Liminar Energía S.A se consolida como principal accionista de Crown Point

Crown Point Energía S.A. anunció a la Comisión Nacional de Valores (CNV) una modificación en la composición accionaria de su controlante, Crown Point Energy S.A: la empresa argentina Liminar Energía SA pasó a detentar el 91,04% del capital accionario, en tanto que el 8,96% restante corresponde a accionistas que operan en la bolsa de Toronto Stock Exchange Venture.

En línea con los planes de inversión previstos y la apuesta por la expansión local, Liminar Energía SA, compañía liderada por Pablo Peralta, uno de los principales accionistas del Grupo ST y de Prestige Auto (Mercedes-Benz Argentina), ejerció casi la totalidad (99,28%) de una oferta para comprar nuevas acciones ordinarias de Crown Point Energy Inc. El resultado obtenido lo posiciona como principal accionista de la empresa que controla a Crown Point Energía en Argentina.

Desde la compañía detallan que la operación permitió a Crown Point Energía S.A. recaudar 30 millones de dólares que utilizó para cancelar un préstamo otorgado por Liminar a fines de 2025 para financiar parte de la compra de las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, en la Cuenca del Golfo San Jorge, a unos 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.

Crown Point Energía actualmente opera en tres de las cuencas productoras más grandes del país: la Austral, la Neuquina y la del Golfo San Jorge.

Se reactiva El Tordillo

Tal como viene informando eolomedia, Crown Point comenzó a reactivar El Tordillo con la activación de un pulling y un workover. Asimismo, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut destacó que la compañía se comprometió a subir un perforador el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Cronw Point tiene un compromiso con el sindicato de sacar un perforador en este segundo semestre, que va a tener una campaña importante de pozos. Por lo tanto, el compromiso está para que salga el perforador”, afirmó Jorge Ávila, secretario general del gremio de petroleros convencionales.

PCR invertirá U$S 69 millones para extender su operación en la Amazonia ecuatoriana

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) comunicó este martes a la Comisión Nacional de Valores un hecho relevante que no pasó desapercibido entre sus accionistas: su subsidiaria ecuatoriana firmó una modificación contractual que asegura la continuidad de la empresa en el país vecino hasta el año 2037. La noticia llegó con el formato protocolar de siempre, pero atrás hay una apuesta fuerte por los hidrocarburos en la Amazonía.

El texto enviado a la CNV detalla que PCR-Ecuador S.A. suscribió el 16 de julio pasado con el Ministerio de Energía y Minas de ese país el Contrato Modificatorio Número 5, vinculado a la explotación del Bloque Pindo, ubicado en plena región amazónica ecuatoriana, uno de los activos históricos de la compañía.

No es un dato menor: se trata de una extensión de plazo que, según el propio documento societario, vencerá recién el 31 de diciembre de 2037. Para una petrolera argentina con más de dos décadas operando en Ecuador, asegurarse más de una década adicional de producción cambia bastante el horizonte de planificación.

La concesión del bloque Medanito sigue sin resolverse. Fin de una era petrolera en La Pampa: PCR entrega El Medanito y Ribeiro SRL toma el relevo transitorio

Los números del acuerdo

La compañía se comprometió a desembolsar inversiones adicionales por más de US$ 69 millones, según consta en la presentación ante el organismo regulador. Ese dinero se destinará a nuevas perforaciones y a modernizar infraestructura existente en un bloque que ya lleva años en producción, algo que en la jerga del sector se conoce como desarrollo incremental.

Con ese dinero, PCR proyecta perforar tres pozos exploratorios y cuatro pozos de desarrollo entre 2026 y 2037. La meta declarada es alcanzar una producción acumulada de 9,39 millones de barriles de crudo en ese período, un volumen considerable para un bloque que ya tiene décadas de explotación encima.

Además, se fijó una nueva tarifa unificada de 34,19 dólares por barril, que empezará a regir recién cuando el contrato entre formalmente en vigencia. Ese paso, aclara PCR en su comunicado, depende de la inscripción del acuerdo en el Registro de Hidrocarburos de Ecuador, trámite que se espera cerrar durante este mismo mes.

La producción de petróleo alcanzó un hito histórico en 20 años.

