En un contexto de reordenamiento estratégico global, trascendió en los últimos días que la petrolera angloholandesa Shell inició contactos preliminares con potenciales compradores para evaluar la venta de sus activos en Vaca Muerta, la principal formación no convencional de la cuenca neuquina.
La información surge de un reporte exclusivo de Reuters, publicado el 22 de enero de 2026 y basado en tres fuentes con conocimiento directo del proceso. Si bien la compañía no confirmó oficialmente la operación —y aún podría optar por conservar los activos—, el movimiento abre interrogantes sobre su valor real en un mercado energético atravesado por la volatilidad de precios y los riesgos geopolíticos.
Varios think tanks hicieron circular una estimación rigurosa de la valuación de la posición de Shell en Vaca Muerta, apoyada en métricas financieras y operativas actualizadas a fines de 2025, y alineada con el marco que Reuters describe como activos “valuados en miles de millones de dólares”.
Los activos de Shell en Vaca Muerta: producción, bloques y reservas
Shell mantiene una posición relevante en Vaca Muerta, con participaciones mayoritarias y operadas en cuatro bloques clave: Cruz de Lorena (90%), Sierras Blancas (90%), Coirón Amargo Suroeste (80%) y Bajada de Añelo (50%), además de intereses minoritarios en otras áreas.
De acuerdo con el informe anual de Shell y datos consistentes con reportes de Bloomberg, Reuters, Enverus y Rystad, estos activos generaron una producción promedio de 43.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) tanto en 2024 como en 2025, lo que equivale a 15,6 millones de boe anuales.
El petróleo cerró diciembre con un récord histórico de 868.712 barriles diarios para el país, de los cuales cerca del 68% provino de formaciones no convencionales. En ese contexto, las reservas probadas y probables (2P) de Shell se estimaron de manera conservadora entre 300 y 400 millones de boe, con potencial adicional en áreas aún subdesarrolladas.
Los reportes marcan que la geología de Vaca Muerta ofrece breakevens competitivos, por debajo de los 50 dólares por barril Brent, impulsados por la calidad de los crudos livianos (API 35-50), espesores netos superiores a 400 metros y una alta productividad por pozo.
Sin embargo, sostienen que el desarrollo enfrenta limitaciones estructurales. Entre ellas se destacan la volatilidad cambiaria, el riesgo soberano argentino y los cuellos de botella en infraestructura, especialmente en capacidad de transporte y evacuación de producción.
Cómo se valúan los activos: metodología DCF y supuestos clave
La estimación de valor se basa en un modelo de flujo de caja descontado (DCF) en dos etapas, inspirado en los marcos analíticos de Aswath Damodaran y adaptado a las condiciones locales del mercado argentino.
Entre las variables que se asumen, se consideran un precio del Brent de 70 dólares por barril, márgenes netos del 15% luego de royalties, impuestos y costos operativos, y un flujo de caja libre anual normalizado cercano a 220 millones de dólares.
El modelo contempla una fase de alto crecimiento de cinco años al 10% anual, seguida de un crecimiento terminal del 2,5%.
El costo de capital (WACC) se ubica entre 12,5% y 14%, incorporando una prima de riesgo país cercana al 14%. Incentivos como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) mitigan parcialmente ese riesgo, aunque no lo eliminan.
Bajo este esquema, la valuación arroja los siguientes escenarios:
- Escenario base: entre 3.000 y 3.400 millones de dólares.
- Escenario bajista (Brent a 60 dólares y WACC del 14%): entre 2.600 y 2.900 millones de dólares.
- Escenario más probable, ajustado por volatilidad: entre 2.900 y 3.200 millones de dólares.
Como referencia, un aumento de 10 dólares en el precio del Brent impacta la valuación entre 20% y 25%, mientras que una variación de 1 punto porcentual en el WACC modifica el valor en 10% a 15%.
Estas cifras son consistentes con los múltiplos de mercado para activos shale, que oscilan entre 50.000 y 80.000 dólares por boe/d de producción, lo que sugiere un rango total de 2.500 a 4.000 millones de dólares al considerar producción actual y potencial futuro.
Por qué Shell evalúa salir de Vaca Muerta
Según sostienen los reportes, la posible desinversión responde a una redefinición estratégica bajo el liderazgo del CEO Wael Sawan, más que a una evaluación negativa de los activos.
Entre los principales drivers se destacan:
- Optimización del portafolio global, con foco en proyectos de mayor escala y retorno, especialmente en gas natural licuado (GNL).
- Liberación de capital para reinvertir en negocios prioritarios como LNG, downstream y energías renovables.
- Persistencia del riesgo macroeconómico argentino, que eleva el costo de capital frente a regiones más estables como el Permian Basin en Estados Unidos.
- Retiro de proyectos vinculados, como la salida de Shell de la fase inicial de Argentina LNG en diciembre de 2025, lo que reduce sinergias upstream.
- Costos relativos más altos, con perforaciones hasta 35% más caras que en Permian, según estimaciones de Chevron.
- En este contexto, Shell parece optar por un “modo cosecha”, maximizando el valor actual sin avanzar en expansiones agresivas.