Cómo Bajada del Palo y La Amarga Chica impulsan el liderazgo de Vista en Vaca Muerta

El crecimiento de Vista Energy en Vaca Muerta durante los últimos años se apoya en una estrategia clara: concentrar inversiones, tecnología y desarrollo en los bloques de mayor potencial productivo. Esta decisión permitió a la compañía consolidar su posición como uno de los principales actores del shale argentino.

Según su último reporte de reservas, la mayor parte del volumen certificado se encuentra en cuatro áreas clave: Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica, Bajada del Palo Este y Aguada Federal. Estos activos explican buena parte del aumento en producción, reservas y valor económico de la empresa.

La concentración territorial no es casual. Vista priorizó zonas con alta productividad, infraestructura disponible y costos operativos competitivos. Este enfoque permitió acelerar el ritmo de perforación, optimizar el uso de equipos y mejorar la eficiencia en cada etapa del desarrollo no convencional.

Bajada del Palo Oeste se consolidó como el principal activo de la compañía. Con una superficie estratégica y un alto nivel de actividad, este bloque concentra el mayor volumen de reservas probadas y una parte significativa de la producción diaria de petróleo y gas.

La operación sostenida en esta área permitió incorporar nuevos pozos, aumentar la conectividad de pads y reducir tiempos de desarrollo. El resultado fue una mejora constante en los indicadores productivos y un impacto directo en los resultados financieros.

El rol estratégico de La Amarga Chica y Bajada del Palo Este

La Amarga Chica representa otro pilar fundamental del crecimiento de Vista en Vaca Muerta. Tras la adquisición de la participación de Petronas, la compañía fortaleció su presencia en uno de los bloques más productivos de la cuenca neuquina, sumando volumen, reservas y proyección de largo plazo.

Esta operación permitió integrar un activo de alta calidad geológica, con pozos de buen rendimiento y amplias posibilidades de expansión. La incorporación de La Amarga Chica reforzó la estrategia de crecimiento inorgánico y consolidó el posicionamiento regional de la empresa.

Por su parte, Bajada del Palo Este funciona como complemento natural de Bajada del Palo Oeste. La cercanía geográfica y las similitudes geológicas facilitan sinergias operativas, reducen costos logísticos y permiten una planificación integrada de las campañas de perforación.

La coordinación entre ambos bloques mejora la utilización de equipos, el transporte de insumos y el acceso a instalaciones de tratamiento. Esta integración territorial se traduce en una mayor productividad y en una mejor administración de los recursos disponibles.

Aguada Federal completa el mapa de activos estratégicos de Vista en Vaca Muerta. Aunque su volumen es menor en comparación con otros bloques, cumple un rol relevante en la diversificación productiva y en la expansión progresiva del portafolio no convencional.

Vista compró el 50% de la participación de Petronas en La Amarga Chica en Vaca Muerta.

Concentración productiva y proyección de largo plazo

La fuerte presencia en estos cuatro bloques permite a Vista sostener un crecimiento ordenado y previsible. Al concentrar inversiones en zonas de alto rendimiento, la empresa reduce riesgos exploratorios y maximiza el retorno de cada dólar invertido en desarrollo.

Esta estrategia también facilita la planificación de largo plazo. Con reservas consolidadas y una vida útil superior a una década, la compañía puede proyectar nuevos proyectos, definir cronogramas de perforación y negociar financiamiento con mayor respaldo técnico.

Además, la concentración en áreas clave fortalece la relación con proveedores, contratistas y gobiernos provinciales. La continuidad operativa genera empleo, impulsa el desarrollo local y consolida cadenas de valor asociadas a la industria energética.

Vista incrementó un 59% su producción en Vaca Muerta

Vista informó a los mercados que sus reservas probadas y estimadas de petróleo y gas al 31 de diciembre de 2025 totalizaron 588 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), que se tradujeron en un incremento interanual de 57%.

