El avión -un ATR-42 600- desciende sobre la pista. Alrededor, en la desértica, árida y ventosa inmensidad de la Patagonia, la única fauna visible son las cigüeñas, inertes. Son algunos de los más de 1100 pozos convencionales que hay distribuidos en el yacimiento, una extensión de 450 kilómetros cuadrados, dos veces el tamaño de la Ciudad de Buenos Aires.
Funcionan, apenas, 40 productores y 87 inyectores. Del resto, 809 están inactivos y 187, directamente, abandonados. Sólo generan 200 barriles equivalentes de petróleo diarios (boe) de los 40.000 que hoy se extraen en El Trapial, bloque de Neuquén que, con 400 millones de barriles desde su descubrimiento, en 1991, supo ser la segunda área de petróleo más productiva de la Argentina.
Allí, Chevron inició, en 2022, la producción no convencional, tras la perforación de 12 pads de cuatro pozos cada uno. Invirtió u$s 500 millones en ese desarrollo. Ahora, busca dar el siguiente salto, el grande. Para eso, desembolsará u$s 13.800 millones hasta 2035, en un proyecto que ya presentó al Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI). Es, por monto, el segundo mayor desembolso para producir hidrocarburos que se presentó al RIGI, después de los u$s 25.000 millones de YPF a través de LLL Oil.
El objetivo de Chevron es, para 2035, triplicar su volumen de producción en la Argentina. La base de ese cálculo son los 65.000 boed que alcanzó la empresa en el país a diciembre de 2025, entre 30.000 de El Trapial y sus otros dos activos locales, Loma Campana y Norambuena, ambos operados por YPF.
Segunda mayor empresa integrada de los Estados Unidos, con más de 43.000 empleados en todo el mundo y una producción superior a los 3,7 millones de barriles equivalentes diarios, hablar de Chevron es hacerlo, indefectiblemente, de petróleo y de gas. Pero, también, de Vaca Muerta.
Pocos, casi nadie, podrá discutirle a la compañía la medalla de pionera en la formación, segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y cuarta de petróleo de ese tipo. Firmó un recordado acuerdo con YPF para dar los primeros pasos para su exploración y, sobre todo, explotación. Fue en julio de 2013, poco más de un año después de la expropiación de la empresa argentina a Repsol.
Ya en agosto de 2012 -es decir, a sólo cinco meses del despojo a los españoles-, Ali Moshiri, legendario número uno de Chevron en África y América latina, había expresado su apertura a una alianza estratégica.
Hombre habituado a tratar con autócratas de todo calibre -por caso, Hugo Chávez y, luego, Nicolás Maduro-, no lo asustaba la eventualidad de negociar con Cristina. Ella tampoco sería un escollo: a fin de cuentas, cuenta la leyenda, fue un comentario de Barack Obama (“Usted tiene una mina de oro”) la que le habría producido la epifanía que motivó la estatización.
Pero Moshiri, sobre todo, se entendió bien con Miguel Galuccio, el elegido de la viuda de Kirchner para liderar una “YPF absolutamente moderna, competitiva, alineada con los grandes intereses del país, pero con el perfil de una empresa profesionalizadas” y “no una empresa para becas políticas”, como dijo CFK cuando anunció la repatriación, en tono sanmartiniano, del ex YPF y Schlumberger.
El convenio que firmaron Moshiri y Galuccio fue por u$s 1500 millones, de los cuales Chevron pondría u$s 1240 millones. Convirtió a Loma Campana en lo que es hoy: el mayor yacimiento shale de la Argentina, con 110.000 boed, de los cuales el 80% (55.000) son para Chevron.
Pero el acuerdo, además, gestó un decreto, el 929/2013. Habilitó, para las empresas que presentaran en los siguientes tres años proyectos de inversión de más de u$s 250 millones, la exportación sin retenciones de hasta el 20% de la producción a partir del quinto año del proyecto. Y, fundamentalmente, garantizó la libre disponibilidad de divisas del 100% de las que generaran esos despachos al exterior.
