El ajedrez de Vaca Muerta sigue su curso.
El hecho relevante que Pluspetrol presentó junto a YPF, admite esa lectura corta: una cesión, una lectura nueva que permite reinterpretar el hilo de los últimos 12 meses.
Desde septiembre de 2025, Pluspetrol se desprendió de participaciones en doce áreas repartidas entre cinco compradores. No fue una venta de emergencia ni un repliegue. Fue una estrategia.
El camino de Pluspe, primeras entregas
El primero fue GeoPark. La compañía de origen colombiano cerró en septiembre de 2025 la compra del 100% de la participación operada en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste por u$s 115 millones, y arrancó ahí un plan que hoy tiene adhesión al RIGI por más de u$s 1.000 millones.
El segundo fue Continental Resources: en diciembre de 2025 tomó el 90% de Los Toldos II Oeste, con GyP en el 10% restante, por el decreto provincial 1761/2025, y en marzo de 2026 sumó Los Toldos I Sur y Pampa de las Yeguas I. Los tres bloques provienen del mismo paquete que Pluspetrol le había comprado a ExxonMobil a fines de 2024. De aquel lote, la compañía se quedó con uno solo.
El tercero fue PECOM, que junto a su subsidiaria San Benito Upstream acordó el 57% de Pluspetrol en El Corcobo, cuatro concesiones convencionales entre Mendoza y La Pampa con unos 18.000 barriles diarios. El cuarto fue YPF, que el 30 de abril recibió el 50% de Pluspetrol en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, las tres áreas que después reconvirtió a concesión no convencional y aportó al vehículo upstream de Argentina LNG.
El inventario de lo que se fue tiene una coherencia que no necesita interpretación: campos maduros de recuperación terciaria, bloques de la periferia norte del shale en etapa temprana, y posiciones del 50% en áreas gasíferas donde el socio era también el competidor. Ninguna de esas doce áreas estaba en la ventana de líquidos.
La Calera tocó el techo y se consolida
La compañía apoya hoy su producción sobre dos concesiones. En junio, las dos sumaron 110.012 barriles equivalentes diarios medidos como participación neta, la cifra que las proyecciones de mercado ubicaban para el conjunto de 2026 y que se alcanzó en el sexto mes, con la curva todavía subiendo. Bajo del Choique-La Invernada, con 90% de Pluspetrol y 10% de GyP, aportó 39.902 barriles de crudo. La Calera, donde la compañía opera en sociedad al 50% con YPF, entregó 31.575 barriles de condensado y 14,4 millones de metros cúbicos de gas.
Ese último número es el que explica el resto. La planta de tratamiento de La Calera tiene una capacidad declarada de 14,5 millones de metros cúbicos diarios. El bloque está corriendo contra su propio techo físico, y el condensado, que subió casi 30% en el semestre, ya pasó los 30.000 barriles nominales del tren de líquidos. La Calera es el activo que le dio a Pluspetrol la escala que tiene, y es también el que se quedó sin margen primero.
Los dos bloques que acaba de comprar replican su geología. Están en la ventana de gas rico, donde el gas llega a superficie cargado de líquidos recuperables. Rincón La Ceniza, 220,77 kilómetros cuadrados, cae en la ventana de gas condensado y gas húmedo. La Escalonada, 239 kilómetros cuadrados, combina petróleo volátil y gas condensado.
Son, en términos de fluido, el mismo negocio que la compañía ya sabe hacer y que hoy no puede ampliar donde lo tiene. Shell Argentina, con el 45%, es el mayor tenedor privado de ambas uniones transitorias, y ni la petrolera anglo-holandesa ni GyP ejercieron el derecho de preferencia que tenían sobre la cesión. La Provincia informó un ingreso de u$s 13,92 millones entre el aporte previsto y el Impuesto de Sellos, cifra que corresponde a la transferencia societaria y no a compromiso de perforación alguno.
