Miguel Galuccio proyecta inversiones anuales entre 1500-1600 millones de dólares en el período 2026/2028, con 80 a 90 pozos por año, producción objetivo de 180.000 barriles equivalentes por día y un resultado operativo ajustado de 2800 millones de dólares en 2028. La estrategia combina más exportación y una baja relevante de costos de perforación y completación apoyada en logística de arena y tecnología.

Vista presentó una hoja de ruta de crecimiento que se financia con su propia generación de fondos. El plan eleva la producción desde 114.000 a 180.000 barriles equivalentes por día entre 2025 y 2028. Para llegar, la compañía prevé perforar y completar entre 80 y 90 pozos cada año durante el período 2026/2028, con un nivel de inversión anual comprendido entre 1500/1600 millones de dólares. Ese despliegue se apoya en equipos de perforación y completación disponibles, capacidad de tratamiento y de transporte asegurada, y salidas firmes por oleoducto orientadas al mercado externo. El resultado operativo ajustado proyectado asciende a 2800 millones de dólares en 2028, bajo un escenario de precio internacional del crudo tipo Brent entre 65/70 dólares por barril en términos reales, y con generación de caja libre acumulada en el trienio que ronda 1500 millones de dólares.

El componente exportador es el eje comercial del plan. Vista apunta a duplicar sus ingresos por exportación en los próximos tres años y a aumentar la proporción de crudo exportable desde un nivel cercano a 60% hasta aproximadamente 75% hacia 2028. Para respaldar esa meta, la compañía ya cuenta con capacidad firme de transporte por oleoducto del orden de 194.000 barriles por día y con capacidad de tratamiento de 178.000 barriles por día. Más exportación significa un mejor precio neto efectivo por barril luego de costos de transporte y descuentos, menor dependencia del mercado doméstico y mayor resiliencia frente a ciclos de precios.

Del lado del inventario, la empresa informa 1653 pozos entre los que ya producen y los listos para perforar, lo que asegura cerca de una década de actividad con punto de equilibrio por debajo de 45 dólares por barril. Ese inventario se expandió por dos vías: por un lado, adquisiciones recientes; por otro, un piloto de dos pozos en un área con fallas estructurales en Bajada del Palo que habilitó 180 ubicaciones adicionales, demostrando productividades promedio de 55.000 barriles acumulados a 45 días. En términos prácticos, Vista no solo suma volumen: amplía las zonas de desarrollo rentable dentro de su portafolio.

El frente de costos es donde el plan marca la diferencia. Vista estima una reducción de 23% en el costo por pozo de perforación y completación entre 2024/2028, normalizada a un diseño típico con lateral de 2800 metros y 47 etapas de fractura hidráulica. Las palancas son concretas. Primero, el paso de arena seca en cajas a arena húmeda a granel, que elimina el secado, simplifica la logística y baja fletes y tiempos de espera. Segundo, la reubicación de la planta de procesamiento de arena cerca del centro operativo de completación y el abastecimiento desde minas de cercanía. Tercero, un esquema de contratación que desagrega paquetes de servicios para capturar mejores precios en cada renglón, acompañado por renegociaciones de flota de fractura, de químicos y de la columna de revestimiento del pozo. Cuarto, mejoras tecnológicas como bombas con menor consumo de diésel y perforación direccional operada de forma remota. Solo en el rubro arena, el documento muestra una baja cercana a 12% entre el primer y el segundo semestre de 2025, equivalente a unos 200.000 dólares por pozo, y, con la planta relocalizada, una reducción que llega a 23% en 2026, del orden de 400.000 dólares por pozo. Traducido al terreno, hay menos camiones, menos esperas en locación y menos dólares por cada etapa bombeada.

A esa ingeniería de costos se suma una herramienta propia basada en inteligencia artificial que opera desde marzo de este año y permite ajustar en tiempo real el diseño de la estimulación durante las completaciones. Con ese sistema, Vista informa que reduce las etapas perdidas a menos de 1%, evita en promedio una etapa que se dispara en consumo sin traducirse en producción por pozo, y ahorra alrededor de 150.000 dólares por pozo. Además, la analítica contribuye a identificar y mitigar interferencias de presión entre pozos nuevos y pozos existentes, un tema cada vez más relevante a medida que crece la densidad de plataformas de perforación.

El plano financiero completa la foto con tres mensajes: márgenes operativos ajustados que promedian en torno a 65% bajo el escenario de precios de referencia, un retorno sobre el capital empleado superior a 20%, y una generación de caja libre acumulada en el trienio 2026/2028 del orden de 1500 millones de dólares. El endeudamiento proyectado se mantiene bajo control con metas de desapalancamiento hacia 2028, de modo de preservar la autofinanciación del crecimiento y dejar espacio para devoluciones de efectivo al accionista o para fusiones y adquisiciones que sumen sinergias cuando el ciclo lo permita. En paralelo, la compañía sostiene una agenda ambiental y de seguridad con tasas de incidentes registrables por debajo de 1 desde 2020 y una plataforma de créditos de carbono que persigue igualar en 2026 las emisiones residuales de los alcances 1 y 2 con proyectos propios.

Como toda planificación seria, el documento también reconoce fronteras y riesgos. El plan se apoya en supuestos de precio del crudo que pueden variar, depende de la logística de insumos críticos como arena y químicos, de la última milla hacia las locaciones, y de la capacidad de evacuación por oleoductos y puertos. También necesita un marco regulatorio que permita capturar el valor exportador, especialmente en materia de derechos de exportación y acceso a divisas. A pesar de ello, Vista llega a esta etapa con inventario ampliado y probado, contratos y equipos listos, infraestructura comprometida y un conjunto de palancas operativas ya en ejecución. El mensaje de fondo, si uno mira el conjunto, es consistente: más pozos, mayor proporción de exportación y menor costo por pozo para sostener márgenes y caja en la fase 2026/2028. Para una cuenca como Vaca Muerta, donde cada dólar por barril cuenta, esa combinación de escala operativa, logística afinada de arena y tecnología aplicada marca la diferencia entre crecer y consolidar.