Etiqueta: Vista Energy

  • Argentina: Morgan Stanley destaca las inversiones en oil & gas y advierte sobre riesgos regulatorios

    Argentina: Morgan Stanley destaca las inversiones en oil & gas y advierte sobre riesgos regulatorios

     

    El sector energético de Argentina sigue atrayendo la atención de inversores internacionales, especialmente de Morgan Stanley, que recientemente destacó el potencial del país en este mercado.

    Un informe publicado por la agencia Bloomberg señala que a pesar de una reciente toma de ganancias en las acciones petroleras, el banco estadounidense subrayó que aún existen oportunidades interesantes en el mercado, particularmente en empresas vinculadas al petróleo, aunque con un enfoque más cauteloso hacia los activos regulados, como aquellos asociados al gas.

    Según un informe de Morgan Stanley, las acciones petroleras argentinas han mostrado un rendimiento excepcional en los últimos dos años, con un crecimiento promedio del 160%.

    «Este crecimiento ha sido impulsado por un entorno macroeconómico y político favorable, así como por fundamentos sólidos en la industria del petróleo y gas, lo que ha superado a los índices bursátiles regionales y a las materias primas», detalla el informe.

    Sin embargo, las acciones de las principales compañías energéticas del país han experimentado una caída cercana al 30% desde su punto más alto. A pesar de este retroceso, los analistas de Morgan Stanley interpretaron este movimiento como una toma de ganancias y no como una señal de un cambio estructural negativo en el sector.

    En un contexto de mejora económica, Morgan Stanley ha reducido su estimación de la prima de riesgo país de 1.200 a 600 puntos básicos, respaldado por la desaceleración de la inflación, el superávit fiscal y la desregulación de mercados.

    Estos factores contribuyen a una perspectiva más favorable para el sector energético argentino, aunque el banco también advirtió sobre posibles riesgos derivados de un deterioro inesperado del entorno macroeconómico o una caída en la aprobación del gobierno.

    Dentro de las principales compañías argentinas en el sector energético, Morgan Stanley destacó a Vista Energy como una de las mejores apuestas de inversión. La empresa, con una fuerte presencia en Vaca Muerta, proyecta un crecimiento del 15% en la producción de petróleo durante los próximos cinco años, lo que la convierte en una opción atractiva para los inversores interesados en el petróleo no convencional.

    Como resultado de este análisis, el banco ajustó su modelo de valuación, elevando su precio objetivo de u$s61 a u$s72 por ADR, aunque moderando las expectativas alcistas previas.

    También Morgan Stanley otorgó una valoración positiva a YPF, destacando su estrategia de crecimiento en la producción de shale en Vaca Muerta. Aunque la compañía enfrenta ciertos desafíos en cuanto a la asignación de capital en el mediano plazo, se encuentra bien posicionada para acelerar sus inversiones en petróleo no convencional tras completar su desinversión en activos convencionales.

    Sin embargo, las inversiones en gas natural licuado (GNL) podrían limitar la conversión del flujo de caja libre en dividendos futuros. El banco mantuvo un precio objetivo de u$s45 por ADR para YPF.

    Morgan Stanley también destacó el potencial de crecimiento de Pampa Energía, especialmente con su proyecto de petróleo no convencional en Rincón de Aranda.

    No obstante, la evolución de las tarifas en los segmentos de generación y transmisión eléctrica será un factor clave para determinar el desempeño futuro de la compañía. Los riesgos regulatorios siguen siendo una preocupación para los analistas.

    Por otro lado, Morgan Stanley adoptó una postura más cautelosa respecto a Transportadora Gas del Sur (TGS), considerándola un activo defensivo en el mercado de gas debido a su rol en los servicios de midstream. Sin embargo, el banco advirtió sobre los riesgos derivados de la regulación en el sector del gas, especialmente debido a tarifas históricamente congeladas que afectan su EBITDA.

