La petrolera Vista Energy anunció que avanzará con la presentación de dos proyectos de upstream al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), enfocados en los bloques Águila Mora y Bandurria Norte, en Vaca Muerta. La decisión forma parte de una estrategia para adelantar desarrollos clave y fortalecer su perfil exportador de crudo.
El anuncio fue realizado por el presidente y CEO de la compañía, Miguel Galuccio, durante la presentación de resultados del primer trimestre. Allí confirmó que la documentación será elevada hacia el cierre del segundo trimestre, con el objetivo de acceder a beneficios fiscales que permitan acelerar inversiones originalmente previstas para la próxima década.
Según explicó Galuccio, el RIGI mejora significativamente la rentabilidad de proyectos aún no desarrollados, habilitando un despliegue de capital más temprano. Sin este esquema, el desarrollo intensivo de estas áreas habría sido postergado hasta cerca de 2030.
En paralelo, la compañía evalúa el potencial del bloque Bajo del Toro, recientemente incorporado tras la operación con Equinor. En ese caso, una eventual presentación al RIGI dependería de YPF, operador del área.
Vista también revisó al alza sus proyecciones productivas para 2026. La meta pasó de 140.000 a 143.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), impulsada por una mayor productividad por pozo y un contexto internacional de precios más favorable. Este ajuste representa más de un millón de barriles adicionales en el año, con destino principalmente exportador.
Resultados sólidos en el primer trimestre
Durante el primer trimestre, la compañía alcanzó una producción total de 134.741 boe/d, lo que implica un crecimiento interanual del 67%. Este desempeño se explica, en parte, por la integración del 50% del bloque La Amarga Chica y por un sostenido ritmo de perforación en sus áreas operadas.
En el plano financiero, Vista registró ingresos por US$ 694,3 millones, un 58% más que en igual período del año anterior. El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 450,8 millones, con un margen del 65%, reflejando una operación eficiente y una estructura de costos optimizada.
El costo de extracción se redujo a US$ 4,3 por barril, un 8% menos interanual, mientras que los gastos comerciales cayeron un 41%. Estos indicadores evidencian mejoras en la eficiencia operativa y en la logística de evacuación de crudo desde la Cuenca Neuquina.
En cuanto al perfil exportador, el 64% de los ingresos provinieron de ventas externas, totalizando US$ 431 millones. Este desempeño se apalancó en una inversión de US$ 391,2 millones durante el trimestre, destinada a la perforación de 19 pozos, la conexión de 23 nuevas unidades y obras de infraestructura clave para sostener el crecimiento de la producción.
Fuente: Econojournal/Redacción TE.
