El CEO de Chevron ponderó que Milei mejoró el clima de inversión en Vaca Muerta

El CEO global de Chevron, Mike Wirth, utilizó el escenario de CERAWeek, el evento energético más relevante a nivel mundial, para expresar su respaldo al rumbo económico de Argentina y al potencial de Vaca Muerta.

Durante una conversación con Daniel Yergin, vicepresidente de S&P Global, el ejecutivo destacó la calidad de los recursos no convencionales del país, pero señaló que históricamente el principal obstáculo no fue la geología sino el entorno de inversión.

“La geología es excelente. El problema de Argentina siempre estuvo en la superficie”, afirmó Wirth, al referirse a factores como las restricciones a las importaciones, las limitaciones para exportar petróleo y las rigideces laborales, que durante años frenaron el desarrollo de Vaca Muerta.

Un cambio de escenario para Vaca Muerta

El CEO de Chevron marcó un punto de inflexión con la actual gestión de Javier Milei, al asegurar que esos obstáculos comienzan a ser abordados. “Con el presidente Milei vemos que estas barreras se están tratando de manera sistemática y hay avances concretos”, sostuvo.

En la misma línea, Daniel Yergin coincidió en que el atractivo de Vaca Muerta para la inversión extranjera empieza a mejorar, en un contexto de mayor previsibilidad.

“Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras, la producción en Argentina continúe creciendo”, agregó Wirth.

Sinergia tecnológica con el Permian

Más allá del análisis macroeconómico, Chevron avanza en la optimización de sus operaciones en el segmento upstream. La compañía reorganizó sus activos de shale bajo una estructura global unificada, lo que permite transferir tecnología, conocimiento y equipos entre distintas cuencas.

En ese marco, la empresa comenzó a aplicar químicos avanzados y técnicas de recuperación mejorada que ya fueron probadas en el Permian de Estados Unidos, uno de los desarrollos más productivos del mundo.

Estas innovaciones ya se implementan en áreas clave de Vaca Muerta, como Loma Campana, el principal desarrollo que Chevron lleva adelante junto a YPF, con el objetivo de reducir costos y mejorar la productividad.

Expectativas de inversión en Neuquén

En paralelo, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó tras su participación en el evento Argentina Week en Nueva York que Chevron comprometió inversiones para la provincia.

Chevron nunca había garantizado inversiones en ningún lugar del mundo y lo hizo en Neuquén”, aseguró el mandatario, subrayando la importancia del contexto actual para atraer capitales a Vaca Muerta.

YPF acelera la exploración en Palermo Aike

La exploración de Palermo Aike sigue su curso. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, detalló que ya se completó la primera locación en la roca madre de la Cuenca Austral y que la segunda está en marcha. “Faltan tres capas de la segunda locación y ya se terminó la primera”, explicó.

Además, confirmó que YPF realizará la perforación del primer pozo exploratorio, con una inversión que rondará entre 75 y 80 millones de dólares.

Cabe recordar que, en 2025, YPF y el Gobierno de Santa Cruz firmaron un compromiso para perforar tres pozos exploratorios no convencionales en Palermo Aike, en las áreas La Azucena y El Campamento Este, con una inversión total de 200 millones de dólares.

Para avanzar en las locaciones, se requirió movimiento de suelos, desarrollo de accesos y contratación de mano de obra local, impulsando la actividad regional.

Resultados previos en Santa Cruz

La actividad exploratoria en Palermo Aike tuvo su primer antecedente con el pozo Maypa.x-1, perforado por CGC. Aunque no alcanzó niveles productivos elevados, permitió confirmar la presencia de roca madre y obtener datos geológicos clave.

El pozo incluyó un diseño dual con un tramo vertical de 3.574 metros y un tramo horizontal de más de 1.000 metros, además de 12 fracturas hidráulicas, marcando un avance relevante en la exploración no convencional.

El ensayo arrojó 769 m³ de petróleo acumulados en 102 días, con caudales estabilizados entre 7 y 16 m³ diarios. Si bien los volúmenes son modestos, resultan significativos para una formación en etapa inicial.

A partir de estos resultados, YPF decidió avanzar con tres nuevos pozos exploratorios, cuya perforación comenzará el 1 de septiembre.

Palermo Aike, el futuro de la Cuenca Austral

Según el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, las perforaciones alcanzarán profundidades cercanas a los 3.400 metros y requerirán equipamiento especializado para operar a temperaturas de hasta 160 grados.

El funcionario destacó que la inversión en esta etapa oscilará entre 120 y 150 millones de dólares, lo que refleja el interés creciente en el desarrollo de Palermo Aike.