     

    , , , , , , , , , , , ,

  • Industria: hacia dónde van las principales petroleras del país

    Industria: hacia dónde van las principales petroleras del país

     Esta semana se conocieron algunos movimientos en el mercado petrolero que nos permiten proyectar como se está reconfigurando esta actividad en Neuquén para los próximos años. Por una parte, tenemos a YPF, la operadora que más invierte en Neuquén, que presentó los resultados del 2024 y a quien este lunes, el gobierno neuquino le otorgó cuatro concesiones no convencionales. Por otra parte, en la CERA Week, en Houston, tuvimos algunas pistas sobre los planes de algunas de las petroleras más importantes que operan en Argentina. Cuando hacemos un poco de historia reciente, podemos ver que las operadoras con gerenciamiento nacional más importantes del país se están concentrando en el no convencional en Neuquén. Veamos porque creo esto.

       A comienzo de la semana, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén otorgó cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales a YPF: las áreas Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II. Narambuena es un “desprendimiento” de Chihuido de la Sierra Negra equivalente a un tercio de la superficie de esta última concesión. En Narambuena, YPF es la operadora con el 50% de la titularidad y el otro 50% corresponde a Compañía de Desarrollo No Convencional SRL (la subsidiaria de Chevron que ya tiene como socia en Loma Campana). El resto de las concesiones son 100% de YPF.

    Estas nuevas concesiones no convencionales, van en línea con lo que viene proponiendo la actual dirección de YPF: concentrarse en el no convencional y la venta de áreas convencionales maduras con el Proyecto Andes. Y este jueves, en Houston, su presidente lo reafirmó anunciando que para el 2026 quiere una YPF concentrada únicamente en el desarrollo de áreas no convencionales y se desprenderá de todos los yacimientos convencionales en el país. Es un gran desafío en tan poco tiempo, con el antecedente del Plan Andes, con el cual solo ha podido conseguir las autorizaciones provinciales para transferir (verde oscuro) dos áreas vendidas en Chubut, otra en Mendoza y Estación Fernández Oro en Río Negro.

    En este cuadro de la presentación de YPF observamos que, de las nueve áreas que se encuentran en Neuquén, cuatro áreas de “Neuquén Norte” y las tres áreas de “Neuquén Sur” están en la etapa final (verde claro), es decir, a la espera de la autorización del gobierno provincial. Mientras que, las otras dos áreas de Chihuído – Puesto Hernández se encuentran en conversaciones iniciales (amarillo). También cabe destacar que están en proceso de reversión a cada provincia un total de dieciocho aéreas en el resto del país: 10 en Santa Cruz, 7 en Tierra del Fuego y 1 en Chubut. Pero YPF no es la primera ni la única empresa que se ha desprendido de sus áreas maduras.

    La primera fue Vista Energy, que hace dos años le vendió seis concesiones a Aconcagua Energía, una en Neuquén: Entre Lomas y cinco en Río Negro: Charco del Palenque, Jarilla Quemada, Entre Lomas, Jagüel de los Machos y 25 de Mayo Medanito SE. Algo interesante de esta venta es que el acuerdo entre Vista Energy y Aconcagua estipula que Aconcagua tiene el derecho al 60% de la producción de crudo y gas natural de estas concesiones, mientras que Vista retiene el 40% de la producción de petróleo crudo y gas natural. Este acuerdo se extenderá hasta el 2027, cuando las concesiones serán transferidas a Aconcagua de manera definitiva.  Además, Vista tiene el derecho de explorar y desarrollar Vaca Muerta en estas concesiones de Explotación, y asimismo obtener una o más concesiones no convencionales independientes y separadas para desarrollarlas.

    En diciembre del año pasado la legislatura de Río Negro aprobó el acuerdo de prórrogas de las concesiones Charco del Palenque, Jarilla Quemada, Entre Lomas. Las otras dos concesiones vencen en el 2034 y 2040 respectivamente.

