Anatomía del incremento
Vista Energy cerró el segundo trimestre de 2026 con una producción total de 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), un 32% por encima del mismo período de 2025.
El petróleo trepó a 135.000 barriles por día, con un alza interanual del 33%. Es el primer balance que incorpora los activos que la compañía le compró a Equinor en Vaca Muerta.
Frente a los 134.741 boe/d de enero-marzo, el avance llega al 16%. El crudo explica 135.000 de los 156.000 boe/d: el 87% del volumen total.
Vista difundió los números este jueves, después del cierre del mercado.
Coyuntura y producción con los bloques de Equinor
La operación se anunció el 2 de febrero de 2026 y cerró el 7 de mayo. Vista tomó una participación no operada del 25,1% en Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro, dos áreas que opera YPF y en las que Shell retiene el 30% de Bandurria Sur.
La compañía que conduce Miguel Galuccio pagó u$s 712 millones: u$s 387 millones en efectivo por adelantado, ya con los ajustes impositivos incluidos, más 6.223.220 American Depositary Shares. A eso se sumaron u$s 131 millones por caja, deuda, capital de trabajo y otros ajustes habituales.
Los resultados de los dos bloques ingresan a los estados financieros desde el 1 de mayo, de modo que el balance reportado los computa por dos de sus tres meses. El 11 de mayo Vista actualizó su guidance 2026-2028 y su visión a 2030 para incorporarlos, con un supuesto de Brent de u$s 85 por barril para el resto de 2026, u$s 80 para 2027 y u$s 75 en términos reales de enero de 2026 desde 2028.
La diferencia entre un trimestre y otro suma 21.259 boe/d. Una porción de ese salto llega por vía contable. El cálculo descansa en las producciones que YPF informó por bloque para enero-marzo: Bandurria Sur aportó 82,3 mil boe/d al 100% y Bajo del Toro Norte, 5,4 mil boe/d.
Aplicadas las participaciones de Vista, la porción neta ronda los 22.600 boe/d a esas tasas, y computada por dos meses sobre tres promedia unos 15.000 boe/d. El desarrollo de los bloques operados aporta el resto.
El lifting cost cedió 4% interanual y subió contra marzo
El costo de extracción (lifting cost) quedó en u$s 4,5 por boe, un 4% por debajo de abril-junio de 2025. Frente a los u$s 4,3 por boe de enero-marzo, la métrica subió alrededor de 5%.
Las exportaciones de petróleo escalaron 54% interanual y alcanzaron 8,6 millones de barriles en el período, el 72% del volumen total de ventas de crudo de la compañía. El promedio equivale a unos 94.500 barriles por día embarcados. Desde la compra de los activos de Petronas, en abril de 2025, que le dieron el 50% de La Amarga chica, Vista reivindica el primer puesto entre los exportadores de crudo del país y entre los productores independientes.
Los ingresos totales sumaron u$s 1.150 millones, un 89% más que en abril-junio del año anterior. La petrolera atribuye la mejora a la mayor producción de hidrocarburos y al alza de los precios internacionales. El EBITDA ajustado escaló a u$s 805 millones, con un salto interanual del 99% y un margen del 70% sobre ingresos.
La utilidad neta llegó a u$s 322 millones, un 37% por encima del mismo período de 2025 y un 199% arriba de enero-marzo. Sobre aquellos u$s 107,7 millones, la ganancia casi se triplicó en tres meses.
Capex, caja y apalancamiento
Las inversiones totalizaron u$s 467 millones, destinadas sobre todo al avance de la perforación y la completación de pozos nuevos. Vista conectó 27 pozos durante abril-junio, cuatro más que los 23 del trimestre previo.
El flujo de caja libre, sin computar el pago de la adquisición de los activos de Equinor, arrojó u$s 491 millones. La compañía lo explica por la mayor generación de EBITDA ajustado y por una mejora en el capital de trabajo.
Al cierre del período el ratio de apalancamiento neto quedó en 1,41 veces EBITDA ajustado. Sobre base proforma, con los últimos doce meses de resultados de los activos adquiridos, bajó a 1,25 veces. Los dos números miden lo mismo con distinta ventana: el proforma cuenta doce meses de Bandurria Sur y Bajo del Toro; el balance de hoy cuenta dos.