Desde la compañía, también indicaron en su reporte ante la SEC que Palermo Aike es uno de los proyectos onshore más relevantes dentro de su cartera exploratoria.

A pesar de los resultados iniciales moderados, el pozo piloto confirmó la presencia de gas natural y condensados, posicionando a la formación dentro de una ventana de madurez atractiva para futuros desarrollos en la industria oil & gas.

Vaca Muerta: Geopark inicia perforación en el bloque Loma Jarillosa Este

GeoPark anunció este domingo, el inicio de las operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, ubicado en la formación Vaca Muerta de la provincia de Neuquén. Este hito marca un paso decisivo en el plan de crecimiento acelerado de la compañía en Argentina y consolida su posición como uno de los nuevos operadores de referencia en la cuenca neuquina.

Para llevar adelante esta campaña, GeoPark vinculó a más de 30 empresas contratistas de distintas especialidades de servicios, a través de la suscripción de 40 acuerdos comerciales, generando un significativo impacto en la cadena de valor local y regional.

La compañía está destinando entre USD 80 y 100 millones durante 2026 para el desarrollo del bloque, con el objetivo de escalar su producción en Argentina de alrededor de 1.500 barriles de petróleo por día hasta alrededor de 5.000 o 6.000 barriles por día hacia finales de este año, multiplicando entre 3 y 4 veces su producción actual en el país.

El plan de mediano plazo es aún más ambicioso, ya que GeoPark apunta a multiplicar por diez la producción de los bloques en los próximos tres años, alcanzando cerca de 20.000 barriles por día hacia fines de 2028.

Las autoridades de la empresa sobre Vaca Muerta

“Vaca Muerta es uno de los yacimientos no convencionales más dinámicos del mundo y estamos construyendo aquí una posición que será central dentro del portafolio regional de GeoPark. Es el activo que está redefiniendo nuestra escala como compañía, con el objetivo de consolidarnos como un operador relevante en la cuenca y alcanzar una plataforma de producción rentable y sostenible en el largo plazo. Cada pozo que perforamos nos acerca a ese objetivo”, afirmo Ignacio Mazariegos, Country Director de la Unidad de Negocios de GeoPark en Argentina.

La compañía ya cuenta con oficina propia en Neuquén y un equipo local de cerca de 30 empleados, que continúa creciendo para acompañar el ritmo de las operaciones. GeoPark destacó el acompañamiento de las autoridades provinciales, cuyo respaldo ha sido clave para cumplir con el exigente cronograma operativo. En materia de responsabilidad social empresarial, empresa dio un primer paso concreto con su reciente adhesión al programa de Becas Gregorio Álvarez con un aporte de USD 250 mil, reconociendo la relevancia de la educacion para el desarrollo sostenible de la Provincia.

Con este inicio de perforación, GeoPark reafirma su apuesta por Argentina como uno de sus principales focos de expansión, aportando inversión, empleo y desarrollo tecnológico al corazón de Vaca Muerta.

Acerca de GeoPark

GeoPark es una compañía independiente de petróleo y gas con más de dos décadas de trayectoria exitosa en Latinoamérica, que cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014. En Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector.

Desde su fundación, GeoPark cuenta con el Sistema Integrado de Valores SPEED (Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario), que refleja su compromiso con la sostenibilidad en todos los territorios en donde opera.

Oldelval inició la construcción del Proyecto Duplicar Norte

Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció el inicio de la etapa constructiva del Proyecto Duplicar Norte, que contempla la construcción de un nuevo ducto troncal de 24 pulgadas y 207 kilómetros entre la Estación de Bombeo Auca Mahuida y la Estación de Bombeo Allen. Los trabajos previos a la obra comenzaron a fines de 2025 y estiman una puesta en marcha en marzo de 2027.

El proyecto Duplicar Norte permitirá incrementar progresivamente la capacidad operativa del sistema troncal hasta alcanzar valores cercanos a los 74.000 m3 diarios de crudo transportado hacia Allen, acompañando el crecimiento proyectado de producción en la Cuenca Neuquina.

La obra se estructura sobre tres ejes principales: la construcción del nuevo ducto troncal entre Auca Mahuida y Allen; repotenciación del sistema de bombeo; y la instalación de una nueva Unidad Automática de Medición (UAM ALVS) en el nodo Allen – CABO VMOS.

Los tres ejes de trabajo de Duplicar Norte

En cuanto a la construcción del nuevo ducto se ejecutará en dos etapas. En una primera instancia se desarrollará el tramo inicial, lo que permitirá incrementar el volumen transportado bajo condiciones operativas seguras. En una segunda etapa se completará el trazado restante, permitiendo alcanzar mayores capacidades de transporte y optimizar la operación del sistema en su conjunto.

