Qué dijo la dirección de VAALCO Energy, Inc. en la llamada del Q2 2026

Un trimestre marcado por el regreso de Costa de Marfil y la perforación en Gabón

VAALCO Energy cerró el segundo trimestre de 2026 con un beneficio neto de 42,4 millones de dólares y un EBITDAX ajustado de 54,8 millones de dólares, cifras muy superiores a las del primer trimestre. El principal motor fue la combinación de dos factores: la virtual desaparición del gasto en exploración —que en el Q1 había restado casi 23 millones de dólares por el pozo fallido de West Etame y costes sísmicos en Gabón— y un volumen de ventas un 47% mayor que el trimestre anterior, impulsado por dos levantamientos de crudo en Gabón. La producción consolidada alcanzó 21.796 barriles de petróleo equivalente por día en términos de participación de trabajo, un 10% más que en el Q1. La compañía reafirmó su orientación de producción y ventas para el conjunto del año, elevada aproximadamente un 10% respecto a las estimaciones iniciales, sin cambios en el presupuesto de capital.

El hito operativo más relevante del trimestre fue la reanudación de producción en el campo Baobab, en Costa de Marfil, en junio de 2026, tras más de un año de parada para la modernización del FPSO. La compañía señaló que todos los pozos productores están en línea y que la producción bruta supera ligeramente las previsiones previas al arranque, en torno a 16.400-16.500 barriles diarios brutos. El primer levantamiento de crudo en Costa de Marfil en 2026 se espera para agosto, con un volumen aproximado de 950.000 barriles brutos. VAALCO posee una participación del 27,4% en ese activo como no operador. En paralelo, la compañía fue designada operadora del campo Kossipo, en el mismo bloque CI40, con un 60% de participación, con recursos 2C estimados en aproximadamente 102 millones de barriles de petróleo equivalente.

Lo que viene: más pozos, Kossipo y la decisión de inversión en Venus

De cara al segundo semestre, la dirección espera que la producción del Q3 sea aproximadamente un 23% superior a la del Q2, gracias a nuevos pozos en Gabón y Egipto y a la contribución de Baobab por un trimestre completo. La compañía proyecta para el Q3 una producción de entre 24.400 y 26.900 barriles por día en términos de participación de trabajo. En Gabón, el pozo de gas ETBNM-3 ya está en producción y permitirá sustituir el diésel que alimentaba el FSO Teli, con un ahorro bruto estimado de entre 500.000 y 600.000 dólares mensuales, del que VAALCO se beneficia en aproximadamente un 58%. El director financiero Ron Bain señaló que este cambio ya es efectivo desde finales de julio y que el gas también mejorará el gas lift en pozos submarinos. La compañía eliminó por completo el presupuesto de intervenciones en pozos offshore para el resto del año, pasando de hasta 10 millones de dólares previstos a cero, debido al buen rendimiento de los equipos de bombeo eléctrico. En Egipto, el programa de perforación se amplía a entre 10 y 15 pozos en el año sin incremento del presupuesto de capital total. Para finales de 2026, la dirección apunta a una decisión de inversión final (FID) en el proyecto Venus, en Guinea Ecuatorial, tras completar una revisión que explora el desarrollo submarino frente al modelo original en plataforma.

Preguntas de analistas: el pozo Ebouri-5H y los costes del crudo de Costa de Marfil

El turno de preguntas estuvo dominado por dos asuntos. El primero fue el comportamiento del pozo Ebouri-5H en Gabón: arrancó con una tasa inicial superior a 8.000 barriles brutos por día, pero el corte de agua aumentó con una rapidez mayor de la modelizada, situándose ya en torno al promedio del campo, entre el 75% y el 80%. La dirección reconoció que esto implica mayor conectividad del yacimiento de la esperada y anunció que deberá rehacer el modelo geológico de la estructura de Ebouri, proceso que llevará entre cuatro y cinco meses. Este factor explica en parte por qué la producción de Gabón se situó en la parte baja del rango de orientación. El segundo asunto fue el precio de realización del crudo de Costa de Marfil: Ron Bain reconoció que el mercado físico es muy volátil —con compradores que esperan hasta el último momento antes de comprometerse— y se limitó a indicar que ese crudo es de buena calidad y debería cotizar al menos a la par del Brent. Un analista preguntó también por la deuda máxima esperada; Bain situó ese pico en el Q1 de 2027, condicionado a la evolución del precio del Brent, cuando el programa de perforación en la Fase 5 de Baobab esté en plena ejecución.