Vista Energy depositó el 21 de julio de 2026 la solicitud RIGI más grande del shale argentino hasta la fecha: US$5.800 millones para desarrollar Bandurria Norte, un bloque de 26.500 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta sin producción actual. La lógica técnica es sólida. El cuello de botella no es geológico ni capitalista: es físico.

Hallazgos clave

• El proyecto comprende 332 pozos horizontales y apunta a 50.000 boe/día en pico productivo.
• Costo por pozo: US$12,1 millones en base H2 2025, con tendencia decreciente hacia US$11,7 millones en 2026.
• El pico productivo está condicionado al arranque del Oleoducto VMOS en H1 2027.
• Vista reportó 156.000 boe/día en Q2 2026 y un EBITDA ajustado de US$2.444 millones en los últimos doce meses.
• El RIGI garantiza estabilidad fiscal por 30 años y exención total de retenciones desde el tercer año.

Escala y estructura de costos

El plan de desarrollo contempla 332 pozos horizontales, una planta de tratamiento de 40.000 bbl/día, compresión de gas y sistemas propios de recolección, según datos publicados por OGJ y Shale24. Con US$12,1 millones por pozo en base H2 2025 y una curva decreciente hacia US$11,7 millones en 2026, el costo de perforación acumulado para los 332 pozos ronda los US$3.900 millones de los US$5.800 millones comprometidos. La trayectoria es coherente con los patrones documentados en otras áreas de Vaca Muerta donde Vista ya opera.

La restricción física: el VMOS

Bandurria Norte parte de cero. Los 50.000 boe/día proyectados son adicionales a los 156.000 boe/día que Vista reportó en Q2 2026, período en que el petróleo creció 33% interanual hasta 135.400 bbl/día y el gas avanzó 30% hasta 3,17 MMm3/día, con un EBITDA ajustado de US$2.444 millones en doce meses pro forma, según BNamericas.

El problema no es el recurso: es la evacuación. El pico productivo está supeditado al arranque del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), previsto para el primer semestre de 2027. Con capacidad inicial de 550.000 bbl/día, ampliable a 700.000 bbl/día, el VMOS es la única infraestructura capaz de absorber la producción incremental de Bandurria Norte a escala plena. Sin esa capacidad, el desarrollo queda físicamente acotado.

El RIGI como arquitectura financiera

El régimen creado por Ley 27.742 —con ventana extendida hasta julio de 2027 por Decreto 105/2026— ofrece estabilidad fiscal por 30 años, reducción del impuesto a las ganancias del 35% al 25%, exención de aranceles sobre bienes de capital y liberación cambiaria progresiva con exención total de retenciones de exportación desde el tercer año. Para un proyecto de US$5.800 millones con retornos dependientes del precio internacional del crudo, esa certeza fiscal no es un incentivo marginal: es una condición de financiamiento.

Escenarios con restricciones físicas

El escenario optimista requiere que VMOS entre en servicio en H1 2027, que Vista mantenga la curva de reducción de costos por pozo y que el precio del crudo sostenga la rentabilidad en horizonte de 30 años. El escenario base implica arranque escalonado supeditado al avance del ducto. Una demora de más de dos trimestres en el VMOS desplaza el pico productivo y reordena la estructura de retornos del proyecto.

Señales a monitorear: avance físico del VMOS hacia H1 2027; precio del crudo Medanito; evolución del costo por pozo en los primeros cuatro trimestres de perforación; resolución regulatoria formal del RIGI para el bloque Bandurria Norte.