de Gabón hacia 2026. Segundo, la flexibilidad del presupuesto de 2026: Maxwell admitió que el margen de maniobra será menor que en 2025, dado que tanto el programa de Gabón como las inversiones en Costa de Marfil son esencialmente compromisos adquiridos, aunque subrayó que cada dólar invertido en Costa de Marfil se recupera con 1,25 dólares en costo-petróleo. Tercero, el estado de los cobros pendientes con la Corporación General de Petróleo de Egipto (EGPC): la dirección informó que desde enero de 2025 ha cobrado más de 103,6 millones de dólares y que la compañía espera reducir el saldo de cuentas por cobrar a la mitad de su nivel de 2024 antes de fin de año, con las facturas mensuales corrientes siendo pagadas íntegramente. La situación con EGPC es relevante para inversores hispanos dado que representa la principal fuente de riesgo de liquidez a corto plazo del grupo.