Análisis pormenorizado
Vista Energy publicó el lunes 11 de mayo, antes de la apertura del mercado de Nueva York, el hecho relevante con la actualización de sus proyecciones financieras para el período 2026-2028 y su visión al 2030, luego de haber consolidado contablemente desde el 1 de mayo los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro adquiridos a Equinor.
La compañía que conduce Miguel Galuccio elevó simultáneamente sus metas de producción, EBITDA, free cash flow y retorno sobre el capital empleado, en un escenario que asume una curva de precios del crudo descendente para los próximos tres años.
La actualización confirma que Vista Energy proyecta producir más de 160.000 barriles de petróleo equivalente por día a partir de mayo y promediar el ejercicio 2026 en torno a los 158.000 boe/d.
La meta para 2028 quedó en 208.000 boe/d, un 16% por encima del objetivo previo, y la visión al 2030 pasó de 200.000 a 250.000 boe/d. El EBITDA ajustado proyectado para 2026 es de u$s 3.000 millones, un 58% superior al guidance original de u$s 1.900 millones que Galuccio había presentado en noviembre pasado ante los inversores.
El free cash flow acumulado 2026-2028 sube a u$s 2.800 millones, un 87% superior a la estimación previa de u$s 1.500 millones, y el FCF recurrente al 2030 fue elevado a u$s 2.000 millones anuales, un 33% por encima del target anterior.
El conjunto de proyecciones llega cinco días después del cierre formal de la operación con Equinor, anunciado mediante hecho relevante del 7 de mayo. Vista pagó u$s 712 millones por el 25,1% de Bandurria Sur y el 35% de Bajo del Toro: u$s 387 millones en efectivo con tax gross-ups, la entrega de 6.223.220 American Depositary Shares de la serie A, y u$s 131 millones adicionales en concepto de caja, deuda, capital de trabajo y otros ajustes habituales de cierre.
El repago de Equinor: punto clave
Durante el earnings call del primer trimestre, el 30 de abril, Galuccio había anticipado en una respuesta a Michael Furrow, de Pickering Energy Partners, que el CapEx asociado a los activos comprados a Equinor sería de aproximadamente u$s 200 millones, y que la consolidación elevaría el guidance preliminar de EBITDA 2026 a u$s 3.000 millones desde los u$s 2.600 millones reformulados días antes. El delta de u$s 400 millones en ocho meses de consolidación —desde el 1 de mayo al 31 de diciembre de 2026— equivale a un EBITDA anualizado del orden de u$s 600 millones aportado por los nuevos activos.
Sobre la base de un valor total efectivamente abonado de u$s 843 millones (los u$s 712 millones del precio de compra más los u$s 131 millones de ajustes), la aritmética simple del repago se ubica en el rango de los 17 meses. Pero hay un elemento que el propio CEO sumó durante el call: los 20.000 barriles diarios netos a working interest de Vista que aportan Bandurria Sur y Bajo del Toro pueden tener algo de upside en los próximos trimestres.
Bandurria Sur, que en el primer trimestre produjo 82.300 boe/d al 100% del bloque, ya migró su mix de hidrocarburos hacia el 100% de shale oil entre el tercer trimestre de 2025 y el primero de 2026, una señal de que la curva de declino de pozos verticales convencionales se compensa con el ramp-up de los laterales horizontales largos. Si Bandurria Sur escala a 25.000 boe/d a working interest de Vista, el EBITDA anualizado de los activos Equinor se acerca a los u$s 750 millones y el repago efectivo se reduce al rango de los 14 meses.
Es uno de los retornos más rápidos registrados en una operación M&A en Vaca Muerta. La transacción se inscribe en una sucesión de movimientos donde compañías internacionales transfieren posiciones no operadas a operadores domésticos con escala creciente: Petronas a Vista en 2025, Equinor a Vista y a YPF en 2026.
La curva Brent descendente, el dato a tener en cuenta
El segundo elemento de la actualización es el conjunto de premisas de precio del crudo que el modelo Vista asume para los próximos tres ejercicios. Las cifras finales del guidance se construyen sobre una curva Brent descendente —u$s 85 por barril para el período abril-diciembre de 2026, u$s 80 para 2027 y u$s 75 para 2028— que refleja el strip de los futuros del mercado y no un escenario flat optimista.
