Vista Energy analiza aplicar al RIGI en Vaca Muerta y proyecta mayor inversión con menores costos

Vista Energy analiza aplicar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en sus proyectos 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 no convencionales como offshore.

La compañía evalúa encuadrar bajo el RIGI los bloques Bandurria Norte y Águila Mora, además del área exploratoria Bajo del Toro, recientemente adquirida a la noruega Equinor. La ampliación del régimen podría mejorar la tasa interna de retorno de proyectos intensivos en capital, en un contexto de precios internacionales del Brent en torno a los US$ 65 por barril.

Bajo del Toro aparece como el activo con mayor potencial dentro del portafolio reciente. Una vez obtenida la aprobación regulatoria pendiente en Chile, prevista antes de finalizar mayo, Vista proyecta ampliar infraestructura y ductos para evacuar shale oil, apalancando el crecimiento exportador.

Durante 2025, el 61% del volumen de petróleo comercializado por la empresa se destinó a exportación, con 22,2 millones de barriles vendidos a paridad internacional, generando ingresos por más de US$ 1.400 millones. Este desempeño consolidó a Vista como el segundo productor de petróleo del país, detrás de YPF.

La firma es además accionista del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), cuya puesta en marcha prevista para fines de 2026 ampliará la capacidad de evacuación desde la terminal en Río Negro.

En el último ejercicio, Vista invirtió US$ 1.331 millones y perforó y conectó 74 nuevos pozos de shale oil, con un costo promedio de US$ 12,1 millones por pozo. La producción anual promedió 115.479 barriles equivalentes por día (boe/d), un 66% más que el año anterior.

En el cuarto trimestre, la producción alcanzó 135.414 boe/d, con un crecimiento interanual del 59%, y la meta es superar los 140.000 boe/d en el corto plazo. Parte de ese salto estuvo vinculado a la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica a Petronas.

En términos financieros, los ingresos totales ascendieron a US$ 2.444 millones, un 48% más que el año previo. El EBITDA ajustado fue de US$ 1.596 millones y la utilidad neta alcanzó US$ 719 millones.

Uno de los pilares de la estrategia fue la reducción de costos. El lifting cost promedio bajó a US$ 4,4 por barril equivalente en el año y a US$ 4,1 en el cuarto trimestre. La optimización logística —incluido el abastecimiento de arena a menor distancia— y mejoras tecnológicas en perforación y completación permitieron fortalecer la competitividad.

Para 2026, bajo un escenario de Brent a US$ 65, Vista proyecta ejecutar entre 80 y 90 nuevas conexiones de pozos y alcanzar una producción cercana a 140.000 boe/d, con un capex estimado entre US$ 1.500 y US$ 1.600 millones. El eventual encuadre bajo el RIGI podría reforzar esa hoja de ruta y acelerar el desarrollo de activos estratégicos en la Cuenca Neuquina.