Qué gana Ecuador con este acuerdo

Del lado ecuatoriano, el gobierno de Daniel Noboa también salió a hacer su propio anuncio, y con números más auspiciosos todavía: el Ministerio de Ambiente y Energía calculó que la extensión le generará al Estado ingresos adicionales por unos US$ 276 millones, equivalentes al 91% de la renta petrolera que produce el bloque.

El ministro Juan Carlos Blum encabezó la firma y habló de un proceso que incluyó jornadas técnicas, económicas, legales y socioambientales, con el objetivo declarado de dar previsibilidad jurídica a un contrato que, de otro modo, iba a vencer en diciembre de 2027, según había anticipado la propia empresa meses atrás.

De hecho, en octubre pasado un ejecutivo de PCR ya había adelantado en Quito que la compañía negociaba justamente esta ampliación, con una cifra de inversión algo menor a la finalmente pactada. La diferencia entre lo negociado entonces y lo firmado ahora ronda apenas un par de millones de dólares.

PCR seguirá explorando el potencial petrolero de la Amazonía.

PCR, un jugador que crece en la región

PCR no llegó a Ecuador ayer: opera en la Cuenca Oriente desde 1999, y además del Bloque Pindo maneja otras áreas como Sahíno, Arazá Este, Saywa y VHR Este, adjudicadas en rondas petroleras recientes. En conjunto, la empresa calcula que podría sumar unos 90 millones de barriles de reservas al país en los próximos años.

Ecuador, con una producción cercana a los 500.000 barriles diarios, es hoy el quinto productor petrolero de Sudamérica, apenas por debajo de Colombia. Para una compañía argentina, sostener y ampliar operaciones ahí no es un dato menor en un contexto regional donde varios países compiten por atraer inversión en exploración.

En paralelo, PCR mantiene sus operaciones convencionales en la Argentina, con más de diez áreas y 350 pozos productores.

Capex acelera en Río Negro y va por el control total del área Puesto Zuñiga

Capex volvió a mover fichas en el tablero upstream con un anuncio que envió a la Comisión Nacional de Valores (CNV). La compañía informó un acuerdo para ampliar su participación en el área Puesto Zuñiga, en la provincia de Río Negro.

El comunicado confirma que la empresa cerró un entendimiento con Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial S.A. para adquirir el 10% que la firma provincial posee en la concesión. De concretarse la operación, Capex consolidará el 100% del bloque.

La transacción, sin embargo, aún no está completamente cerrada. El perfeccionamiento depende de la aprobación del Poder Ejecutivo de Río Negro y su posterior publicación en el Boletín Oficial.

Capex busca consolidar el control total del área

En términos contractuales, la compañía asumirá el pago de un aporte de producción (overriding royalty) a EDHIPSA como parte del acuerdo. Este esquema establece un 1,2% del volumen total de hidrocarburos durante los primeros cinco años, que luego escalará al 2,5% hasta el vencimiento de la concesión.

El plazo para cumplir la condición suspensiva es de hasta 180 días corridos, con posibilidad de extensión si ambas partes lo acuerdan. Este tipo de cláusulas es habitual en operaciones hidrocarburíferas donde intervienen activos provinciales y requieren validación política y administrativa.

Los números detrás de Puesto Zuñiga

Los estados financieros al 31 de enero de 2026 muestran que el área forma parte de una unión transitoria (UT) entre Capex y EDHIPSA, con activos relevantes dentro del portafolio de la empresa. En ese esquema, el bloque registra un activo total de más de $80.396 millones, entre corrientes y no corrientes.

En términos operativos, los costos de producción asociados al área alcanzaron los $3.838 millones en los primeros nueve meses del ejercicio. Si bien la compañía no detalla niveles de producción en barriles o metros cúbicos, sí destaca la importancia de sus reservas dentro del negocio global.

El bloque integra un conjunto de activos en Río Negro junto con Loma Negra y La Yesera, que exhiben un valor de origen cercano a los $268.015 millones. Tras descontar la depreciación acumulada, el valor residual neto se ubica en torno a los $125.124 millones.

Un activo estratégico con horizonte de largo plazo

La concesión de Puesto Zuñiga tiene vigencia hasta 2047, bajo el marco del Decreto Provincial N° 71/22. Este horizonte de largo plazo convierte al área en un activo clave dentro de la estrategia de Capex, especialmente en un contexto donde las compañías buscan maximizar eficiencia en campos maduros.