    Otra petrolera que también vendió campos maduros fue Pan American Energy o PAE. En febrero del año pasado, PAE le vendió a Crown Point el 100% de las concesiones Piedra Clavada y Koluel Kaike en Santa Cruz, en la cuenca del Golfo San Jorge.   Bajo este acuerdo Crown Point está a obligada por 15 años a entregar a PAE hasta 600 barriles de petróleo por día producidos en esas concesiones, sujeto al precio de mercado del petróleo. Ese crudo PAE lo procesa en su refinería Axion en Campana. En octubre del año pasado las autoridades santacruceñas autorizaron esta adquisición.

     En esta misma dirección podemos mencionar a Tecpetrol que a fines del año pasado estaba recibiendo ofertas por el 52% de El Tordillo en Chubut. Esta área la opera desde hace casi 30 años. Y no podemos dejar de mencionar la venta de Pluspetrol a la brasileña Fluxus, anunciado a fines del 2023. Este acuerdo incluye las concesiones convencionales Centenario 1 y Centenario 2 y dentro del paquete de venta a Fluxus también está Centenario Centro que posee una concesión no convencional. A la fecha se sigue con el proceso de autorización de la provincia de Neuquén para este traspaso. Mientras que, en junio del año pasado Fluxus ya adquirió Pluspetrol Bolivia.

    Y esta semana, en la CERA Week nos enteramos que Total Energies está evaluando la venta de sus activos enfocados en la producción de petróleo del norte de Neuquén, las concesiones La Escalonada y Rincón de la Ceniza.   Esto se enmarca en la política que está llevando a cabo esta empresa francesa desde hace unos años. Desprenderse de activos enfocados en la producción de petróleo y focalizarse en energías renovables y la producción de gas, como el proyecto Fénix en el offshore frente a Tierra del Fuego, puesto en servicio hace unos meses. Recordemos que, en junio del 2023, Total había realizado un intercambio de activos con Pampa Energía. Pampa adquirió el 45% del área Rincón de Aranda, convirtiendo a Pampa en la única propietaria del bloque y Pampa cedió el 100% a Total su participación accionaria en el parque eólico Greenwind, con 100 MW de potencia ubicado en Bahía Blanca.

    Ya explicamos porque Total Energies se desprendería de sus áreas de no convencional que producen petróleo. Pero ¿por qué el resto de las grandes empresas se enfocan en el no convencional? La explicación es la rentabilidad, de la misma presentación de los resultados de YPF podemos comparar el costo de extracción de un barril equivalente de petróleo no convencional, que es cinco veces menor que el costo de extracción del convencional. A menor costo de extracción mayor rentabilidad de cada barril vendido.

    Como conclusión, estamos viendo un redireccionamiento de los grandes jugadores nacionales del sector petrolero hacia el no convencional con una mejor rentabilidad. Con la venta de áreas maduras o hasta la reversión a las provincias cuando no pueden venderlas. A mi entender, esto se reflejará en una aun mayor concentración de la actividad en Neuquén, siendo Santa Cruz y Chubut las provincias que se verán más afectadas por este éxodo.  Aunque las autoridades de Neuquén se encuentran ante el desafío de autorizar las ventas de áreas maduras junto con sus pasivos ambientales, y con la presión adicional que en su mayoría estas concesiones están venciendo en los próximos años. El ingreso de compañías más pequeñas y agiles para estos campos maduros resulta fundamental para sostener el nivel de actividad en algunas regiones de la provincia, pero a la vez deberán encontrar un punto de encuentro con las autoridades provinciales por los pasivos medioambientales luego de tantos años de explotación. Nos leemos la semana que viene. ¡Disfruten el domingo!