La planta que llegará en 2030
En junio, Pluspetrol firmó con Transportadora de Gas del Sur uno de los tres acuerdos comerciales que destrabaron la decisión final de inversión del mayor proyecto de líquidos del gas de la historia argentina: u$s 3.000 millones, una planta de fraccionamiento de 2,7 millones de toneladas anuales, un poliducto de 573 kilómetros hasta el sur bonaerense y exportaciones proyectadas en torno a u$s 1.200 millones por año. Con YPF y Chevron, las tres cubrieron más del 80% de la capacidad inicial. La obra demanda 45 meses y la puesta en operación está prevista para 2030.
El gas rico de Vaca Muerta es hoy un problema de evacuación y mañana un producto de exportación, y la diferencia entre las dos cosas es una planta de separación que está proyectada. Pluspetrol comprometió volumen a esa planta tres meses antes de sumar acreaje en la misma ventana.
El plan de Bajo del Choique-La Invernada que la compañía presentó al RIGI por u$s 12.000 millones, con más de 600 pozos y un plateau de 100.000 barriles diarios se anota en esa lista. La venta de doce áreas no financia un plan de esa escala. Lo que hace es algo más barato y más difícil: libera equipos, gerencia y atención.
Por qué se movió así, una hipótesis
Pluspetrol no tiene acciones en oferta pública. No hace earnings call, no publica presentación a inversores y no puede emitir papel propio para pagar una compra. Su acceso al capital es una sola ventana, la del mercado de deuda, y esa ventana tiene precio: los u$s 500 millones que colocó en noviembre vencen en 2031 y pagan 8,125% anual.
Esa condición explica la forma de las operaciones antes que su contenido. Una petrolera con acciones líquidas compra participaciones y las paga. Pluspetrol, para sumar el 20% de dos bloques, entregó el 50% de tres áreas y no desembolsó caja.
El canje con YPF resolvió por vía contractual lo que la caja no estaba en condiciones de pagar: sumar acreaje sin tocar los fondos que sostienen la campaña de Bajo del Choique. Las ventas a GeoPark, Continental y PECOM operaron en la dirección contraria y con el mismo criterio: convirtieron activos de bajo margen en caja para un plan que la compañía calcula en u$s 12.000 millones.
El destino elegido tampoco es indiferente. Cuando YPF le compró a TotalEnergies la participación en estos dos bloques, describió a La Escalonada como un activo capaz de generar sinergias en el desarrollo del Hub Norte de Vaca Muerta. El Hub Norte es donde Pluspetrol tiene Bajo del Choique-La Invernada, sus mejores pozos y su infraestructura de superficie más nueva. La compañía no compró acreaje en cualquier lado: compró en la ventana de fluido que ya sabe monetizar y en la zona donde ya tiene equipos.
El acuerdo original de enero preveía que Pluspetrol recibiera el 44,44% de las acciones de Vaca Muerta Inversiones, titular entonces del 45% de ambas uniones. Ese 44,44% sobre ese 45% da exactamente 20%: la enmienda de abril, que reemplazó las acciones por participación directa, movió el estatus.
Un accionista minoritario dentro de una sociedad controlada por un competidor no vota en el comité de operaciones, no recibe cash calls propios y no puede presentar un proyecto al RIGI por su porción. Un titular del 20% de la unión transitoria sí. La Provincia, al anunciar la aprobación, ató explícitamente la nueva estructura societaria a la incorporación de nuevos desarrollos al régimen de incentivos.
La estrategia tiene un punto. En Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas tenía el 50% y un socio cuyo calendario obedecía a Argentina LNG. En La Escalonada y Rincón La Ceniza tiene el 20% y Shell Argentina el 45%. Cambió una minoría por otra. Lo que ganó fue la ventana geológica y la condición de parte firmante; el ritmo de desarrollo, otra vez, lo va a fijar alguien más.
Esa fue la operación real de los últimos doce meses. Pluspetrol pasó de administrar un portafolio disperso entre tres cuencas a conducir dos desarrollos propios y sostener una posición minoritaria en un tercero, con la particularidad de que el tercero está en la misma ventana geológica que su activo más restringido.