Además, el área forma parte del proceso de expansión que la compañía inició en 2017, cuando decidió fortalecer su presencia en el segmento de exploración y producción mediante la adquisición de concesiones en zonas estratégicas del país.

Relación operativa y flujo de fondos

La interacción entre Capex y la UT generó movimientos relevantes. La empresa registró ingresos por servicios de operación y dirección por más de $1.450 millones, además de cargos administrativos indirectos.

En paralelo, realizó aportes por más de $5.188 millones, mientras que recibió distribuciones por cerca de $979 millones. Estos flujos reflejan la dinámica financiera típica de este tipo de estructuras asociativas en el sector hidrocarburífero.

Asimismo, la compañía mantiene saldos a cobrar vinculados a la operación por unos 11,5 millones de dólares, lo que evidencia la escala económica del activo y su impacto en el balance consolidado.

PCR confirmó desembolsos de IFC y FinDev para construir el Parque Eólico Olavarría

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que recibió nuevos desembolsos financieros destinados a continuar la construcción del Parque Eólico Olavarría.

La comunicación oficial precisó que el pasado 17 de abril la International Finance Corporation (IFC) realizó el primer y único desembolso correspondiente al préstamo firmado el 5 de marzo. El monto transferido alcanzó los 110 millones de dólares comprometidos en la operación.

Ese giro se sumó a otro desembolso paralelo de 30 millones de dólares efectuado por Development Finance Institute Canada (FinDev) a la prestataria del proyecto, con términos y condiciones similares al crédito otorgado por IFC.

Financiamiento clave para una obra estratégica

Con ambos movimientos, el paquete financiero comunicado por PCR asciende a 140 millones de dólares, cifra que permitirá sostener el cronograma de obras previsto para el desarrollo eólico en la provincia de Buenos Aires.

La empresa señaló ante la CNV que la obtención de nuevos fondos, junto con otros bancos participantes del denominado tramo B, representa “un hito clave para la sociedad” por la magnitud del respaldo conseguido.

Además, la compañía destacó que el financiamiento constituye una “fuerte validación externa de su viabilidad técnica, económica y ambiental”, un mensaje relevante para el mercado y para futuros proyectos de infraestructura energética.

Cómo será el Parque Eólico Olavarría

El emprendimiento contará con una capacidad instalada de 185,6 MW, volumen suficiente para ubicarlo entre los desarrollos privados más importantes del segmento renovable en marcha dentro del país.

Para alcanzar esa potencia se prevé la instalación de 29 aerogeneradores V162 de 6,4 MW cada uno, equipos de última generación diseñados para mejorar rendimiento, eficiencia operativa y estabilidad de producción.

El proyecto también contempla una línea de transmisión de 25 kilómetros, infraestructura necesaria para vincular la energía generada con la red nacional y garantizar su despacho al sistema eléctrico.

El rol del RIGI y la estructura societaria

PCR recordó previamente que la iniciativa fue aprobada dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), esquema promovido para captar capital de largo plazo en sectores estratégicos.

La obra será ejecutada por Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. Sucursal Dedicada PEO, sociedad integrada en un 51% por Grupo PCR y en un 49% por Acindar Industria Argentina de Aceros.

Esa asociación refleja una alianza entre industria pesada y energía, orientada a consolidar proyectos capaces de combinar demanda eléctrica futura con generación limpia y financiamiento internacional competitivo.

En su presentación, PCR sostuvo que este avance permitirá continuar la obra “con mayor solidez hacia la concreción del proyecto” y agregó que el parque generará valor “tanto para PCR como para el sistema energético en su conjunto”, al sumar nueva oferta eléctrica en un contexto de creciente demanda nacional.

Capex compra el 15% de Loma Negra y La Yesera

Capex S.A. avanzó en una nueva jugada estratégica para fortalecer su presencia en Río Negro. La compañía acordó con la Corporación Financiera Internacional (CFI) la compra del 15% de participación que el organismo mantenía en las concesiones hidrocarburíferas Loma Negra y La Yesera.

El desembolso total ascenderá a USD 3,5 millones, según la información difundida al mercado. Del total pactado, USD 1,6 millones corresponden a Loma Negra y USD 1,9 millones a La Yesera, dos áreas consideradas estratégicas dentro del portafolio regional.