  • El gobierno y las petroleras apuran soluciones para la crisis hídrica

    El gobierno y las petroleras apuran soluciones para la crisis hídrica

    El agua escasea en Rincón de los Sauces y la emergencia hídrica exige respuestas inmediatas. Ante este escenario crítico, el Gobierno provincial convocó a las principales operadoras petroleras para coordinar soluciones urgentes que alivien a la comunidad hasta que se concrete la construcción del acueducto del Plan Maestro de Agua.

    Empresas en la mira: se necesita inversión

    El encuentro se realizó en el Ministerio de Economía y contó con la presencia del titular de la cartera, Guillermo Koenig, la intendenta Norma Sepúlveda, la secretaria de Ambiente Leticia Esteves, el subsecretario de Recursos Hídricos Horacio Carvalho, y representantes de YPF, Pluspetrol, Vista Energy, Chevron y Tecpetrol.

    El objetivo fue claro: las petroleras deben aportar más que regalías, comprometiéndose con inversiones concretas para garantizar la provisión de agua en una localidad que ha crecido al ritmo de la industria hidrocarburífera, pero sin la infraestructura acorde.

    Koenig lo dejó en claro: «El crecimiento de la actividad tiene que derramarse en la gente». Y subrayó que, aunque la Provincia debe avanzar con las obras, el sector privado también debe involucrarse.

    «Todos saben que hay un atraso en infraestructura muy grande. Las empresas lo entienden y están acompañando con inversiones en rutas y otras obras. Pero necesitamos que también lo hagan en este aspecto clave», enfatizó el ministro.

    Soluciones temporales, pero se necesita una definitiva

    El problema no es nuevo y la intendenta Sepúlveda fue tajante: «Cada verano enfrentamos esta crisis. No podemos seguir con parches».

    Agradeció el respaldo de la Provincia y destacó que la prioridad debe ser la construcción del acueducto y la ampliación de la planta potabilizadora, pero mientras tanto, se necesitan medidas de urgencia.

    «El agua no puede faltar en una ciudad que abastece la mayor producción hidrocarburífera del país«, advirtió.

    Por su parte, Carvalho explicó que se está trabajando en dos frentes:

    1. Atender la crisis inmediata, con apoyo de las operadoras.
    2. Asegurar una solución estructural con la construcción del acueducto, que será financiado por la Provincia con aportes del sector privado.

  • Trabajan para mitigar la emergencia hídrica en Rincón de los Sauces

    Trabajan para mitigar la emergencia hídrica en Rincón de los Sauces

     

    El Gobierno de la Provincia mantuvo una reunión con empresas petroleras que operan en Rincón de los Sauces para trabajar conjuntamente en acciones que permitan paliar la emergencia hídrica en la localidad, hasta que se pueda llegar a una solución definitiva con la construcción del acueducto proyectado en el Plan Maestro de Agua para la zona.

    El encuentro se realizó en el Ministerio de Economía con la presencia su titular, Guillermo Koenig, la intendenta de Rincón de los Sauces, Norma Sepúlveda, la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, el subsecretario de Recursos Hídricos, Horacio Carvalho, y representantes de las operadoras YPF, Pluspetrol, Vista Energy, Chevron y Tecpetrol.

    En la reunión se abordó la necesidad de que las empresas operadoras contribuyan no sólo para mitigar la situación actual, sino también para invertir en infraestructura que permita un desarrollo sostenible en el futuro, de manera que la actividad económica beneficie a la comunidad local.

    Al respecto, el ministro Koenig recordó que “desde que asumimos la gestión venimos hablando con las empresas operadoras, transmitiendo que el crecimiento que tiene que tener la actividad debe ser derramado en la gente” y señaló que Rincón de los Sauces “está creciendo y es necesario acompañar ese crecimiento tanto desde el ámbito público como desde el privado”.

    Aseguró que “las empresas lo entienden, por eso nos están acompañando en inversiones en rutas, en inversiones que realmente la provincia tiene que hacer, ya que todos saben -lo ha dicho el gobernador públicamente- que hay un atraso en infraestructura muy grande”.