Agua en el desierto de cepo, controles de precios y presión fiscal que vivía la industria petrolera argentina en ese momento. Popularmente, se lo conoció como “Decreto Chevron”. Sin embargo, en 2018, cuando deberían haber empezado a regir los beneficios, Mauricio Macri no los autorizó. Recién en 2022, tras un reclamo que la empresa presentó en 2020, Sergio Massa, recién asumido ministro de Economía de Alberto Fernández, los habilitó.
“El Decreto 929 era una vieja deuda con Chevron”, dijo la entonces Secretaria de Energía, Flavia Royón. En diciembre de 2024, en el almuerzo por el Día del Petróleo, Daniel González, secretario coordinador de Energía y Minería de Javier Milei, anunció la plena vigencia del decreto para todo el sector a partir de 2025.
Pero la historia de Chevron con Vaca Muerta se empezó a escribir antes, mucho antes. Fue, precisamente, un geólogo contratado por la Standard Oil -la precursora de la actual Chevron- quien le puso nombre a la formación, tras una travesía por Neuquén y Mendoza, en la que identificó la roca madre. Charles Edwin Weaver utilizó la denominación “Vaca Muerta” en una carta que, hoy, es atesorada como auténtica reliquia en Chevron. La misiva está fechada en 1926.
Cien años después, Juan Pablo Romanato describe las virtudes de El Trapial. “En todos lados donde hay reservorios de petróleo y gas, hay una roca madre, el potencial de la explotación no convencional. De la existencia de Vaca Muerta, se sabía hace muchísimo tiempo. Lo que no estaba era la tecnología para desarrollarla. Y, recién, se probó en los Estados Unidos, con el shale”, explica.
Está en una sala de reuniones del edificio de oficinas del yacimiento. Expone datos y comparte muestras de piedra. Una es una barra cilíndrica gris, porosa. Es de un reservorio convencional. La contrasta con una negra, mucho más chica y, sobre todo, compacta, impermeable. “Esto es la roca madre”, ilustra. De ahí, continúa, la necesidad de fracturarla. El mentado “fracking”.
Ingeniero en Petróleo recibido en el ITBA (promoción 1995), Romanato compartió materias -y algún picado- con Galuccio. También, el paso por YPF, primero, y Repsol, después. En la Argentina, trabajó en Comodoro Rivadavia, Las Heras y Cañadón Seco. En 2001, migró a Madrid, donde -desde la capital española- intervino en operaciones del Norte de África (Libia, Argelia), Ecuador y algunos activos off shore en el Mediterráneo.
Su especialidad es el diseño y desarrollo del yacimiento. Algo para lo cual, ironiza, despliega su veta creativa, ya que -más allá de los datos- sólo se puede imaginar qué puede haber debajo de la superficie hasta tanto se empiece a perforar. Volvió al país en 2006. Lo reclutó Chevron, como ingeniero senior de reservorios. Es, desde el año pasado, gerente de Operaciones en la Argentina.
Romanato vivió, prácticamente, toda la evolución del proyecto no convencional de la estadounidense en el país. Desde la campaña exploratoria de 2013, con cuatro pozos verticales, hasta la iniciada en 2019, que dio lugar al inicio de producción, con el primer rig activado en agosto de 2022.
“No es copiar y pegar, y en un lugar se hace lo mismo que otro”, aclara la complejidad de la operación. De hecho, a veces, los números chocan con la realidad. Literalmente: hay 47 pozos activos, pese a que la perforación fue de 12 pads con cuatro cada uno, a entre 3000 y 3500 metros de profundidad. El 48 se dio por perdido después de que la perforadora quedó atascada bajo la superficie.
En julio del año pasado, Chevron reorganizó su operación global. Dejó de ser por geografías. Ahora, es por tipos de yacimiento. La Argentina integra el área de No Convencional, junto a los estadounidenses Bakken, Denver-Julesburg (DJ) y, por supuesto, Permian. En conjunto, tienen una producción de 1,7 millones de boed y 2300 pozos activos.