La operación no tendrá efecto inmediato. El acuerdo contempla un plazo de hasta doce meses para que el Gobierno de Río Negro apruebe formalmente la cesión de derechos y obligaciones derivadas de ambas concesiones.

El impacto de la prórroga de concesiones

La decisión vuelve a poner el foco sobre la renegociación cerrada en 2021. En ese momento, Loma Negra tenía vencimiento previsto para 2024, mientras que La Yesera expiraba en 2027. Esa falta de horizonte condicionaba nuevas inversiones y aceleraba el declino natural de los pozos.

Para extender la vida útil de los activos, Capex comprometió un plan de inversiones por USD 35 millones, destinado principalmente a perforación de nuevos pozos. Además, se sumaron otros USD 27 millones contingentes atados a resultados técnicos en campo.

Ese esquema permitió sostener actividad en la provincia, mejorar expectativas productivas y dinamizar proveedores locales mediante mayores gastos operativos durante la vigencia de los contratos.

Recursos para la provincia

La renegociación también implicó ingresos directos para las cuentas públicas. La empresa abonó USD 6,8 millones en bonos de infraestructura, fondos destinados a obras y equipamiento sanitario, según se informó oficialmente.

Además, la operadora aceptó incorporar un Aporte Complementario del 3% sobre la producción incremental, llevando el techo de regalías hasta el 15%, una mejora relevante para los ingresos provinciales.

Con la nueva compra accionaria, la empresa profundiza su apuesta por activos convencionales que todavía conservan valor estratégico dentro de la Cuenca Neuquina.

El valor técnico de cada bloque

La Yesera, ubicada cerca de Cipolletti, concentra reservorios profundos del Grupo Precuyo. Allí las perforaciones alcanzan hasta 4.700 metros, lo que exige mayores niveles de ingeniería y costos operativos elevados.

Loma Negra, en tanto, aporta escala y estabilidad productiva. El bloque al norte de General Roca reúne nueve yacimientos y más de 130 pozos perforados desde su descubrimiento en 1995.

Actualmente, el área representa cerca del 4% del petróleo y el 13% del gas que produce Río Negro, por lo que su peso dentro de la matriz energética provincial sigue siendo significativo.

YPF avanza con una reorganización interna y absorberá dos sociedades vinculadas a Vaca Muerta

El directorio de YPF S.A. aprobó una reorganización societaria que implica la fusión por absorción de dos compañías controladas por la petrolera estatal. La decisión fue comunicada como información relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

La operación contempla la absorción de YPF Ventures S.A.U. y de Oleoducto Loma Campana Lago Pellegrini S.A.U. por parte de la compañía matriz. Ambas sociedades se disolverán sin proceso de liquidación y sus activos, pasivos y operaciones quedarán integrados directamente dentro de la estructura de YPF.

La petrolera explicó que la fusión responde a la conveniencia de centralizar la gestión administrativa y empresarial del grupo. Según la comunicación oficial, la reorganización busca simplificar la estructura societaria y concentrar bajo una misma organización la administración de empresas que ya estaban bajo su control total.

Además, las compañías involucradas firmaron un compromiso previo de fusión mediante el cual se estableció que la reorganización tendrá efecto retroactivo al 1 de enero de 2026. La operación se basará en los estados financieros individuales al 31 de diciembre de 2025, que serán utilizados como balances especiales de fusión.

Centralización de activos e infraestructura

Una de las sociedades involucradas es YPF Ventures S.A.U., una firma creada para invertir en compañías vinculadas al capital emprendedor. Esta subsidiaria funciona como vehículo para impulsar proyectos tecnológicos y startups relacionadas con el sector energético y nuevas soluciones para la industria.

La otra empresa absorbida es Oleoducto Loma Campana Lago Pellegrini S.A.U., que tiene como objeto la construcción y explotación de un oleoducto que conecta la planta de tratamiento de crudo en Loma Campana, en la provincia de Neuquén, con una estación de bombeo ubicada en Lago Pellegrini, en Río Negro.

Debido a que YPF posee el 100% de las acciones de ambas sociedades, la operación no implicará un aumento del capital social ni la emisión de nuevas acciones. Tampoco habrá relación de canje entre accionistas. La fusión aún deberá ser aprobada por las asambleas correspondientes y obtener las autorizaciones regulatorias necesarias

Luz verde para Vista: Shell se baja y acelera la operación con Equinor

Vista Energy informó a la Comisión Nacional de Valores un avance clave en el proceso de adquisición de activos de Equinor en Vaca Muerta. La compañía comunicó que se cumplió una de las principales condiciones para avanzar con el cierre de la operación anunciada a comienzos de febrero.