Las adiciones a las reservas probadas, tras la adquisición de los activos de Petronas en Vaca Muerta en abril pasado, fueron 255.1 MMboe, lo cual significó un índice de reemplazo de reservas de 605%. El índice de reemplazo de reservas de Vista excluyendo adquisiciones fue 260%.
Vista aumentó la producción en vaca Muerta

En su comunicado a la bolsa, Vista informó una actualización de sus métricas operativas. Durante el cuarto trimestre de 2025, la compañía alcanzó una producción diaria promedio de 135.414 barriles de petróleo equivalente por día, un 59% de incremento año contra año y un aumento del 7% respecto al trimestre anterior.

A su vez, registró una producción de crudo de 118.285 barriles de petróleo por día durante el trimestre, 8% por encima del trimestre anterior. Dicha producción fue impulsada por la inversión en pozos nuevos y las buenas productividades registradas. La compañía conectó 40 pozos nuevos durante el tercer y cuarto trimestre de 2025.

Vista Energy prevé un cierre de año aumentando su producción.

El mapa de Vista Energy

En abril del año pasado, la compañía que dirige Miguel Galuccio concretó la adquisición del 50% de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, se consolidó como el mayor productor independiente de crudo y el principal exportador de petróleo de la Argentina.

Días atras, Vista Energy dio otro gigantesco paso en su expansión al acordar la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por un pago inicial neto de las cesiones a YPF de 712 millones de dólares. Como resultado de la operación, la empresa incorporá una participación del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro.

La compañía acumula inversiones a la fecha por más de USD 6.500 millones en Vaca Muerta, y el acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que viene desplegando para el desarrollo de la formación.

Una vez completados los procesos legales en marcha y concretado el cierre de la transacción, que se estima para el segundo trimestre de 2026, Vista sumará aproximadamente 22.000 barriles equivalentes de petróleo por día, y llevará su producción total proyectada por encima de los 150.000 boe/d agregando. Además, sumará 54 millones de barriles equivalentes de reservas probadas. También, incorporaría 27.730 acres netos en el epicentro de Vaca Muerta y un robusto inventario de pozos, que reforzarán su posicionamiento en las zonas más productivas de la formación.

Se trata de activos que durante 2025 generaron un EBIDTA estimado en USD 269 millones y que suman flujo de caja positivo desde 2026 en adelante, apuntalando de manera directa los objetivos anunciados de generación de caja de la compañía. La transacción profundizará el perfil exportador de Vista.

Las áreas que lideran la producción en Vaca Muerta

Mes a mes, Vaca Muerta confirma que su expansión no se detiene. Diciembre volvió a marcar un nuevo récord para la producción petrolera argentina, con un total de 860.036 barriles diarios. Detrás de ese número aparecen áreas que funcionan como verdaderas locomotoras, que marcan una etapa de crecimiento constante y redefinen el mapa energético nacional.

El avance del shale se refleja en un incremento mensual del 1,54% y un salto interanual del 13,77%. La producción no convencional creció 2,36% respecto de noviembre y más de 31% en comparación con el mismo mes del año anterior. Estos datos confirman que el impulso central proviene de Vaca Muerta y de sus áreas más productivas.

En contraposición, el segmento convencional volvió a mostrar una tendencia descendente. En diciembre registró una leve baja mensual del 0,24% y una caída interanual del 12,01%. Este retroceso refuerza el cambio estructural que vive la industria, con el shale desplazando progresivamente a los yacimientos maduros.

El liderazgo de Vaca Muerta y sus áreas más productivas

Según los datos analizados por el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana continúa siendo el principal motor del petróleo argentino. El yacimiento operado por YPF alcanzó en diciembre una producción de 102.433 barriles diarios, equivalente al 11,91% del total nacional. Además, registró una suba mensual del 10,45%, consolidando su posición como el área más importante del país.

En segundo lugar aparece La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con 86.385 barriles diarios y una participación del 10,04%. Su crecimiento del 2,11% mensual refleja estabilidad operativa y eficiencia productiva, factores que le permiten sostenerse como uno de los pilares del desarrollo no convencional.

Bandurria Sur completa el podio de Vaca Muerta con 63.686 barriles diarios y una mejora del 3,35% respecto del mes anterior. Este bloque se consolidó como una de las áreas más relevantes del shale, combinando altos niveles de producción con una curva de crecimiento sostenida.

