YPF informó el cierre efectivo de la transacción acordada el 2 de febrero pasado con Vista Energy, por la que adquirió participaciones adicionales en tres bloques del corazón de Vaca Muerta que ya estaban bajo su operación.
La comunicación formaliza el último paso de una operación que estuvo tres meses en proceso de aprobaciones regulatorias y societarias.
Tras el closing, la compañía pasó a controlar el 44,9% de Bandurria Sur —vía 40% directo más un 16,3% de Bandurria Sur Participaciones S.A. (ex Equinor Argentina S.A.U.), titular del 30% del bloque— y el 65% de Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte. El precio total de la transacción asciende a u$s 163,175 millones, a los que se suman u$s 41 millones de ajuste de cierre y precio contingente, que incluyen efectivo, capital de trabajo y otros activos de la sociedad. Los tres bloques siguen bajo operación de YPF.
La mecánica triangular: cómo se ejecutó la operación
El closing del día completa una arquitectura societaria poco habitual: una transacción back-to-back acordada el mismo día por las tres partes. El 2 de febrero, Vista anunció a la Bolsa Mexicana de Valores la compra a Equinor del 100% de Equinor Argentina S.A.U. —titular del 30% de Bandurria Sur— y del 50% directo en Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.
El comunicado oficial de la noruega cifró el valor total de la operación en u$s 1.100 millones, con un pago inicial en efectivo de u$s 550 millones más acciones de Vista y pagos contingentes ligados a producción y precio del crudo durante cinco años. «Realizamos valor de dos activos de alta calidad», declaró ese día Philippe Mathieu, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción Internacional de Equinor, en el marco de la jerarquización del portfolio de la compañía noruega.
En el mismo acto, Vista firmó la cesión a YPF del 16,3% de la sociedad recién adquirida —que se rebautizó Bandurria Sur Participaciones S.A.— y de un 15% directo en Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte por los u$s 163,175 millones que YPF abonó.
La aritmética de la cesión indirecta arroja un 4,9% adicional de exposición de YPF al bloque (16,3% × 30% = 4,89%), que sumado al 40% que ya tenía elevó la participación total al 44,9%. Vista, que pagó la totalidad a Equinor, redujo su outflow neto contable a los u$s 712 millones que figuraron en titulares, embolsando la cesión a YPF en simultáneo. Quedó con el 25,1% indirecto de Bandurria Sur y el 35% directo en Bajo del Toro.
El cierre estuvo supeditado a dos condiciones suspensivas centrales: la renuncia de Shell Argentina al derecho de preferencia sobre el 30% que mantiene en Bandurria Sur, notificada por la anglo-holandesa el 19 de febrero, y la aprobación de la autoridad antimonopolio chilena, dado que tanto Equinor Argentina como Vista mantienen compromisos de exportación de crudo hacia ese mercado.
Datos operativos del primer trimestre: Bandurria Sur al 100% shale, Bajo del Toro Norte +50%
El comunicado aporta un dato que no figuraba en el anuncio original de febrero: la producción del primer trimestre de 2026 desagregada por bloque.
Bandurria Sur produjo 82,3 mil barriles equivalentes de petróleo por día sobre base 100%, con la totalidad correspondiente a shale oil. La cifra implica una migración relevante del mix de hidrocarburos respecto del tercer trimestre de 2025, cuando el bloque había producido 84,9 mil bep/d con 79% de shale oil. Es decir: YPF concentró la producción del área íntegramente sobre Vaca Muerta, dejando atrás el aporte residual de formaciones convencionales.
La migración de Bandurria Sur a un mix íntegramente shale oil entre el tercer trimestre de 2025 y el primer trimestre de 2026 es consistente con la dinámica de los pads recientes en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, donde el aporte de los pozos verticales convencionales más viejos se diluye por el ramp-up de los laterales horizontales largos. L
a métrica relevante para seguir el bloque ya no es el volumen agregado sino el net oil-cut y la curva de declino del inventario de pozos en producción, que define cuántas locaciones nuevas hacen falta para sostener los 82 mil bep/d en una formación con declino tipo de entre 30% y 40% durante el primer año.
Bajo del Toro Norte, en tanto, alcanzó 5,4 mil bep/d en el primer trimestre, también 100% shale oil. La cifra representa un incremento del 50% respecto de los 3,6 mil bep/d que el bloque había registrado en el tercer trimestre de 2025, según había reportado Vista en el comunicado de la operación. La Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) de Bajo del Toro Norte fue adjudicada en 2021 por 35 años, abarca 28,1 mil acres y vence el 16 de noviembre de 2056. Bajo del Toro propiamente dicho, de 10,6 mil acres, mantiene el régimen de permiso de exploración no convencional con vencimiento el 31 de diciembre de 2026 y opción de reconvertirse en CENCH por 35 años bajo la legislación vigente.
Bandurria Sur, por su parte, es CENCH desde 2015 con vencimiento en 2050, contaba con 195 pozos en producción al 30 de septiembre de 2025 y registraba reservas P1 por 181 millones de barriles equivalentes al cierre de 2024, sobre base 100%, según presentación a la Secretaría de Energía.
El Plan 4x4 entra en zona terminal: lo que viene es ejecución
El cierre también tiene una lectura estratégica.
Con esta transacción, YPF completa la fase de consolidación accionaria del Plan 4x4 sobre activos no convencionales tier-1, una semana después del closing por la cesión de Pluspetrol en el Hub Sur (Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas), informado el 30 de abril. En ambos casos, la compañía pasó a controlar paquetes accionarios holgados en bloques que ya operaba, eliminando socios minoritarios sin capacidad de capex propio o cuyo modelo internacional priorizó la salida.
La hoja de ruta del Plan 4x4, presentada por el presidente y CEO Horacio Marín ante inversores el 27 de febrero, pone u$s 6.000 millones de capex sobre la mesa para 2026 con 70% asignado a Vaca Muerta y un objetivo de producción shale propia de 215.000 barriles diarios al cierre de año.
La fase que sigue es ejecución de campo.
La concentración de participación habilita a YPF a presentar bloques individuales al RIGI mediante Vehículos de Proyecto Único, una decisión todavía abierta para Bajo del Toro. El otro vector es la capacidad de evacuación: la entrada en operación del Vaca Muerta Oil Sur hacia fines de 2026 —con 180.000 bbl/d de capacidad inicial— condiciona el ramp-up sostenido del crudo hacia los puertos del Atlántico, mientras Oldelval ya despeja la ruta hacia el Pacífico con sus 540.000 bbl/d post-Duplicar.
Sobre todo el andamiaje, el feedstock para Argentina LNG —el proyecto que YPF estructura con Eni y XRG (ADNOC), donde la decisión final de inversión está prevista para el segundo semestre— necesita exactamente esta clase de bloques operados al 60% o más para sostener la curva.