Según el hecho relevante enviado al organismo regulador, Shell Argentina decidió no ejercer su derecho de preferencia sobre una participación operativa en uno de los bloques involucrados. Esta decisión elimina un posible obstáculo que podía modificar el destino del acuerdo y abre el camino para que Vista continúe con su estrategia de expansión.

La renuncia de Shell constituye una condición suspensiva fundamental para el cierre de la operación. Gracias a este paso, Vista y su filial argentina podrán concretar la adquisición conjunta del 25,1% operativo del bloque Bandurria Sur y del 35% del área Bajo del Toro, dos activos considerados estratégicos dentro de la cuenca neuquina.

Un paso clave para Vista

Desde la empresa destacaron que el cumplimiento de esta condición permite avanzar hacia la etapa final del proceso. La operación forma parte del plan de crecimiento de Vista en el segmento no convencional, donde busca consolidar su presencia mediante la incorporación de áreas productivas con alto potencial y sinergias operativas.

Con este avance, la transacción quedó ahora sujeta únicamente a la aprobación de las autoridades de competencia de Chile. Este requisito está vinculado a los compromisos de exportación de crudo hacia ese país, asumidos en conjunto por Vista y Equinor en el marco del acuerdo.

El trámite se encuentra en análisis ante la Fiscalía Nacional Económica, organismo encargado de evaluar el impacto del negocio en el mercado chileno. La documentación fue presentada en febrero y, según informó la empresa, el proceso avanza dentro de los plazos previstos.

De no surgir observaciones regulatorias, Vista estima que el cierre definitivo de la operación se concretará durante el segundo trimestre de 2026. La compañía considera que esta adquisición fortalecerá su posición en Vaca Muerta y contribuirá a sostener su crecimiento productivo en los próximos años.

Ávila: “Marín hizo un negocio con Manantiales Behr y ahora no sabe cómo arreglarlo”

La venta de Manantiales Behr es un escandalo total. Las acusaciones cruzadas dejaron de ser incógnita para ganar protagonismo absoluto por parte de los actores de la industria. La licitación de la última joya de YPF en Chubut estuvo marcada de sospechas desde el inicio. Versiones desmentidas, que luego fueron confirmadas por Horacio Marín y generó un cimbronazo en la Cuenca del Golfo San Jorge.

En diciembre se comunicó que Rovella Capital se quedaba con el mítico bloque de la parte sur de Chubut. La información fue ratificada a la Comición Nacional de Valores (CNV), pero el panorama nunca fue claro. En los últimos días, las sospechas sobre la posibilidad de que Rovella no se pueda hacer cargo de los 575 millones de dólares más IVA comprometidos fueron creciendo y preocupando a la industria.

A este panorama se le sumó que Jorge Ávila salió con los tapones de punta contra el pope de YPF. El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut apuntó que “Marín hizo un negocio con Manantiales Behr” y que es el único responsable que el bloque tenga la actividad paralizada.

“Él fue el que convenció a todo el mundo de que era un negocio rentable, él fue el que dijo que tenían fondos extranjeros, él fue el que dijo que la plata la iba a estar, que la iban a tener. La garantía de inversión hoy no existe y pone a toda la provincia a Chubut jaque mate, porque la caída libre de toda la industria va a golpear inmensamente a los trabajadores”, apuntó Ávila en diálogo con La Petrolera.

Jorge Ávila pidió mantener los puestos de trabajo en Chubut.

Manantiales Behr sin actividad

Según el dirigente gremial, la transición entre operadoras generó un vacío operativo que profundizó la crisis en el yacimiento. “Cuando se decide parar toda la actividad, se paran los equipos y cae la producción. Ya no se agrega polímero y empieza una caída fuerte. Además, caen los contratos de las pymes que siguen manteniendo gente sin trabajar”, sostuvo Ávila.

Asimismo, el titular de petroleros convencionales remarcó que la falta de inversiones y de continuidad operativa transformó a Manantiales Behr en un área prácticamente marginal. “Después de no haber puesto la plata que tenía que poner, Rovella pone en jaque a toda la cuenca. Era la joya de YPF en el sur y hoy está totalmente parada. ¿Quién asegura que ahora va a invertir si no pudo pagar la primera cuota?”, cuestionó el sindicalista.