Por su parte, la repotenciación del sistema de bombeo, incorporará adecuaciones en infraestructura operativa e integración a los sistemas de automatización existentes a lo largo de la traza.

Infraestructura para Vaca Muerta

Asimismo, se instalará una nueva Unidad Automática de Medición en Allen como parte del sistema de derivación hacia CABO VMOS. Esta instalación permitirá medir, controlar y asegurar la calidad del crudo derivado, garantizando precisión operativa y confiabilidad en la medición de los volúmenes transportados. La unidad comenzará operando con dos líneas de medición, con previsión de ampliación futura.

Con el inicio de la etapa constructiva de Duplicar Norte, Oldelval reafirma su compromiso con el desarrollo de infraestructura energética estratégica, consolidando su rol como operador clave para el crecimiento sostenible de la Cuenca Neuquina y el fortalecimiento del sistema de transporte de crudo a nivel nacional.

Adhesión al RIGI

En el marco del avance del Proyecto Duplicar Norte, Oldelval constituyó la sucursal dedicada “Oleoductos del Valle SDE”, que desde el 1 de marzo de 2026 se encuentra formalmente activa. La creación de esta sucursal constituye un paso clave en el proceso de adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), cuya presentación ya fue realizada ante las autoridades competentes.

Pampa Energía cerró 2025 con crecimiento en generación eléctrica y mayores reservas en Vaca Muerta

Pampa Energía presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025, un período marcado por un sólido desempeño en su negocio de generación eléctrica. El EBITDA del segmento alcanzó los US$111 millones, un 28% superior al mismo período de 2024, impulsado por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “La implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.

En petróleo y gas, la producción total creció 32% respecto del mismo período de 2024 y las reservas probadas alcanzaron 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que al cierre del año anterior. Durante 2025, Pampa repuso reservas por una cantidad equivalente a tres veces su producción, lo que permitió extender el horizonte de las mismas de 8 a 10 años.

Pampa Energía sigue impulsando el crecimiento de Rincón de Aranda.

Además la compañía informó que el desarrollo de Rincón de Aranda, uno de sus principales proyectos en Vaca Muerta, continúa en su etapa inicial y avanza conforme al plan de expansión previsto.

La empresa registró ventas por US$507 millones, lo que representa un incremento del 16% respecto del mismo período de 2024. En el acumulado anual, la facturación alcanzó aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024. El EBITDA ajustado del cuarto trimestre fue de US$230 millones, con una suba del 26% interanual.

En materia financiera, en noviembre de 2025 la compañía emitió un bono internacional por US$450 millones con una tasa de 7,75% a 12 años, un plazo récord para una empresa privada argentina. Esta operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera consistente con el plan de inversiones.

Vaca Muerta no para: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

Vaca Muerta no detiene su marcha. La roca madre rompe todos los estándares y se prepara para seguir empujando su techo de cara a una nueva etapa marcada por las exportaciones. Un parámetro para medir los proyectos en la formación son las etapas de fractura.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero. Las punciones se repartieron entre 464 destinas al gas y 1907 vinculadas al petróleo.

Además, la marca se acomodó en el podio de los mejores registros del fracking de Vaca Muerta. La cifra más alta fue de 2.588 punciones y se registró en mayo del año pasado. Le sigue la marca alcanzada en enero cuando se anotaron 2.401 etapas de fractura.

En el detalle por operadoras se detecta que YPF volvió a superar las mil punciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.087 fracturas, lo que implica el 46% del total de las operaciones.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 284 etapas de fractura. La empresa liderada por Miguel Galuccio registró el 12% de las punciones. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 238 operaciones lo que explica el 10% de la actividad en Vaca Muerta.

Golpe de timón en Vaca Muerta: SLB destronó a Halliburton en el fracking

El mapa de Vaca Muerta

Asimismo, Tecpetrol y Pluspetrol Cuenca Neuquina superaron las 150 fracturas durante febrero. La empresa petrolera de Grupo Techint realizó 174 punciones mientras que la compañía que adquirió los activos de ExxonMobil contabilizó 162 operaciones.

Un escalón más abajo se posicionó TotalEnergies y Pluspetrol (destinada a los trabajos en La Calera). La compañía francesa registró 140 etapas de fractura y la empresa de capitales nacionales sumó 131 punciones. Si se tomaran todas las operaciones de Pluspetrol, se contabilizaría 293 fracturas.