La semana pasada, el CEO global de Chevron, Mike Wirth -quien elogió varias veces a Vaca Muerta y al gobierno de Milei-, aseguró que la empresa sostendrá, por lo menos, una década más su nivel de producción en el Permian, cuya declinación ya encendió luces amarillas en muchas petroleras. Fue la razón principal por la que Continental -pionera del shale- ya hizo pie y avanza en Vaca Muerta. Chevron, anticipó su CEO, planea producir 1 millón de barriles en el Permian hasta 2040.
Aun así, “acá es donde tenemos más expectativas de crecimiento”, apunta Romanato.
Chevron tiene El Trapial desde 1999, cuando compró San Jorge, petrolera argentina que tenía el 85% del yacimiento. En 2017, la estadounidense le compró el 15% restante a la Corporación Financiera Internacional (IFC), en un monto no develado.
Después de un pico de producción de 70.000 barriles diarios en 2001, sufrió una fuerte y acelerada declinación hasta fines de esa década. Entre 2010 y 2012, produjo menos de 10.000.
“No pudimos contrarrestar la declinación natural del yacimiento. Hasta que nos enfocamos en Vaca Muerta”, explica Romanato.
De los 40.000 barriles diarios que hoy produce El Trapial, el 30% es gas y el 70%, petróleo. La mayoría del crudo se exporta vía el Atlántico -Chevron es accionista de VMOS y de Oldelval- y, en menor proporción, a través de los Andes (también participa en el Oleoducto Trasandino).
La empresa inició la explotación shale después de que la Provincia de Neuquén reconvirtió alrededor del 65% del área en una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (Cench) y extendió el permiso de 2032 a 2057.
“Eso era fundamental. En la campaña de exploración, los pozos produjeron petróleo. Por eso, en el appraisal (la delineación del yacimiento), ya sabíamos cómo era la distribución de fluidos”, explica Romanato.
En esa etapa, con perforaciones de 1250 a 2000 metros, Chevron definió cuatro target branchs. Los bautizó “Bonarda”, “Malbec”, “Cabernet” y “Tannat”. Cada cepa tiene correlación con su nivel de profundidad. “Todos produjeron, incluso, más de lo que preveíamos. Fueron todas buenas noticias”, indica el ejecutivo.
“Todos arrojan un promedio similar. Tenemos un muy buen pozo en Bonarda, que es más somero. Pero, hoy, estamos desarrollando las cuatro variedades al mismo tiempo. No hay nada que nos haga decir que hay más actividad en uno que en otro”, agrega.
El siguiente paso fue conseguir la Cench y extenderla a 2057. “La concesión de explotación vencía en 2032. Eso nos daba una ventana chica de tiempo para la inversión que teníamos que hacer. Fuimos a la Provincia a resolverlo. Necesitábamos hacer las obras antes de entrar a desarrollo, en agosto de 2022”, puntualiza Romanato.
“El otro punto es que el gas que sacábamos lo usábamos sólo para consumo interno. Tuvimos que hacer un acuerdo con TGS para construir un caño juntos, que evacuara el gas de El Trapial para llevarlo a Los Toldos y, de ahí, conectar con el gasoducto troncal”, agrega.
Chevron tiene contratada con TGS una cota de 9 millones de metros cúbicos de gas (m3). Hoy, produce 2,3 millones de m3. El plan es que se volumen crezca.
La concesión, en realidad, son dos: El Trapial-Curamched y El Trapial-Este. La Cench rige para la segunda. “A medida que nos movemos al oeste, el contenido de gas va creciendo”, explica Romanato. Por tal razón, Chevron pidió este año una nueva Cench, para el área Oeste. El Trapial-Curamched vence en 2032. La intención es que se prolongue por 35 años, también hasta 2057, para unificar con El Trapial Este. La inversión a desarrollar en esa nueva área está incluida en los u$s 13.800 millones presentados al RIGI.