Más atrás, Bajada del Palo Oeste, operada por Vista Energy, registró 51.044 barriles diarios. Aunque mostró una baja mensual del 2,32%, sigue siendo una referencia dentro del desarrollo no convencional. Por su parte, La Angostura Sur I sorprendió con una suba del 12,11%, alcanzando los 34.333 barriles diarios.

Uno de los datos más destacados fue el ingreso de Bajo del Choique–La Invernada, de Pluspetrol, al top ten nacional. Con 22.580 barriles diarios y un salto mensual del 33,87%, se posicionó como una de las áreas de mayor dinamismo. A esto se suman El Trapial Este, de Chevron, y La Calera, también de Pluspetrol, ambas superando los 21 mil barriles diarios.

La nueva vida para el convencional.

El aporte del Golfo San Jorge en un contexto de transición

Aunque el protagonismo se concentra en Vaca Muerta, la Cuenca del Golfo San Jorge sigue teniendo un rol relevante en la producción nacional. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operada por Pan American Energy, produjo en diciembre 60.494 barriles diarios, con una suba mensual del 5,08%, representando el 7,03% del total país.

Este yacimiento continúa siendo el principal exponente del petróleo convencional argentino, mostrando capacidad de sostener volúmenes significativos en un contexto de madurez. Su desempeño permite amortiguar, en parte, el retroceso general del segmento tradicional.

En tanto, Manantiales Behr, operada por YPF, pero adquirido por Rovella Energy, alcanzó los 25.433 barriles diarios, con un crecimiento mensual del 2,81%. Aunque lejos de los niveles del shale, sigue siendo un activo relevante dentro de la cuenca.

Con Vaca Muerta como punta de lanza: Neuquén cruzó la barrera de los 600 mil barriles

La producción bruta de hidrocarburos de la provincia del Neuquén registró en diciembre de 2025 un nuevo récord histórico, consolidando la tendencia de crecimiento sostenido del sector energético provincial, de acuerdo con datos del Capítulo IV de la Secretaría de Energía de la Nación.

En el caso del petróleo, la producción alcanzó los 601.274 barriles diarios, superando la barrera de los 600 mil barriles por día. Esto representa un incremento del 1,85% respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento interanual del 28,62% en comparación con diciembre de 2024. En términos acumulados, la producción de petróleo de 2025 fue 24,7% superior a la registrada durante todo el año 2024.

El aumento mensual estuvo impulsado principalmente por una mayor producción en las áreas Loma Campana (+9.465 bbl/d), Bajo del Choique – La Invernada (+5.722 bbl/d), La Angostura Sur I (+3.715 bbl/d), Bandurria Sur (+1.900 bbl/d) y La Amarga Chica (+1.677 bbl/d).

El gas de Neuquén

Por su parte, la producción de gas natural alcanzó en diciembre los 90,81 millones de metros cúbicos diarios, lo que implica un incremento del 11,75% respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento del 10,41% interanual. En el acumulado enero–diciembre, la producción de gas fue 1,74% superior a la del mismo período de 2024.

El crecimiento mensual del gas se explicó principalmente por el aumento en las áreas Aguada Pichana Oeste (+2,58 MMm³/d), El Mangrullo (+2,41 MMm³/d), Fortín de Piedra (+2,11 MMm³/d), Sierra Chata (+0,8 MMm³/d) y Aguada Pichana Este (+0,66 MMm³/d).

En cuanto a la participación por tipo de producción, el petróleo no convencional representó el 96,96% del total, con 582.972 barriles diarios, mientras que el gas no convencional explicó el 90,73% de la producción total, alcanzando los 82,39 millones de m³ diarios. De ese volumen, el gas shale aportó 72,61 millones de m³ diarios (79,96%) y el gas tight 9,78 millones de m³ diarios (10,77%).

Estos resultados ratifican el rol estratégico de Neuquén como principal provincia productora de hidrocarburos del país y el liderazgo de los desarrollos no convencionales en la matriz energética nacional.