El cierre es para Pan American Energy (PAE), Shell y Phoenix Global Resources, quienes no superaron las 100 operaciones. PAE sumó 90 punciones, Shell contabilizó 54 fracturas y PGR registró 11 trabajos.

Cómo se movieron los sets de fractura

En lo que respecta a empresas de servicio se destaca que Halliburton y SLB concentraron el 71% de las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mamelucos rojos recuperó el primer lugar en el fracking del shale argentino que perdió en 2025.

Halliburton contabilizó 982 etapas de fractura que se dividieron entre 528 para YPF, 238 para Pampa Energía, 162 para Pluspetrol CN y 54 para Shell. Asimismo, SLB sumó 715 operaciones distribuidas entre 559 para YPF y 156 para Vista Energy.

En tercer lugar se ubicó Tenaris. La compañía del Grupo Techint se afianza en el servicio que exige el no convencional. En febrero se ocupó de 325 etapas de fractura repartidas entre 174 para Tecpetrol, 140 de TotalEnergies y 11 de PGR.

Además, Calfrac completó 218 fracturas que se distribuyeron entre 128 de Vista Energy y 90 de PAE.

Servicios Petroleros Integrados (SPI) fue quien cerró el informe con 131 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

YPF ganó U$S 5.000 millones y tuvo su mejor año en una década

YPF presentó los resultados del segundo año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 con un EBITDA ajustado (la rentabilidad limpia) de 5.000 millones de dólares, el más alto de los últimos 10 años.

“El foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias y el manejo activo del portafolio permitieron a YPF alcanzar resultados operativos y financieros récord en un contexto de caída de precios internacionales”, informó la compañía a través de un comunicado.

Durante 2025, las inversiones alcanzaron los 4.477 millones de dólares en 2025 de los cuales el 72% se destinó al no convencional, principalmente en Vaca Muerta.

Aumentó la producción de YPF en Vaca Muerta

La producción shale promedió los 165.000 barriles diarios un crecimiento del 35% interanual. En diciembre, la producción alcanzó los 204 mil barriles día, un 43% superior a 2024 superando el objetivo previsto para fin de año.

Actualmente, el shale oil representa el 70% del total de la producción de petróleo de la compañía y permite compensar los efectos de la salida de los campos maduros. En ese sentido, la estrategia que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros permitió reducir el costo unitario de extracción un 44% en el cuarto trimestre de 2025 frente al mismo período del año anterior.

Las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 1.128 millones de barriles equivalentes en 2025, un crecimiento del 32% interanual. Hoy representan el 88% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 3,2x, lo que implica que las reservas crezcan más del triple de lo que se extrajo en el año.

YPF busca ser la más eficiente del mundo.

Mejoró la venta de combustibles

En el segmento del Downstream, en 2025 las ventas de combustibles crecieron un 3% respecto al año anterior y las refinerías alcanzaron niveles récord de procesamiento en el último trimestre mejorando sustancialmente sus márgenes.

La compañía avanzó en la transformación tecnológica que permitió mejorar la eficiencia de sus operaciones. En el último año, YPF inauguró siete Real Time Intelligent Centers (RTICs) en sus operaciones que permiten optimizar la toma de decisiones.

YPF sigue creciendo en Vaca Muerta.

Venta de activos

YPF profundizó su estrategia de manejo activo de su portfolio con la venta de activos no estratégicos – como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr – por una suma total de más de 1.000 millones de dólares. Asimismo, en enero de 2026, se firmó un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol para adquirir el 50% adicional de tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG: Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, además de sumar participación en los yacimientos Bandurria Sur y Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.

En relación con el proyecto Argentina LNG, en febrero de 2026, YPF, ENI y XRG firmaron el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante, para iniciar el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA.

Adicionalmente, en noviembre 2025, YPF se adhirió al plan de facilidades de pago establecido por ARCA para saldar deudas relacionadas con la actualización de quebrantos del impuesto a las ganancias, con impacto en el resultado neto contable de 2025, pero sin generar prácticamente impacto en el flujo de caja del año.

Finalmente, en el plano financiero, YPF obtuvo financiamiento por 3.700 millones de dólares mostrando su capacidad para financiar el ambicioso plan de inversiones en Vaca Muerta

 

Vista aumentó su producción en Vaca Muerta un 59%

Vista, el mayor productor independiente de crudo de la Argentina, reportó en el cuarto trimestre de 2025 una producción total de 135.414 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un crecimiento interanual del 59% y de 7% con respecto al trimestre anterior. La producción de petróleo alcanzó los 118.825 barriles por día (bbl/d), registrando un crecimiento interanual del 61% y de 8% contra el tercer trimestre.