Ávila también apuntó contra el proceso licitatorio y la falta de controles previos y consideró que no se evaluaron correctamente las condiciones financieras del comprador ni su capacidad para sostener un proyecto de largo plazo en un área compleja como Manantiales Behr.

“Esto es consecuencia de una mala licitación. No se miró en qué condiciones se hacía la venta. Hoy estamos pagando ese error con equipos parados, empresas sin contratos y trabajadores en sus casas esperando que algo se destrabe”, afirmó.

YPF bajará su actividad en el fracking de Vaca muerta.

Caída de regalías

Otro de los ejes del reclamo tiene que ver con el impacto fiscal para la provincia. La caída de la producción implica menos regalías y menos recursos para el Estado, en un contexto económico ya condicionado por la baja actividad y el deterioro del empleo en el sector energético.

“Si la producción cae, caen las regalías. Nadie le va a pagar a Chubut por algo que no se saca. El daño no es solo para los petroleros, es para toda la provincia que dio mucho en los últimos años”, expresó Ávila.

El sindicalista también cuestionó el rol de la conducción de YPF durante el proceso. Sostuvo que se presentó la operación como sólida, con respaldo financiero externo, pero que en los hechos no existieron garantías reales que respaldaran esos anuncios.

“Marín convenció a todos de que era un negocio rentable, dijo que había fondos y que la plata estaba. Hoy vemos que esa inversión no existe. Puso a toda la provincia en jaque mate”, remarcó con dureza.

La falta de interlocutores claros también afectó las negociaciones paritarias. Según explicó Ávila, durante meses no hubo una operadora que se hiciera cargo formalmente del área, lo que dificultó cualquier instancia de diálogo con los trabajadores.

“Nos sentamos a discutir paritarias y no se presentó nadie. Decían que el área estaba vendida, pero no estaba vendida porque no apareció la plata. Hoy no saben cómo salir de esta situación”, señaló.

YPF vendió Manantiales Behr.

Ávila exige respuestas

Frente a este escenario, el dirigente planteó como alternativa avanzar rápidamente con el segundo oferente del proceso licitatorio, siempre que tenga respaldo financiero comprobable. Para Ávila, prolongar la indefinición solo profundiza el deterioro productivo y social.

“Si hay un comprador, tiene que ser el segundo de la lista. No podemos seguir dando vueltas. Si no, vamos a tener seis meses más de yacimientos parados y trabajadores sin trabajar”, apuntó.

Finalmente, Ávila reclamó una resolución inmediata junto al gobierno provincial y exigió responsabilidades políticas y empresarias por la situación actual. “Esto tiene que resolverse ya. No podemos seguir esperando. Hay miles de familias pendientes de una decisión. Anunciar un negocio y después no cumplir es una vergüenza. Alguien tiene que hacerse cargo”, advirtió.

Petróleos Sudamericanos compró tres equipos de pulling de San Antonio

Petróleos Sudamericanos S.A. informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) la adquisición de tres equipos de torre de pulling a la empresa San Antonio Internacional (SAI), cuya transferencia se concretó el pasado 3 de febrero de 2026. La operación se enmarca dentro de su estrategia de fortalecimiento operativo en la provincia de Mendoza.

Según detalló la compañía en el comunicado enviado al mercado, la incorporación de estos activos forma parte de un proceso de optimización estructural que viene desarrollando en distintas áreas productivas del norte mendocino. Entre ellas se encuentran Mesa Verde, Ceferino, Vizcacheras, Barrancas, Río Tunuyán y La Ventana.

Desde la empresa explicaron que esta inversión apunta a mejorar la eficiencia y autonomía de sus operaciones convencionales, en un contexto en el que busca sostener las capacidades productivas del segmento y consolidar su infraestructura operativa en la región. La adquisición de los equipos permitirá reforzar la gestión técnica y reducir la dependencia de servicios externos.

Inversión y fortalecimiento de la cadena de valor local

En el documento remitido a la CNV, Petróleos Sudamericanos destacó que la operación responde a una estrategia orientada al fortalecimiento de la cadena de valor local. A través de inversiones directas, la compañía busca consolidar su presencia en territorio provincial y promover el desarrollo de capacidades técnicas propias.

