Desinversiones de gigantes globales, compras agresivas de compañías locales y la llegada de independientes de EE.UU. reformulan el equilibrio de poder en Vaca Muerta, con una cartera de activos cada vez más diversificada.
Entre noviembre de 2024 y noviembre de 2025, Vaca Muerta vivió el mayor reacomodamiento patrimonial desde su despegue masivo a mediados de la década pasada. La venta del portafolio de ExxonMobil a Pluspetrol actuó como detonante de una serie de adquisiciones, reventas y rotación de activos que alteraron profundamente el mapa de operadores y la distribución de poder dentro de la cuenca.
El proceso, lejos de ser lineal, combinó tres vectores simultáneos: la salida o reducción de exposición de supermajors; la consolidación de empresas locales y latinoamericanas; y el arribo de un nuevo grupo de independientes —tanto norteamericanos como regionales— que buscan escala en shale y ven en Neuquén un terreno fértil para crecer.
El shock inicial: Pluspetrol pateó el tablero
La operación que inauguró el ciclo fue, también, la más disruptiva. En octubre de 2024 ExxonMobil anunció que vendería la mayor parte de sus activos en Argentina. Dos meses más tarde, en diciembre, Pluspetrol completó la adquisición: un paquete de áreas clave —Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste, Pampa de las Yeguas— y una participación en el midstream, incluido Oldelval.
El impacto fue inmediato. En un movimiento poco habitual en el upstream no convencional, un operador latinoamericano absorbió de golpe el portafolio shale de una supermajor estadounidense. Y con ello, no solo se redefinió el peso específico de Pluspetrol en la cuenca, sino que se abrió un mercado secundario de activos que luego alimentaría nuevas transacciones.
Tras integrar el portafolio, la compañía realizó un diagnóstico: no todos los bloques heredados de Exxon encajaban en su estrategia de priorizar áreas de productividad sobresaliente. Así, durante el primer semestre de 2025 inició un proceso de desinversión selectiva. El movimiento más visible llegó en noviembre de 2025, cuando la petrolera acordó vender el 90% de Los Toldos II Oeste a la estadounidense Continental Resources, el gigante independiente fundado por Harold Hamm.
La llegada de Continental —un jugador con fuerte ADN shale y presencia dominante en formaciones como Bakken— agregó una pieza relevante al rompecabezas: Vaca Muerta ya no solo atrae a majors y empresas regionales, sino también a independientes norteamericanos con músculo financiero y know-how específico.
Pluspetrol logró alcanzar producción temprana en su primer PAD en Bajo del Choique.
Dos apuestas que consolidan el polo latinoamericano
Mientras Pluspetrol reordenaba su portafolio, Vista Energy ejecutó la segunda mayor operación del período. En abril de 2025 cerró la compra de Petronas Argentina por unos US$1.200 millones, al incorporar participaciones en La Amarga Chica, Bandurria Norte y Aguada Federal. La operación no solo elevó a Vista al podio de los principales productores shale del país; también convirtió a Petronas en accionista de la compañía, lo cual es una clara señal de confianza en la proyección de la firma liderada por Miguel Galuccio.
En paralelo, GeoPark formalizó su ingreso al upstream neuquino entre junio y julio, con la adquisición/cesión de dos bloques. Su desembarco añadió un actor regional con trayectoria en Colombia y Chile, y reforzó el ascenso de operadores latinoamericanos capaces de competir en eficiencia técnica y en configuración de portafolios diversificados.
Las majors ajustan el portafolio
El repliegue de ExxonMobil no fue el único movimiento entre supermajors. En agosto de 2025, TotalEnergies acordó vender a YPF su 45% en Rincón La Ceniza y La Escalonada por unos US$500 millones. Shell, socio en ambos bloques, mantuvo su participación. La francesa explicó que la decisión respondía a una reasignación global de capital hacia activos core, aunque subrayó que continuará presente en el país, no solo en Vaca Muerta, sino también en el offshore fueguino.
La operación tuvo un doble efecto: por un lado, reforzó el control de YPF sobre áreas compartidas; por otro, confirmó que las majors están recalibrando su exposición en el shale neuquino, seleccionando proyectos con mayor retorno relativo.