La producción de gas de YPF marcó el nivel más bajo en cinco años

La producción operada de gas de YPF alcanzó en octubre los 27,7 millones de metros cúbicos diarios, un nivel que representó una caída del 11,8% respecto de septiembre y del 9,4% frente al mismo mes de 2024. El volumen se ubicó como el registro más bajo para un mes de octubre en los últimos cinco años, según datos declarados ante la Secretaría de Energía.

El retroceso mensual estuvo vinculado a una baja estacional del consumo interno, que redujo la necesidad de despacho desde las áreas productoras. Aun así, la estructura de los principales bloques operados por la compañía permaneció estable, con movimientos en la posición relativa de cada área según su desempeño durante el período.

Las únicas áreas que mostraron incrementos frente a septiembre fueron desarrollos petroleros de Vaca Muerta, donde el gas asociado compensó parcialmente la caída general de los segmentos no convencionales y convencionales.

Cómo se compuso la producción de octubre

La Cuenca Neuquina volvió a concentrar la mayor parte del gas operado por YPF, con 25,6 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 92,33% sobre el total. La Cuenca del Golfo San Jorge aportó 1,44 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 5,21% del total, mientras que la Cuenca Austral sumó 682.647 metros cúbicos diarios y explicó el 2,46%.

El mercado del tight sigue cayendo.

Por tipo de recurso, el shale mantuvo su liderazgo con 15,7 millones de metros cúbicos diarios, lo que representó el 56,65% del total operado en el mes. El tight gas aportó 4,75 millones de metros cúbicos diarios y significó el 17,15%. La producción convencional alcanzó 7,26 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 26,20% del total.

De acuerdo con la información oficial, la producción de shale gas cayó 14,1% en octubre, mientras que el tight retrocedió 16% y el gas convencional disminuyó 2,83%. Estos movimientos contribuyeron al registro general del mes, marcado por la menor demanda estacional.

Las áreas que lideraron la producción de YPF

El top ten de bloques operados por YPF mostró una composición similar a la del mes previo. Loma La Lata – Sierra Barrosa encabezó el listado con 5,19 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 18,73% del total. Aguada de la Arena ocupó el segundo puesto con 3,49 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 12,32%.

Río Neuquén se ubicó tercera con 3,25 millones de metros cúbicos diarios, seguida por Loma Campana con 3,12 millones de metros cúbicos diarios. En quinto lugar quedó Rincón del Mangrullo con 2,74 millones de metros cúbicos diarios. Más atrás aparecieron Bandurria Sur (1,87 millones), La Amarga Chica (1,6 millones), La Angostura Sur I (972.000 metros cúbicos), El Orejano (768.000 metros cúbicos) y La Ribera Bloque I (520.000 metros cúbicos).

Con el impulso de Vaca Muerta, Vista Energy logra un salto del 52% en su EBITDA trimestral

Durante el tercer trimestre de 2025, Vista Energy consolidó su crecimiento en Vaca Muerta gracias a la alta productividad de los pozos en Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica, junto con una estrategia de eficiencia que sigue marcando el pulso del shale argentino.

En ese período, la producción total alcanzó 126.800 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), lo que representa un aumento del 7% respecto del trimestre anterior y un 74% interanual. Solo la producción de crudo promedió 109.700 barriles diarios, con incrementos similares trimestre a trimestre y año a año.

Más ingresos, menor costo y un EBITDA en alza

El EBITDA ajustado de Vista trepó a 472 millones de dólares, un 17% más que en el trimestre previo y un 52% superior en la comparación anual.
El lifting cost, que mide el costo de producción por barril, se ubicó en 4,4 dólares por boe, un 6% menor al de un año atrás, reflejando el impacto de la eficiencia alcanzada en los desarrollos.

Los ingresos totales sumaron 706 millones de dólares, un salto del 16% trimestral y del 53% respecto de 2024. En tanto, las inversiones ascendieron a 351 millones, impulsadas por la puesta en marcha de nuevos pozos. El resultado neto fue de 315 millones de dólares, con un beneficio por acción de 3 dólares.