Los ingresos totales del trimestre fueron de USD 689 millones, 46% por encima los registrados en el mismo periodo del año anterior. La compañía exportó el 64% de sus volúmenes en ventas de crudo.

Además, la empresa que dirige Miguel Galuccio continúa optimizando su estructura de costos: el lifting cost fue de USD 4,1 por boe en el cuarto trimestre de 2025, lo que siginfica una reducción del 8% respecto del trimestre anterior.

El EBITDA ajustado alcanzó USD 444 millones, un incremento del 62% en comparación con el mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo en los bloques operados por la compañía y la adquisición del 50% de La Amarga Chica en abril de 2025. El margen de EBITDA ajustado se ubicó en 64%, 8 puntos porcentuales por encima del registrado en el cuarto trimestre de 2024.

La empresa generó un free cash flow positivo de USD 76 millones en el trimestre. La utilidad neta del periodo fue de USD 86 millones, comparada con USD 94 millones en el cuarto trimestre de 2024.

Cuánto invirtió Vista en Vaca Muerta

Durante 2025, Vista invirtió USD 1,331 millones para perforar y poner en producción 74 pozos de petróleo no convencional. La compañía lleva invertidos en Vaca Muerta más de USD 6,500 millones para acelerar crecimiento.

Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2025 alcanzaron 588 MMboe, un incremento del 57% comparado con 375 MMboe al cierre de 2024. La producción total fue 115,479 boe/d, un 66% mayor a la de 2024. Vista exportó 22.2 MMbbl de petróleo, un incremento interanual del 109%, representando el 61% del volumen vendido de petróleo. Este hito representó ingresos superiores a USD 1.400 millones.

El costo operativo fue 4.4 $/boe durante 2025, por debajo del 4.6 $/boe durante 2024, reflejando los beneficios de una mayor escala y el foco continuo en la eficiencia.

Los ingresos totales durante 2025 fueron USD 2,444 millones, un aumento del 48% comparado con USD 1,648 millones durante 2024, explicado por el crecimiento en la producción de petróleo en los bloques operados y la adquisición de La Amarga Chica.

Durante 2025, Vista redujo la intensidad de emisiones de GEI, de alcance 1 y 2, en 23% comparada con 2024, de 8.8 kg CO2e/boe a 6.8 kg CO2e/boe.

El EBITDA ajustado para 2025 fue USD 1,596 millones, resultando en un margen de EBITDA ajustado de 65%, y un aumento del 46% comparado con el EBITDA ajustado de USD 1,092 millones durante 2024. La utilidad neta de 2025 alcanzó USD 719 millones, comparada con USD 478 millones en 2024

Neuquén alcanzó 610 mil barriles diarios en enero

Neuquén comenzó 2026 marcando un nuevo hito en su desarrollo energético. En enero, la producción de petróleo alcanzó los 610.715 barriles por día, estableciendo un nuevo récord histórico para la provincia y confirmando el sostenido crecimiento del sector.

El volumen representa un incremento del 1,57% respecto de diciembre de 2025 y un 32,01% más que en enero del año pasado, porcentaje que también se replica en la comparación interanual acumulada.

El crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el desempeño de las áreas La Calera, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Fortín de Piedra, Mata Mora Norte y Aguada del Chañar, que registraron incrementos significativos en sus niveles de extracción.

El gas de Neuquén

En materia de gas, la producción de enero fue de 91,28 millones de m3 por día, con un aumento del 0,52% respecto de diciembre. Si bien la comparación interanual muestra una leve variación negativa (-1,24%), el nivel de actividad se mantiene en valores elevados, sostenido por el dinamismo de áreas estratégicas como Fortín de Piedra, Aguada de Castro, Río Neuquén, Loma La Lata – Sierra Barrosa y Sierra Chata.

El desarrollo no convencional continúa siendo el pilar del crecimiento energético provincial. En enero, el 97,02% del petróleo y el 90,44% del gas producidos en Neuquén provinieron de este segmento, con un aporte destacado del shale, que representó el 79,75% del gas total.

“Estos resultados ratifican la solidez del modelo de desarrollo energético que impulsa la provincia, basado en inversión, eficiencia y aprovechamiento responsable de sus recursos”, subrayaron desde el Gobierno provincial.

“Neuquén inicia el año consolidando su posición como principal motor hidrocarburífero del país y proyecta un 2026 de expansión sostenida, mayor integración productiva y nuevas oportunidades de crecimiento para la Argentina”, afirmaron.

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.