La lectura macro
La reconfiguración patrimonial de Vaca Muerta ocurre en paralelo a un proceso macroeconómico todavía inestable, cuyo desenlace es fundamental para que esta oleada de adquisiciones se transforme en un ciclo sostenido de inversión. Así lo planteó el consultor Nicolás Arceo en el streaming Vaca Muerta Insights, donde advirtió que “la llegada de nuevos jugadores con capacidad de inversión significativa va a depender en buena medida de la estabilización o no del contexto macroeconómico”. Según el especialista, hay una condición excluyente para que se materialice un salto de Inversión Extranjera Directa: “la salida del cepo. Si eso se da, los niveles de inversión se van a incrementar significativamente en la cuenca”.
Arceo remarcó que un aumento del nivel de actividad exigirá una respuesta inmediata del mercado de servicios: “el ingreso de nuevos jugadores y el aumento en el nivel de actividad necesariamente va a requerir de la incorporación de nuevos equipos de perforación y de fractura; Argentina va a tener que sumar equipos para sostener el desarrollo de los próximos años”.
Arceo también describió un sector cada vez más diversificado: “hasta hace poco, cuatro bloques explicaban casi toda la actividad: La Amarga Chica, Bandurria Azul, Loma Campana y Bajada del Palo Oeste. En 2025 se ve una expansión: Angostura I y II, Aguada del Chañar, Rincón de Aranda, Los Toldos y Tacanas, además del desarrollo de Pluspetrol en los activos comprados a Exxon”. Esto anticipa, según él, “una desconcentración de la producción por área a lo largo de los próximos años”.
Los proyectos de exportación de Vaca Muerta siguen avanzando a buen ritmo.
Sobre el financiamiento, fue claro: “la baja del riesgo país permitió endeudamiento externo para financiar actividad; eso va a permitir un incremento del nivel de perforación el año que viene”. Y proyectó más arribos internacionales: “ya hay jugadores del Golfo de México mirando a la Argentina con otros ojos. Si se regulariza la macro, la llegada de nuevos jugadores se va a acelerar”. Respecto del landing estratégico, describió múltiples caminos: “pueden adquirir activos, hacer farm-ins o asociarse con operadores locales; la formación ofrece distintas alternativas y un volumen enorme de proyectos con capital relativamente escaso”.
Su conclusión fue tan prudente como optimista: “creo que este es el inicio de un proceso; si se ordena la macro, vamos a ver un incremento sustantivo de inversión extranjera en petróleo a lo largo de los próximos años”.
Un nuevo tablero
Con estas operaciones como telón de fondo, el mapa de Vaca Muerta quedó sustancialmente alterado. Las supermajors presentes se reducen a Shell, Chevron y una TotalEnergies más enfocada. En paralelo, los operadores locales y regionales —YPF, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix— consolidan capacidad de ejecución y aumentan su peso operativo.
Pero las novedades más significativas vienen del lado de los “recién llegados”: Continental Resources, GeoPark y potencialmente otros independientes de EE.UU. que observan oportunidades en la rotación de activos.
El reacomodamiento tiene fundamentos claros. A nivel global, los supermajors están orientando capital hacia proyectos offshore de gran escala, con mayores economías de desarrollo y menor exposición a costos crecientes de servicios. Esto deja espacio para que compañías más flexibles y con horizontes de retorno diferentes asuman posiciones en shale.
Del lado local, la expectativa sobre la expansión de infraestructura (gasoductos, proyectos de LNG vinculados a Vaca Muerta y ampliación de transporte de crudo) mejora el valor futuro de las áreas.
A pesar del dinamismo, persisten riesgos estructurales. La infraestructura actual todavía limita la monetización plena del gas. La aprobación de cesiones, regalías provinciales y eventuales cambios regulatorios pueden incidir en tiempos de cierre y valor de las operaciones. Y la sensibilidad al precio internacional del crudo —especialmente en transacciones con pagos diferidos— suma incertidumbre a la ecuación.
En el corto plazo, el foco estará puesto en la integración operativa de los portafolios recientemente adquiridos y en la aprobación regulatoria de las transferencias pendientes. Es probable que aparezcan más ventas secundarias derivadas del paquete original de Exxon y que nuevos independientes estadounidenses evalúen aterrizar en la cuenca