    Indicó que Rincón de Los Sauces es una localidad de crecimiento muy acelerado debido al fuerte desarrollo experimentado por la actividad hidrocarburífera, por lo que se necesitará más infraestructura. “Las empresas saben que, si no se realizan esas obras, en algún momento la actividad se puede llegar a complicar. Entonces ellos acompañan ese crecimiento y acompañan ese pedido de fondos”, aseguró.

    Por su parte, la intendenta agradeció al Gobierno provincial y destacó la importancia de la colaboración de las productoras para aliviar la situación y trabajar en soluciones a largo plazo, como el nuevo acueducto y la ampliación de la planta potabilizadora.

    Venimos trabajando desde hace muchísimo tiempo en el plan Maestro de Agua, que proyecta una solución de fondo. Pero en cada temporada estival surgen situaciones que hay que salir a paliar”, explicó Sepúlveda.

    Enfatizó la necesidad de “trabajar en soluciones de raíz y que realmente el aporte que hagan las productoras pueda perdurar en el tiempo, de manera de mitigar la falta de este recurso para la cantidad de habitantes que tenemos, y para los que están proyectados en base al desarrollo no convencional en la zona de Vaca Muerta”.

    Por su parte, Carvalho dijo que en principio se trata de solucionar la situación actual, pero el objetivo es “no solamente hacer parches a estas cosas, sino trabajar en la solución definitiva que es el acueducto proyectado junto con la municipalidad y con aportes de la provincia, y posteriormente ampliar la planta potabilizadora para poder suministrar el agua necesaria para la localidad en un tiempo futuro”.

     

     

     

  • Oleoducto y puerto petrolero en Río Negro: Shell y Chevron se suman al proyecto Vaca Muerta Sur

    Oleoducto y puerto petrolero en Río Negro: Shell y Chevron se suman al proyecto Vaca Muerta Sur

    <!– –>

    Shell Argentina y Chevron Argentina confirmaron su participación como accionistas al consorcio Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para construir el proyecto de exportación de petróleo por las costas de Río Negro. «Es la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas», subrayaron desde el consorcio en un comunicado.

    El proyecto comprende un oleoducto que tendrá una extensión de 437 kilómetros, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026.

    El oleoducto con el que se abastecerá el proyecto tiene dos etapas y conectará el corazón de Vaca Muerta con las costas de Río Negro. El primer tramo hasta Allen está por terminarse. A la vez, ya inició el movimiento de suelo para el segundo.

    El diseño del Vaca Muerta Sur apunta al transporte de hasta 550.000 barriles por día. La intención es incrementar esta capacidad a 700.000 barriles por día, «si fuera necesario con una inversión estimada en 3.000 millones de dólares«, indicaron.

    La participación de Shell y Chevron estaba prevista desde fines del 2024, pero recién se oficializó la semana pasada. El sistema tendrá capacidad para sumar a otros jugadores en el futuro.

    «La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20.000 millones de dólares», marcaron.

    Ahora, el consorcio quedó conformado por las siguientes empresas que hoy son líderes del sector: YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina. Estas participarán en la construcción y operación del oleoducto Vaca Muerta Sur.


  • Shell y Chevron confirman su incorporación al Vaca Muerta Sur

    Shell y Chevron confirman su incorporación al Vaca Muerta Sur

    Las filiales argentinas de Shell y Chevron confirmaron su opción de sumarse como accionistas al consorcio VMOS para la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur, la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas.

    El oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026.

    El diseño del Vaca Muerta Sur permitirá transportar hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil barriles por día si fuera necesario con una inversión estimada en 3.000 millones de dólares.

    La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20 mil millones de dólares.

    El consorico VMOS está integrado por las compañías líderes de la industria energética del país: YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina.

