Vista Energy analiza aplicar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en sus actividades de exploración y producción (Upstream) en Vaca Muerta, luego de que el Gobierno nacional habilitara el esquema para nuevos desarrollos de petróleo y gas, tanto en yacimientos no convencionales como en proyectos offshore.
La compañía evalúa encuadrar bajo el RIGI los bloques Bandurria Norte y Águila Mora, y el área exploratoria Bajo del Toro, recientemente adquirida a la noruega Equinor. La ampliación del régimen podría mejorar la tasa de retorno de proyectos intensivos en capital, en un contexto de precios internacionales del crudo en torno a los US$ 65 por barril de Brent.
Bajo del Toro aparece como el activo con mayor potencial dentro del portafolio reciente. Una vez que las autoridades regulatorias de Chile aprueben la operación de compra, prevista antes de finalizar mayo, Vista proyecta ampliar infraestructura y ductos para evacuar shale oil. Según indicó Miguel Galuccio, con un Brent en torno a US$ 65, los activos recientemente incorporados podrían autofinanciarse.
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Exportaciones y posicionamiento
Durante 2025, el 61% del volumen de petróleo comercializado por Vista se destinó a exportación, con un total de 22,2 millones de barriles vendidos a paridad internacional. Esa operatoria generó ingresos por más de US$ 1.400 millones y consolidó a la compañía como el segundo productor de petróleo del país, detrás de YPF.
La empresa es además accionista del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), cuya puesta en marcha está prevista para fines de 2026 y permitirá ampliar la capacidad de exportación desde la terminal en Río Negro.
Resultados operativos y financieros
En el último ejercicio, Vista destinó inversiones por US$ 1.331 millones y perforó y conectó 74 nuevos pozos de shale oil. El costo promedio por pozo se ubicó en US$ 12,1 millones.
La producción promedio anual alcanzó los 115.479 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representó un incremento del 66% respecto del año anterior. En el cuarto trimestre, la producción trepó a 135.414 boe/d, con un crecimiento interanual del 59%. La meta es superar los 140.000 boe/d antes de finalizar el trimestre en curso.
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El crecimiento estuvo apalancado tanto en el desarrollo de áreas históricas como en la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica a Petronas, cerrada en abril.
En términos financieros, los ingresos totales sumaron US$ 2.444 millones, un 48% más que el año previo. El EBITDA ajustado alcanzó los US$ 1.596 millones y la utilidad neta fue de US$ 719 millones, frente a los US$ 478 millones registrados en el ejercicio anterior.
Reducción de costos y proyección 2026
Uno de los ejes de la estrategia operativa fue la reducción de costos. El lifting cost promedio anual descendió a US$ 4,4 por barril equivalente y a US$ 4,1 en el cuarto trimestre. La compañía avanzó en eficiencia logística mediante abastecimiento de arena a menor distancia y mejoras tecnológicas en perforación y completación.
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El costo por pozo, que fue de US$ 12,1 millones en el segundo semestre de 2025, podría bajar a US$ 11,7 millones en 2026 si se consolidan las iniciativas en marcha.
Para 2026, Vista confirmó su guía de producción bajo un escenario de Brent a US$ 65. La empresa proyecta alcanzar los 140.000 boe/d y ejecutar entre 80 y 90 nuevas conexiones de pozos, con un capex estimado de entre US$ 1.500 y US$ 1.600 millones.