Por lo pronto, en 2026, Chevron operó en su Cench actual con un equipo de perforación, que puso en producción 12 pozos. La idea es sostener ese nivel en 2027. A un costo de perforación promedio por pozo de u$s 15 millones -como se maneja en la Cuenca Neuquina-, implicará una inversión de, por lo menos, u$s 180 millones el año próximo.
Cada pozo tiene una vida útil de 30 años. Y el shale, entre sus diferencias con la explotación convencional, requiere que, a medida que se perfora, se va poniendo en producción. Una operación más de tipo industrial, que requiere fuertes desembolsos para sostenerse. Exigencia alta, en contextos donde la principal competencia es por el capital. También, y sobre todo, para las filiales de multinacionales.
“Nos costó mucho llegar a este punto”, se sincera Romanato. Otras voces de Chevron valoran que la extensión del RIGI al upstream que el Gobierno firmó en febrero mejoró ampliamente la ecuación. “Ayuda mucho a reducir la brecha de costos con el Permian”, subrayan. Ese gap oscila entre el 35% y el 40% para las operadoras argentinas. “Pero, fundamentalmente, el RIGI brinda estabilidad a largo plazo”, destacan.
Este año, en esa competencia interna por el capital, surgió un inesperado rival: Venezuela. La semana pasada, Chevron anunció una inversión de u$s 7000 millones a cinco años, que se financiará, aclaró, con el crudo producido y exportado en ese país.
“Venezuela produce petróleo convencional, pesado, es otro tipo de producto; otra unidad de negocios. No lo veo como un gran competidor. Es parte de la realidad. Pero también es cierto que el RIGI, a nosotros, nos genera un compromiso de inversión con la Argentina”, relativiza Romanato.
Esa inversión ya está en marcha. Una veintena de pick-ups -Toyota Hilux blancas- circula por los caminos internos del yacimiento. Por día, trabajan en El Trapial 350 personas, entre plantel propio y de contratistas. Los empleados de Chevron rotan 7x7 o 14x14, entre trabajo y descanso. Duermen en el campamento, donde -además de techo y comida- disponen de una muy cuidada cancha de fútbol de pasto sintético y otra, de paddle. El avión -uno de los más modernos de su tipo- vuela tres veces a la semana desde Neuquén: martes, jueves y viernes.
Chevron -como todas las operadoras de Vaca Muerta- trabajan para que su operación sea rentable con un barril de u$s 60. Para eso, la única forma -o, por lo menos, la más importante- es seguir ganando escala. En este momento, eso significa perforar, perforar y perforar.
Se ve, con la precordillera de fondo, a la torre operando: extrae caños de perforación para, una vez finalizada esa tarea, introducir los de explotación. Enfrente, hay otro pad con cuatro pozos ya listos, esperando por su inició de producción.
“En noviembre, perforamos el próximo pad”, anticipa Romanato, ahora en el campo. El promedio de perforación de un pozo es de 23 días. Durante esa etapa, se utilizan 50.000 toneladas de arena por pad. “Cuando perforamos, entran 70 camiones con arena por día al yacimiento”, agrega el ejecutivo.
La visita continúa. “Es la primera vez en 25 años que abrimos la puerta de El Trapial a la prensa”, dio la bienvenida la CEO de Chevron en el país, la venezolana Ana Simonato, a través de un video. Todo un paso para una empresa a la que, su bajo perfil y el hermetismo de aquellos primigenios acuerdos con YPF, siempre la rodeó un halo de enigma, de secreto.
Los siguientes puntos del recorrido son la planta de procesamiento y la de almacenamiento. En el camino, se cruzan algunas vacas reales: una, blanca con motas negras; otras, marrones. Vaca vivas, que deambulan sobre una que, pese al nombre, late tanto como ellas. O, incluso, cada vez más.