    Comentarios

  • Quiénes son los dueños de los perforadores que están activos en el país

    Quiénes son los dueños de los perforadores que están activos en el país

    Los perforadores volverán a jugar un papel fundamental este año. Los equipos estarán en el centro de la escena para cumplir con los planes de inversión en Vaca Muerta y, tal como viene informando este medio, serán necesarios nuevos fierros para darle aire a los taladros que están activos.

    ,

    Se espera que lleguen 4 nuevos rigs durante el año y +e realizó un panorama para conocer quiénes son las empresas que tienen más equipos en el país.

    ,

    El informe de Aleph Energy establece que hay 50 perforadores activos en el país que se dividen entre 39 rigs destinados al shale, 10 al convencional y 1 al tight. El shale concentra el 78% de los rigs que están activos en el país.

    Otro dato para tener en cuenta es que la cantidad total de perforadores activos aún se encuentra alejada de los registrados prepandemia. Además, del total de rigs activos, 37 estuvieron asociados a pozos de petróleo y 13 a pozos de gas.

    Los perforadores por operadoras

    Entre las compañías que más equipos tienen activos, el primer lugar es para YPF. Tal como sucede en casi todos los indicadores de la actividad hidrocarburífera, la empresa de mayoría estatal lleva la delantera en la actividad y posee 14 rigs.

    Muy cerca se encuentra Pan American Energy. La compañía del holding Bulgheroni tiene 11 equipos activos de los cuales se explica por su actividad en Vaca Muerta y la Cuenca del Golfo San Jorge.

    El tercer lugar es compartido por Vista Energy y Pampa Energía. Cada compañía tiene 5 perforadores activos y, según lo anunciado a sus inversores, tienen pensado en acelerar su actividad en el shale.

    Luego se posicionó Pluspetrol con 3 perforadores. La empresa de capitales nacionales se prepara para avanzar en una renovada campaña en Vaca Muerta de la mano de su nave insignia La Calera y los activos que adquirió de ExoonMobil.

    Detrás se ubicaron CGC, Tecpetrol y TotalEnergies con 2 perforadores cada una, Chevron y Phoenix con un rig cada una y un conjunto de operadoras poseen 4 más.

    Quién provee los taladros

    Si se analiza por empresa proveedora se destaca que Nabors es la principal firma que más equipos activos tiene en el país. La compañía posee 11 perforadores donde se destaca la alianza con Vista para bajar la huella de carbono en Vaca Muerta.

    Otro peso pesado es DLS. La empresa no solo abastece al shale sino que tiene renueva las expectativas del convencional. H&P es otro player con presencia en el país. La firma posee 8 taladros activos.

    Un escalón más abajo se encuentra Petreven con 5 rigs activos. Cierran el registro PAE y San Antonio Internacional (SAI) con 4 perforadores activos cada una.

  • La estrategia de Vista para optimizar transporte de crudo

    La estrategia de Vista para optimizar transporte de crudo

    Vista Energy planea un 2025 marcado por reducir el transporte de crudo en camiones. La compañía busca optimizar costos y mejorar su EBITDA reduciendo el transporte en camiones. Con una proyección de hasta 100.000 barriles diarios para el año, el proyecto Duplicar impulsará su crecimiento en Vaca Muerta.

    ,

    Según lo informado por los directivos a los inversores, la compañía prevé mantener una producción estable o incluso levemente menor en comparación con el trimestre anterior, debido a la sincronización con la expansión de Oldelval y ciertos retrasos en la conexión de nuevos pozos.

    ,

    A pesar de este leve ajuste en la producción, la empresa mantiene su objetivo de crecimiento para el año, con una proyección de entre 95.000 y 100.000 barriles de petróleo por día. Esto representaría un incremento del 35% al 40% en comparación con los 70.000 barriles diarios de 2024.

    El impacto de Duplicar

    Uno de los principales factores que explican la estabilidad en la producción del primer trimestre es la estrategia de Vista de retrasar algunas conexiones de pozos para alinearse con el proyecto Duplicar. Esta decisión permitirá optimizar el transporte de crudo y reducir costos operativos, beneficiando las finanzas de la compañía a partir del segundo trimestre.