Proyecciones de crecimiento en Vaca Muerta

De acuerdo con un informe de Fundación Contactos Petroleros, liderada por Luciano Fucello, Vista Energy se perfila como la segunda operadora con mayor actividad en Vaca Muerta durante 2025, con unas 3.100 etapas de fractura proyectadas, equivalentes al 11% del total nacional.

En el Foro Argentino de Inversiones, el CEO de la compañía, Miguel Galuccio, destacó el impacto del desarrollo de Vaca Muerta tanto para la empresa como para el país. “Comenzamos produciendo 24.000 barriles diarios con un EBITDA de 190 millones de dólares; hoy producimos 125.000 y proyectamos cerrar el año con 1.600 millones”, señaló.

El ejecutivo subrayó que Vista ya invirtió más de 6.000 millones de dólares en Argentina, y proyectó que para 2030 el sector energético aportará un superávit de 30.000 millones de dólares a la balanza comercial.

Vaca Muerta representa el 60% de la producción nacional. Pasamos de un déficit energético de 7.000 millones de dólares en 2012 a un superávit estimado de más de 7.000 millones este año, un cambio de 14.000 millones”, remarcó Galuccio.

Neuquén marca un nuevo récord histórico de producción de petróleo

La producción de petróleo en Neuquén alcanzó un nuevo récord histórico durante septiembre de 2025, con 566.967 barriles por día, según informó el Ministerio de Energía provincial. Este registro representa un incremento del 3,5% frente a agosto y una suba del 26,87% respecto del mismo mes de 2024, consolidando a la provincia como el corazón de la producción no convencional argentina.

Entre enero y septiembre de este año, la producción acumulada fue 22,88% superior a la del mismo período del año pasado. Este crecimiento sostenido responde, principalmente, a la expansión operativa en Bajada del Palo Oeste, que sumó 8.719 barriles diarios; La Amarga Chica, con 5.758; Aguada del Chañar, con 3.460; La Angostura Sur I, con 2.775; y Aguada Federal, con 2.522.

Caída en la producción de gas natural

Mientras el petróleo mantiene su ritmo ascendente, el gas natural mostró una caída significativa en septiembre, con una producción de 95,71 millones de metros cúbicos diarios. Esto implica una baja del 15,4% mensual y una variación interanual negativa del 7,72% frente a septiembre de 2024.

De todos modos, el acumulado anual se mantiene en terreno positivo, con un crecimiento del 2,16% entre enero y septiembre en comparación con el mismo lapso del año anterior. La merma mensual se atribuye principalmente a menores volúmenes en las áreas Fortín de Piedra (-3,82 MMm³/d), Aguada Pichana Este (-3,06 MMm³/d), Sierra Chata (-2,6 MMm³/d), El Mangrullo (-2,57 MMm³/d) y Aguada Pichana Oeste (-1,88 MMm³/d).

Actualmente, los no convencionales representan el 96,42% de la producción de crudo (546.664 barriles diarios) y el 89,24% del gas (85,41 millones de m³ diarios), confirmando el dominio de Vaca Muerta como fuente principal del crecimiento energético neuquino.

El 2026 de Neuquén

Tal como informó eolomedia, el nivel de actividad previsto para 2026 refuerza las expectativas de expansión en la cuenca neuquina. De acuerdo con un relevamiento de la Fundación Contactos Petroleros, dirigida por Luciano Fucello, las operadoras de Vaca Muerta alcanzarían las 28.000 etapas de fractura en 2025, lo que marcaría un aumento interanual del 22%.

Para dimensionar la magnitud del avance, la Fundación había estimado que 2024 cerraría con unas 24.000 fracturas, y según datos de eolomedia, hasta septiembre ya se habían superado las 18.000 operaciones. En apenas nueve meses, el sector superó el total de 17.814 fracturas registradas en 2024, evidenciando una aceleración sin precedentes en la actividad no convencional.

Con estos números, Neuquén se consolida como motor del desarrollo energético argentino, impulsado por la madurez técnica de sus yacimientos, el dinamismo inversor de las compañías y las perspectivas que abre el crecimiento exportador proyectado para los próximos años.

