Avance sustancial
La producción de Pluspetrol en sus dos concesiones principales de Vaca Muerta llegó en junio a 110.012 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) medidos como participación neta, según los datos de producción por pozo de la Secretaría de Energía.
Es la misma cifra que, por ejemplo, la agencia FitchRatings había proyectado para el conjunto de 2026. El promedio del semestre quedó en 82.846 boe/d: la proyección anual se alcanzó en el mes de cierre, con la curva todavía en ascenso.
El cálculo se arma sobre dos concesiones neuquinas.
La Calera, en la ventana de gas húmedo, donde la operadora tiene el 50% e YPF el otro 50%, entregó 31.575 barriles diarios de condensado y 14,4 millones de metros cúbicos de gas. Bajo del Choique-La Invernada, con 90% de Pluspetrol y 10% de Gas y Petróleo del Neuquén, produjo 39.902 barriles y 2,3 millones de metros cúbicos.
Ajustados por participación y convertidos a equivalentes, los dos suman los 110.012 boe/d.
El registro oficial informa volumen operado bruto y la calificadora trabaja sobre cifras consolidadas netas: por ese criterio y con toda la cartera adentro, la compañía alcanzó en junio 196.135 boe/d, la magnitud con la que figura en el ranking de productoras del país.
De dónde salió el crecimiento
Entre enero y junio los dos bloques agregaron 39.055 boe/d netos, un 55% sobre el arranque del año.
El reparto de ese incremento se aleja del relato dominante. Bajo del Choique, el activo de shale oil que Pluspetrol le compró a ExxonMobil a fines de 2024, creció más rápido en términos relativos: pasó de 24.343 barriles diarios a 39.902, un avance de 63,9% con un salto de 38,9% concentrado entre mayo y junio. En volumen neto, sin embargo, aportó 18.807 boe/d del incremento, el 48,2%. La Calera puso los 20.248 restantes.
La composición del crecimiento apunta en la misma dirección. De los 39.055 boe/d incorporados en el semestre, 21.420 llegaron como gas, algo más de la mitad. La operadora que solicitó adhesión al régimen de incentivos con un proyecto de crudo creció, en este semestre, sobre todo por su bloque gasífero.
Ese bloque acaba de tocar su techo físico. El gas de La Calera subió 57,7% en el semestre hasta esos 14,4 millones de metros cúbicos diarios, contra los 14,5 millones que el informe declara como capacidad de la planta de tratamiento. El condensado avanzó 29,9% y en junio superó los 30.000 barriles nominales del tren de líquidos.
En abril la compañía conectó una planta de procesamiento de 25.000 barriles que elevó su capacidad de tratamiento a 55.000, y el informe deja abierta la posibilidad de seguir ampliando de manera modular en los próximos años.
La cuenta que deja la aceleración
Con las instalaciones actuales saturadas del lado del gas, el crecimiento que viene tiene que salir del crudo, y ahí es donde la senda de FIX empieza a pedir obra. La calificadora calcula que el petróleo llegue a unos 96.000 barriles diarios en 2028 y supere los 100.000 desde 2029, con una producción total en torno a 175.000 boe/d en 2028 y por encima de 200.000 hacia 2030, con el crudo en el 55% de la mezcla.
Esa proyección de 2028 deja un residuo gasífero de 79.000 boe/d netos, unos 12,6 millones de metros cúbicos diarios, un 35% por encima de lo que los dos bloques entregaron en junio. Volcado íntegramente sobre La Calera y llevado a bruto por la participación del 50%, ese volumen equivaldría a 25 millones de metros cúbicos diarios, contra los 14,5 que la planta procesa hoy. La composición proyectada para 2030 descansa sobre capacidad de tratamiento que todavía no existe.
La aceleración también acorta el horizonte de las reservas. Las probadas cerraron 2025 en 400 millones de boe, con un crecimiento interanual del 45% y una vida útil de 13,7 años. Ese denominador corresponde a una producción neta cercana a los 80.000 boe/d. Aplicado el mismo stock al ritmo de 110.000 que la propia calificadora proyecta para este año, y suponiendo que no se incorporen reservas nuevas, la vida cae a diez años; al ritmo de 175.000 de 2028, a poco más de seis. El programa de más de 600 pozos que la compañía comprometió es lo que tiene que reponer esa diferencia.
La evacuación tiene su propia brecha. Pluspetrol ingresa como accionista minoritario en VMOS con 80.000 barriles diarios de capacidad de transporte contratada, a cambio de un aporte de u$s 150 millones del que ya desembolsó u$s 86,8 millones. Ese cupo cubre los 51.699 barriles netos de crudo de junio, equivale al 83% del volumen que FIX proyecta para 2028 y al 80% de la meseta que la compañía se fijó para Bajo del Choique.
Lo que hay que financiar
Sostener la curva cuesta. La calificadora estima inversiones promedio de u$s 1.250 millones anuales entre 2026 y 2030, dirigidas sobre todo a esos dos bloques, y ubica el flujo de fondos libre en terreno negativo hasta 2027 inclusive. Para financiarlo, la compañía salió a colocar deuda a doce años y cerró la operación el 30 de junio con u$s 450 millones a 2037, tasa fija de 7,55% anual y un rendimiento de 7,875%.
El consolidado tiene además una resta pendiente. El paquete de Mendoza y La Pampa que Pluspetrol acordó vender a PECOM y San Benito Upstream en abril, todavía sujeto a condiciones precedentes, aportó en junio 16.974 barriles diarios, sin ajuste por participación, que no es público. Ese volumen sale del consolidado cuando la operación cierre, de modo que la senda proyectada tiene que reponerlo antes de crecer sobre él. Las áreas que pasaron a YPF en el canje de enero, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva Norte, figuran en cero desde mayo en el registro oficial.
La solicitud de adhesión al RIGI por u$s 12.000 millones que Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén presentaron a fines de abril para Bajo del Choique contempla cuatro plantas de procesamiento, ductos de evacuación y más de 600 pozos en veinticinco años, y continúa en evaluación en el Comité, sin resolución publicada en el Boletín Oficial.
El semestre que adelantó la meta anual dejó a la compañía apoyada en un bloque de gas que llegó a su tope y en un bloque de petróleo cuyas cuatro plantas siguen sin construirse.