    La expansión del oleoducto ya está en funcionamiento y en proceso de expansión. Vista espera beneficiarse con 31.500 barriles diarios adicionales a través de este sistema, lo que fortalecerá su capacidad de exportación y distribución en el mercado local e internacional.

    La puesta en marcha total de la expansión de Oldelval está prevista para finales del primer trimestre o principios del segundo. Con esta infraestructura en pleno funcionamiento, Vista podrá reducir su dependencia del transporte en camiones, una medida que impactó en sus costos operativos en los últimos meses.

    Reducción de costos

    Durante el cuarto trimestre de 2024, Vista transportó hasta 30.000 barriles de petróleo por día en camiones, lo que elevó los costos logísticos a más de 20 dólares por barril. Con la expansión de Oldelval, estos costos desaparecerán en el segundo trimestre de 2025, permitiendo una mejora significativa en el EBITDA de la compañía.

    Además del impacto positivo en costos, Vista también observa avances en la infraestructura portuaria vinculada al oleoducto. Se están desarrollando mejoras en los tanques de almacenamiento y el muelle, lo que facilitará las operaciones de exportación y fortalecerá la presencia de la empresa en el mercado global.

    Si bien el primer trimestre será un período de estabilidad en la producción, la compañía proyecta un crecimiento sostenido a partir del segundo trimestre. El mayor incremento en la producción de petróleo está previsto para el tercer y cuarto trimestre, lo que permitirá alcanzar el objetivo de entre 95.000 y 100.000 barriles diarios en promedio para el año.

  • La estrategia de Vista para optimizar transporte de crudo

    Cuándo planea Vista reducir la cantidad de camiones para transportar crudo

    Vista Energy planea un 2025 marcado por reducir el transporte de crudo en camiones. La compañía busca optimizar costos y mejorar su EBITDA reduciendo el transporte en camiones. Con una proyección de hasta 100.000 barriles diarios para el año, el proyecto Duplicar impulsará su crecimiento en Vaca Muerta.

    ,

    Según lo informado por los directivos a los inversores, la compañía prevé mantener una producción estable o incluso levemente menor en comparación con el trimestre anterior, debido a la sincronización con la expansión de Oldelval y ciertos retrasos en la conexión de nuevos pozos.

    ,

    A pesar de este leve ajuste en la producción, la empresa mantiene su objetivo de crecimiento para el año, con una proyección de entre 95.000 y 100.000 barriles de petróleo por día. Esto representaría un incremento del 35% al 40% en comparación con los 70.000 barriles diarios de 2024.

    El impacto de Duplicar

    Uno de los principales factores que explican la estabilidad en la producción del primer trimestre es la estrategia de Vista de retrasar algunas conexiones de pozos para alinearse con el proyecto Duplicar. Esta decisión permitirá optimizar el transporte de crudo y reducir costos operativos, beneficiando las finanzas de la compañía a partir del segundo trimestre.

    La expansión del oleoducto ya está en funcionamiento y en proceso de expansión. Vista espera beneficiarse con 31.500 barriles diarios adicionales a través de este sistema, lo que fortalecerá su capacidad de exportación y distribución en el mercado local e internacional.

    La puesta en marcha total de la expansión de Oldelval está prevista para finales del primer trimestre o principios del segundo. Con esta infraestructura en pleno funcionamiento, Vista podrá reducir su dependencia del transporte en camiones, una medida que impactó en sus costos operativos en los últimos meses.

    Reducción de costos

    Durante el cuarto trimestre de 2024, Vista transportó hasta 30.000 barriles de petróleo por día en camiones, lo que elevó los costos logísticos a más de 20 dólares por barril. Con la expansión de Oldelval, estos costos desaparecerán en el segundo trimestre de 2025, permitiendo una mejora significativa en el EBITDA de la compañía.