La firma subrayó que mantener los equipos afectados al desarrollo productivo local contribuye a garantizar la estabilidad y continuidad de las operaciones en Mendoza. En ese sentido, remarcó que los activos permanecerán destinados a los yacimientos que opera en la provincia, reforzando su estructura operativa.

Asimismo, la empresa señaló que esta política permite generar mayor previsibilidad en sus actividades, mejorar los tiempos de respuesta ante contingencias operativas y sostener el nivel de actividad en los campos maduros que administra.

Vista compró activos de Equinor en Vaca Muerta

Vista Energy anunció una operación clave en Vaca Muerta que involucra la compra de activos de Equinor y la cesión parcial de participaciones a YPF. El acuerdo, informado ante la Comisión Nacional de Valores, busca reorganizar el control en áreas estratégicas y fortalecer la presencia de ambas compañías en uno de los principales yacimientos del país.

La transacción contempla la adquisición por parte de Vista del 100% del capital social de Equinor Argentina, que posee el 30% del bloque Bandurria Sur, y del 50% del bloque Bajo del Toro. A partir de esta operación, la operadora que lidera Miguel Galuccio consolida su posición en zonas productivas con alto potencial de desarrollo.

En paralelo, la compañía acordó la venta a YPF del 16,3% de Equinor Argentina, lo que le permitirá a la empresa de mayoría estatal sumar de manera indirecta un 4,9% adicional en Bandurria Sur. También se estableció la cesión del 15% del bloque Bajo del Toro, reforzando el liderazgo de YPF en ambas áreas.

De concretarse todas las condiciones previas, YPF alcanzará una participación del 44,9% en Bandurria Sur y del 65% en Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte. Estas cifras consolidan a la empresa como principal operadora en estos bloques, que forman parte del núcleo productivo de Vaca Muerta.

Vista Energy sigue creciendo de la mano de Vaca Muerta.

Una operación millonaria con impacto en la producción

El monto total de las transacciones entre Vista y YPF vinculadas a estos activos asciende a más de 163 millones de dólares, con ajustes al cierre y pagos contingentes. En paralelo, Vista informó que la operación global con Equinor supera los 700 millones de dólares, combinando efectivo y acciones.

Para financiar la compra, Vista recurrió a fondos propios y a un crédito sindicado con bancos internacionales por hasta 600 millones de dólares. El préstamo tiene un plazo de cuatro años y forma parte de la estrategia financiera para sostener su crecimiento en la cuenca neuquina.

Desde la compañía, su CEO Miguel Galuccio destacó que la incorporación de estos activos permitirá reforzar el portafolio y sumar pozos con alto nivel de productividad. Según explicó, Bandurria Sur y Bajo del Toro ofrecen una combinación de producción actual y oportunidades para nuevas perforaciones.

Los datos operativos respaldan esa visión. Durante el tercer trimestre de 2025, Bandurria Sur produjo más de 80.000 barriles equivalentes diarios, mientras que Bajo del Toro superó los 4.000 barriles equivalentes por día. Ambos bloques concentran mayoritariamente producción de shale oil.

Condiciones, plazos y proyección a futuro

La concreción definitiva del acuerdo está sujeta al cumplimiento de varias condiciones. Entre ellas, se destacan la renuncia de los derechos de preferencia por parte de YPF y Shell, y la aprobación de autoridades de competencia en Chile vinculadas a exportaciones de crudo.

Vista informó que ya firmó la renuncia a sus derechos de preferencia en Bandurria Sur y Bajo del Toro, mientras espera que Shell haga lo propio. Una vez cumplidos estos requisitos, el cierre de la operación y las cesiones deberá realizarse de manera simultánea.

La empresa estima que el proceso podría completarse durante el segundo trimestre de 2026. A partir de ese momento, se iniciará una nueva etapa operativa, con foco en mejorar la eficiencia, ampliar la producción y aprovechar sinergias con otras áreas vecinas ya desarrolladas.

En este escenario, Bandurria Sur continuará siendo operada por YPF y contará con la participación de Vista y Shell, mientras que Bajo del Toro quedará bajo control mayoritario de la petrolera estatal. Ambas áreas no registran compromisos de inversión pendientes, lo que brinda mayor flexibilidad para planificar futuras etapas.