YPF usa su propio gas para fracturar en Vaca Muerta

YPF alcanzó un paso clave en la transformación energética de Vaca Muerta al concretar la primera fractura hidráulica abastecida íntegramente con GNC producido, despachado y transportado por la propia compañía. La iniciativa representa un ahorro significativo en el costo por pozo, gracias al reemplazo parcial de diésel por gas natural.

La operación se llevó a cabo en el bloque La Amarga Chica, donde la empresa utilizó un set de fractura bifuel capaz de funcionar con una combinación de gas y diésel. El abastecimiento provino de una estación de carga a granel recientemente inaugurada en Añelo, diseñada para garantizar un suministro seguro y continuo, consolidando un precedente para la industria del shale argentino.

El gas comprimido que utilizó YPF proviene directamente de su producción en Vaca Muerta. Tras ser procesado, es transportado al campo para alimentar la operación. Con este paso, la compañía no solo refuerza su liderazgo tecnológico, sino que también abre la puerta a un nuevo negocio: YPF Directo GNC, que podrá abastecer a otras operadoras, industrias sin acceso a gasoductos y al transporte pesado que opere con este combustible.

Innovación y eficiencia en fracturas

El uso de gas en fracturas se enmarca en la estrategia de optimización de YPF. Según reveló el presidente y CEO, Horacio Marín, la compañía alcanzó un récord al completar 401 etapas de fractura en un solo mes con un único set, lo que fue posible gracias a la eliminación de tiempos muertos, la implementación de fracturas simultáneas y el monitoreo en tiempo real desde el Real Time Intelligence Center.

“El logro refleja el compromiso de nuestro equipo y la apuesta permanente por la innovación. Alcanzamos 19 etapas de fractura en un solo día sin interrupciones”, señaló Marín en su cuenta de LinkedIn. Además, subrayó que la toma de decisiones en tiempo real permite una mayor precisión y eficacia en cada pozo.

Estos resultados refuerzan la posición de YPF como actor clave en la curva de aprendizaje de Vaca Muerta. La empresa no solo lidera en volúmenes de actividad, sino también en el diseño de nuevas prácticas que marcan tendencia en el shale argentino.

YPF, protagonista del fracking en Argentina

El liderazgo operativo de la compañía se confirma con las cifras. Solo en agosto, YPF completó 1.105 etapas de fractura, lo que representó el 51% de la actividad total en Vaca Muerta. En ese mismo mes, todas las operadoras sumaron 2.163 punciones, el tercer mejor registro del año.

Los datos de NCS Multistage muestran que las etapas de agosto marcaron un crecimiento del 20% respecto a julio, cuando se realizaron 1.793. En lo que va del año, ya se contabilizan 16.425 punciones, un 32% más que en el mismo período de 2024.

El informe de la Fundación Contactos Energéticos detalla que la actividad mensual fue en ascenso: 1.761 en enero, 1.978 en febrero, 1.960 en marzo, 2.214 en abril, 2.588 en mayo —máximo histórico para el shale— y 1.968 en junio. Estas cifras reflejan el ritmo que la industria proyectaba desde fines de 2024 y consolidan a YPF como la compañía que marca el rumbo en Vaca Muerta.

Vista Energy se afianza como la gran exportadora del shale argentino

Vista Energy se convirtió en sinónimo de expansión exportadora. En el segundo trimestre de 2025, la empresa dirigida por Miguel Galuccio destinó el 58% de sus ventas al mercado externo, consolidándose como el mayor exportador privado de petróleo del país.

El impulso provino de la producción récord de 118.000 barriles equivalentes diarios, con un salto interanual del 81%. En ese esquema, el bloque La Amarga Chica, adquirido a Petronas, resultó clave: aportó un tercio del total y abrió la puerta a un futuro aún más orientado al shale oil.

El informe de Sekoia Research destaca que Vista, a pesar de la caída de precios internacionales, logró transformar su perfil productivo en una plataforma exportadora de escala, menos dependiente del mercado interno y más protegida frente a los vaivenes regulatorios locales.

Exportaciones récord pese a los precios bajos

El segundo trimestre dejó cifras históricas en el comercio exterior. Las exportaciones de crudo aumentaron 131% frente a 2024, mientras que el crecimiento respecto al trimestre anterior fue del 56%. Con ello, Vista alcanzó ventas netas por 593 millones de dólares, de los cuales 345 millones provinieron del negocio exportador.