    Además del impacto positivo en costos, Vista también observa avances en la infraestructura portuaria vinculada al oleoducto. Se están desarrollando mejoras en los tanques de almacenamiento y el muelle, lo que facilitará las operaciones de exportación y fortalecerá la presencia de la empresa en el mercado global.

    Si bien el primer trimestre será un período de estabilidad en la producción, la compañía proyecta un crecimiento sostenido a partir del segundo trimestre. El mayor incremento en la producción de petróleo está previsto para el tercer y cuarto trimestre, lo que permitirá alcanzar el objetivo de entre 95.000 y 100.000 barriles diarios en promedio para el año.

  • Cuál es el costo de producción de barril de Vista

    Cuál es el costo de producción de barril de Vista

    Vista Energy continúa fortaleciendo su posición en Vaca Muerta con una estrategia enfocada en expansión, optimización operativa y sostenibilidad. A través de inversiones clave y una gestión eficiente de costos, la compañía logró potenciar su desarrollo en shale oil, asegurando una operación competitiva y alineada con los estándares ambientales del mercado.

    ,

    La producción de Vista

    En este marco, la empresa que lidera Miguel Galuccio alcanzó una producción de 85,3 Mboe/d en 2024, registrando un crecimiento interanual del 51%. La producción de petróleo aumentó un 52%, llegando a 73,5 Mbbl/d. Este avance fue impulsado por la conexión de 50 nuevos pozos, un 62% más que en 2023.

    ,

    La productividad de los nuevos pozos se mantuvo alineada con las expectativas, consolidando el éxito del desarrollo de shale oil en Vaca Muerta.

    El crecimiento no solo fue interanual, sino también secuencial. En el último trimestre, la producción total creció un 17% respecto al trimestre anterior, mientras que la producción de petróleo aumentó un 16%. Este desempeño refleja la capacidad de la compañía para escalar su operación sin comprometer la eficiencia.

    Eficiencia operativa

    Los ingresos anuales de Vista crecieron un 52%, alcanzando los 471 millones de dólares en el cuarto trimestre. El incremento fue impulsado por la mayor producción y el fortalecimiento de su presencia en los mercados de exportación, con un 55% de los ingresos totales provenientes de exportaciones.

    Uno de los indicadores donde ponen el foco las compañías en Vaca Muerta es el costo de levantamiento por barril (lifting cost), que es un indicador que mide los costos operativos directos necesarios para extraer un barril de petróleo. Incluye gastos de producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en el campo, pero excluye costos como amortización, impuestos, regalías y gastos comerciales.

    VISTA ELECTRIFICACION.webp

    A pesar del incremento en la actividad, la empresa mantuvo bajos costos operativos. El costo de levantamiento se situó en 4,7 dólares por barril, un indicador clave de eficiencia.

    La compañía cerró el año con un flujo de caja libre de 57 millones de dólares, reflejando una estrategia financiera equilibrada entre inversión y rentabilidad.

    Vista también consolidó su posición financiera con una relación de apalancamiento de 0,63x EBITDA, asegurando recursos para su expansión en 2025. En términos de inversión, destinó 340 millones de dólares en CAPEX, reafirmando su apuesta por el crecimiento sostenido.

    Sostenibilidad y proyección

    En línea con su compromiso ambiental, la empresa logró reducir su intensidad de emisiones en un 44%, alcanzando 8,8 kg COe/boe. Entre sus iniciativas destacan la adopción de energía renovable, mejoras en recuperación de vapores y la construcción de nuevos gasoductos para optimizar la evacuación de gas.

    Para 2025, Vista busca asegurar un crecimiento continuo con la incorporación de su tercer equipo de perforación y la expansión de su capacidad de tratamiento de crudo a 90 Mbbl/d. También ha firmado acuerdos estratégicos para fortalecer la logística de transporte, garantizando la colocación eficiente de su producción.