Previo a la reciente compra de un activo clave de Petronas, Vista cerró el primer trimestre con un salto de producción y de ingresos en Vaca Muerta
Actualidad24/04/2025
Vista Energy, la compañía fundada y dirigida por Miguel Galuccio, presentó hoy al mercado los resultados del primer trimestre del 2025 en el cual registró un 47% de aumento en su producción total de hidrocarburos focalizada en la formación no convencional de Vaca Muerta, con respecto al mismo período del año pasado, lo que le permitió sumar ingresos un 38% superiores.
Pero más allá de los resultados del inicio del año, la empresa acaba de protagonizar uno de los acuerdos más relevantes del sector de hidrocarburos al anunciar la adquisición de la participación de la malaya Petronas en el bloque La Amarga Chica, con lo que se convierte en el mayor productor independiente de petróleo del país.
Esa operación, permitirá consolidar a la empresa como la segunda operadora del país, sólo por detrás de YPF, y posiblemente convertirse este 2024 en el primer exportado de crudo de la Argentina desde Vaca Muerta, ante la retracción prevista por YPF a raíz de su desinversión en los campos maduros, lo que obligará a compensar esa merma temporal de producción.
Así, logrará una producción diaria de hidrocarburos a 120.000 barriles equivalentes de petróleo hacia finales del año, en una formación en la que lleva invertidos más de u$s6.000 millones desde el inicio de sus operaciones en 2018.
Vista, en la previa del acuerdo por Petronas había promediado una producción promedio del 1T 2025 de 80,9 barriles equivalenetes diarios (boe/d), un incremento del 47% interanual, que reflejó la performance del shale con la conexión de 49 pozos nuevos en los últimos doce meses.
En términos secuenciales, la producción disminuyó un 5% contre el 4T de 2024, dado que la compañía retrasó la actividad para optimizar el uso de la ampliación del oleoducto Oldelval y minimizar el transporte por camiones.
Vista y un fuerte salto de producción en Vaca Muerta
La producción de crudo de la compañía de Galuccio fue 69,6 bbl/d durante 1T 2025, un incremento interanual del 47% y una disminución del 5% comparada con 4T 2024, en tanto que la producción de gas natural fue de 1.70 MMm3/d, un aumento del 42% año a año y una disminución del 6% comparada con el 4T 2024.
A partir de este desempeño productivo, los ingresos totales del primer trimestre de 2025 ascendieron a u$s438,5 millones, es decir un 38% por encima del mismo período de 2024, impulsados principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo. Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas alcanzaron los u$s222.3 millones, equivalentes al 53% del total.
Finalmente, el Ebitda ajustado fue de u$s275.4 millones, lo que representó un incremento interanual del 25%, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción. Como parte de esa performance, el dato clave para la industria fue que el lifting cost en el primer trimestre del año fue de u$s4,7 por barril equivalente de petróleo, sin variaciones respecto al trimestre anterior.
Las inversiones totales de Vista durante el 1T 2025 fueron u$s268,5 millones, de los cuales la compañía invirtió u$s204 millones en la perforación, completación y reintervención de pozos en Vaca Muerta -principalmente en la perforación de 16 pozos y la completación de 10 pozos-, otros u$s49 millones en instalaciones de superficie y u$s15 millones en estudios, proyectos de IT y otras inversiones.
La compra de un activo clave de Petronas
El 15 de abril, Vista anunció la compra del 100% del capital social de Petronas E&P Argentina, que posee una participación del 50% en la concesión no convencional de hidrocarburos La Amarga Chica, ubicada en Vaca Muerta y en la que YPF es socia con el otro 50%.
El precio de compra de la operación se compone de u$s900 millones en efectivo ya acreditados, otros u$s300 millones en pagos diferidos en efectivo sin interés y la cesión de 7,3 millones de las acciones serie A de Vista.
La Amarga Chica se extiende a lo largo de 46,594 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, al 31 de diciembre de 2024, contaba con 247 pozos en producción, y al cierre del último trimestre produjo 79,543 boe/d (al 100% de participación), de los cuales 71,471 bbl/d fueron de petróleo.
Vista estimó que el bloque podría tener potencialmente 400 nuevas locaciones de pozos por perforar en su inventario al 100% de participación, pero además la compañía malaya contaba con una importante capacidad de transporte y despacho en instalaciones de midstream.
En los oleoductos Oldelval transfirió un total de 36.140 bbl/d compuesto por capacidad open access para 18.806 bbl/d y capacidad de transporte contratada en Duplicar para 17.334 bbl/d. En el oleoducto Vaca Muerta Norte, la capacidad de transporte contratada es de 20,756 bbl/d, y en la termin al de Oiltanking la capacidad de despacho con destino de exportación es de 27,080 bbl/d.
La petrolera noruega acordó la venta de sus activos onshore en Vaca Muerta a Vista Energy en una operación valuada en hasta US$ 1.100 millones, que incluye pagos contingentes. La decisión se inscribe en la reconfiguración global del portafolio de Equinor y refuerza el proceso de consolidación del shale argentino.
El precio del petróleo Brent volvió a ocupar el centro de la escena durante la última semana de enero, con una dinámica volátil pero claramente alcista, impulsada más por factores geopolíticos que por cambios estructurales en los fundamentos del mercado.
La compañía transfirió su unidad de workover y pulling en Chubut y Santa Cruz. La compra quedó en manos de un grupo encabezado por Pablo Pires, con participación de ex directivos de Aconcagua Energía. El monto se mantuvo bajo reserva.
El Gobierno nacional redefinió el esquema de derechos de exportación para el petróleo crudo de yacimientos convencionales: retención cero con Brent hasta USD 65, 8% desde USD 80 y una alícuota móvil en el medio. La medida se alinea con el programa neuquino de alivio fiscal y busca frenar el declino de áreas maduras, sostener empleo e incentivar inversión… con un punto crítico: la letra chica operativa que deberá definir Energía.
La adjudicación a una empresa india para la provisión de caños de un gasoducto estratégico reabrió el debate sobre el modelo de desarrollo energético: exportar más a menor costo o fortalecer la industria nacional como parte del salto productivo.
El Decreto 26/2026 modifica el mecanismo de traslado del precio del gas a los usuarios, crea un sistema de compensaciones estatales y consolida el “Precio Anual Uniforme” como eje del nuevo modelo tarifario. La medida se integra al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados y reconfigura la relación entre producción, mercado y tarifas.
El crecimiento a dos dígitos del shale neuquino permitió alcanzar nuevos máximos de producción en 2025, pero detrás del récord se profundiza la crisis de las cuencas tradicionales, con caídas generalizadas en petróleo y gas.
La operación incluye un swap estratégico de bloques no convencionales y apunta a consolidar áreas clave para el crecimiento energético y el proyecto Argentina LNG.
La colocación se realizó con un rendimiento del 8,10% (cupón 8,25%), fuerte sobredemanda del mercado y una mejora directa en el perfil de vencimientos de la compañía.
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El ingeniero industrial asumió el cargo este 3 de febrero en reemplazo de Daniel Ridelener, quien lideró la compañía durante más de tres décadas y fue clave en su desarrollo desde la privatización del sistema de transporte de gas.