La premisa es exigente en un contexto donde el conflicto en Medio Oriente llevó el Brent a niveles cercanos a u$s 90 durante el segundo trimestre.
Aun bajo esa premisa de precios decrecientes, Vista proyecta un retorno sobre el capital empleado del 25% para el período, por encima del 20% del guidance original. El EBITDA crece a un ritmo aproximado del 10% anual entre 2026 y 2028.
La explicación se encuentra en el efecto combinado de tres palancas que la compañía controla del lado operativo: la escala incremental de la producción, que pasa de 158.000 boe/d en 2026 a 208.000 boe/d en 2028, un crecimiento del orden del 32% acumulado; la estructura de costos, con lifting cost reafirmado en u$s 4,30 por barril equivalente y un costo de perforación y completación de u$s 11,7 millones por pozo a 2.800 metros de lateral; y la eficiencia de la fábrica de pozos, que pasa de un ritmo de 80 a 90 conexiones anuales declarado en el guidance previo a un rango de 100 a 110 pozos por año en el actualizado.
La sensibilidad operativa que Galuccio describió durante la presentación de resultados provee la herramienta cuantitativa para entender la matemática del modelo. Cada u$s 10 de variación del Brent durante un período de tres trimestres equivale a aproximadamente u$s 275 millones de EBITDA y u$s 250 millones de free cash flow para el ejercicio anual.
Con esa regla, el EBITDA u$s 3.000 millones a u$s 85 Brent en 2026 se traduce, en un escenario con Brent u$s 75 en 2028, en una proyección de partida cercana a u$s 2.450 millones, pero la expansión de producción a 208.000 boe/d compensa el viento de cara del precio y sostiene el margen.
La “fábrica” de pozos en zona de aceleración
La aritmética del CapEx también acompaña el salto. La inversión 2026 quedó en u$s 1.800 millones, un 12,5% por encima del guidance original presentado en noviembre. El acumulado del trienio 2026-2028 se ubicó en u$s 5.600 millones, un 17% superior. Si se descuenta el costo declarado de drilling y completación —los u$s 11,7 millones por pozo que Galuccio ratificó en el earnings call para Bajada del Palo Oeste a 2.800 metros de lateral—, el rango de 100 a 110 pozos anuales implica un desembolso del orden de u$s 1.170 a 1.290 millones solo en D&C. El saldo restante cubre facilities, infraestructura de evacuación, sustaining capital y workovers.
La capa operativa que sostiene el plan tiene anclas concretas. Bandurria Sur incorporó al portafolio Vista 210 pozos en producción al cierre del primer trimestre. Bajo del Toro suma otros 23 pozos. Los bloques operados —Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y La Amarga Chica, donde Vista pasó al 50% tras la adquisición a Petronas en 2025— continúan en ramp-up.
La Amarga Chica pasó de 38.000 a 48.000 barriles diarios netos. Y los dos bloques nominados para el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones —Aguada Mora y Bandurria Norte, cuya documentación Vista estima presentar hacia fines del segundo trimestre— quedan disponibles para acelerar el cronograma si la aprobación del Comité Evaluador llega en el segundo semestre.
La lectura (muy positiva) del mercado
La actualización del guidance fue acompañada por una revisión al alza de los precios objetivo de los bancos de inversión que cubren el papel. UBS llevó su precio objetivo a u$s 87 por acción desde u$s 86. JPMorgan ya había realizado en abril un salto de u$s 69 a u$s 89, una mejora del 29% que anticipaba la magnitud del cambio. Goldman Sachs había elevado su target a u$s 66,90 desde u$s 53,20 a comienzos de marzo, con recomendación de compra.
Hacia el horizonte 2030, la matemática del salto se vuelve más nítida. Una producción de 250.000 barriles diarios equivale a un crecimiento del orden del 92% respecto del nivel registrado en la segunda mitad de 2025, cuando Vista producía 130.000 boe/d previo a las adquisiciones. La compañía pasa de ser una operadora pure-play orgánica a una consolidadora con escala que reclama, en su plan, un free cash flow recurrente de u$s 2.000 millones anuales hacia el final de la década.