El dato no es menor: por primera vez desde la desregulación, el total de ventas domésticas de crudo se realizó a precios de paridad de exportación. En un contexto en que el Brent cayó un 21% interanual, Vista logró blindar sus ingresos con un esquema más competitivo y cercano al mercado internacional.

Los analistas de Sekoia remarcan que esta estrategia permite a Vista diferenciarse de competidores con fuerte dependencia del mercado local. El perfil exportador, además, le otorga una ventaja de flujo de divisas y la posiciona como un actor confiable para los mercados globales.

Vista Energy rescató ONs.

Shale oil: el motor del futuro de Vista

El crecimiento de Vista tiene un denominador común: el shale oil. El 88% de su producción en 2Q25 provino de formaciones no convencionales. Esto permitió reducir los costos de levantamiento a apenas 4,7 dólares por barril, menos de la mitad que en 2019.

La compañía no solo apuesta por la eficiencia, sino también por la escala. Con reservas probadas de 375 millones de boe, de las cuales dos tercios aún no se desarrollaron, Vista cuenta con un horizonte de casi 15 años de producción asegurada.

El futuro también está ligado a la infraestructura. La puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Sur, sumado a la ampliación de Oldelval, permitirá evacuar crecientes volúmenes de crudo hacia el Atlántico. Esto consolidará la estrategia exportadora y abrirá nuevos mercados en Asia y Europa, más allá del destino tradicional en Estados Unidos.

Oportunidades y riesgos en el camino

El salto exportador de Vista no está exento de desafíos. En 2025, el barril promedio se vendió a 62,2 dólares, un 13% menos que en 2024, lo que impactó en márgenes. Sin embargo, con un EBITDA ajustado de 405 millones y márgenes del 66%, la compañía mostró capacidad de sostener rentabilidad aún en ciclos bajos de precios.

El otro frente es financiero. Vista triplicó su deuda en un año, alcanzando 2.599 millones de dólares, tras emitir bonos internacionales y financiar adquisiciones estratégicas. Aunque el endeudamiento genera presión, Sekoia aclara que la relación deuda neta/EBITDA se mantiene en niveles razonables y que, con la integración plena de La Amarga Chica, incluso podría bajar.

En este contexto, el futuro luce promisorio: si los precios internacionales repuntan, Vista tiene la capacidad instalada para multiplicar exportaciones y seguir liderando el shale argentino. Su perfil exportador, combinado con costos ultracompetitivos, la ubica como una de las compañías con mayor proyección en América Latina.

Vista Energy marca un récord de 118.000 boe/d en Vaca Muerta

Vista Energy presentó este jueves los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79%. Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/den junio.

El plan de Vista

El EBITDA ajustado del período fue de 404.5 millones de dólares, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

Los ingresos totales alcanzaron los 610.5 millones de dólares, un 54% por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58% del total de ingresos netos.

La ganancia neta fue de 235.3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

El lifting cost fue de 4.7 USD/boe, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356.1 millones de dólares.

Vista compró el 50% de la participación de Petronas en La Amarga Chica

La apuesta por La Amarga Chica

Tal como informó eolomedia, el CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio calificó la operación como “transformadora” y aseguró que representa una mejora sustancial para el perfil financiero de la empresa. El acuerdo con Petronas implicó un desembolso combinado en efectivo, acciones y pago diferido.

Vista pagó 900 millones de dólares en efectivo, sumó un pago diferido de 300 millones sin intereses, y entregó 7,3 millones de acciones de la compañía. El valor presente neto total de la operación asciende a aproximadamente 1.300 millones de dólares. Según Galuccio, “es una transacción altamente rentable, con múltiplos acumulativos para nuestros accionistas”.

La Amarga Chica se encuentra en una zona estratégica, junto a Bajada del Palo Este, uno de los bloques más exitosos de Vista. Con esta operación, se incorporan 46.000 acres productivos, un inventario estimado de 200 nuevos pozos por perforar y una sólida plataforma de infraestructura y reservas.