Chevron supera los 40.000 barriles en El Trapial y apuesta al hub norte de Vaca Muerta

Hay ediciones de la AOG Patagonia que se recuerdan por los anuncios y otras por el clima. La séptima edición, que se desarrolla del 19 al 22 de octubre en Neuquén, combina las dos cosas: operadoras con proyectos presentados al RIGI, proveedores que ya no discuten si habrá actividad sino cuánta, y una agenda que mira más allá de la cuenca.

Entre los paneles más escuchados estuvo el de Ana Simonato, country manager de Chevron Argentina. Eligió empezar por la historia antes que por los números: “Chevron tiene más historia que el no convencional”, dijo, como quien necesita aclarar que la empresa no llegó ayer a la cuenca neuquina.

La cronología la contó ella misma: “Empezó en 1999 en El Trapial y luego nos asociamos en Loma Campana con YPF”. Aquel acuerdo de 2013, con una inversión inicial de US$1.240 millones, fue la puerta de entrada al shale. “Trajimos la curva de aprendizaje de Permian”, recordó.

Chevron acelera en Vaca Muerta y advierte que la competitividad será clave para el futuro energético

El Trapial y el RIGI

Para Simonato, el no convencional cambió la ecuación. “Nos permitió generar certidumbre y aplicar al RIGI para manifestarle a la Argentina la decisión de invertir en El Trapial”, explicó. El proyecto, presentado en junio, prevé una inversión de US$13.800 millones, la mayor de una empresa privada bajo ese régimen.

La sociedad con la petrolera estatal sigue vigente. “Seguimos con YPF en Narambuena”, apuntó. Y puso la escala global sobre la mesa: “Cuando miramos a Chevron, producimos 1,7 millones de barriles en el no convencional”. Para ella, la Argentina está hoy en condiciones de recibir esas inversiones.

El bloque tiene una particularidad: está en el norte de Vaca Muerta, a pocos kilómetros de Rincón de los Sauces. Esa ubicación explica buena parte de lo que la ejecutiva planteó después sobre infraestructura y servicios.

El desafío del hub norte

“El hub norte no es lo mismo que el sur por la infraestructura y los servicios”, advirtió Simonato. Para cerrar esa brecha, Chevron trabaja con Tecpetrol, Pluspetrol e YPF en el desarrollo de una zona que la industria empezó a mirar con otra atención.

El midstream aparece como el cuello de botella a resolver. “Será muy importante, por eso estamos trabajando con TGS”, dijo. En junio, Chevron se sumó a YPF y Pluspetrol para firmar contratos de abastecimiento con TGS en un proyecto de líquidos de gas de US$3.000 millones.

La otra pieza es humana. “Es muy importante formar el equipo. Los desafíos que tenemos hoy no son los mismos que tuvimos ayer”, sostuvo. Y llevó la idea al plano nacional: “La Argentina tiene que mirar lo que tiene para adaptarse a los desafíos”.

Chevron supera 40.000 barriles

En El Trapial, la apuesta incluye a la comunidad. “El desarrollo de la gente es muy importante, por eso apostamos al Instituto Vaca Muerta”, contó. Y sumó una condición para el crecimiento de la minería y la energía en el país: “Debe ser sostenible”.

Ahí apareció la frase más personal de su exposición. “Me gusta cumplir”, dijo. En la AOG 2025 había fijado como meta llevar El Trapial a 30.000 barriles diarios, desde los 25.000 de entonces. “Ahora estamos por arriba de los 40.000”, contó.

El salto, explicó, no fue obra de una sola decisión sino de “un conjunto de acciones”. “Dijimos que queríamos triplicar la producción y nos enfocamos en esa misión”, resumió. En total, Chevron supera los 100.000 barriles diarios en la Argentina, entre lo que opera y lo que produce como socio.

Permian, Vaca Muerta y el respaldo de EE.UU.

La comparación con Permian fue inevitable. “Está en una etapa diferente. Cuando se habla de no convencional, no es lo mismo en todas partes”, aclaró. En Estados Unidos, explicó, la actividad está más desarrollada y hay contratos largos. “Acá estamos en otra etapa”.

Lo que sí viaja es el aprendizaje. “Aprendemos y adaptamos en Estados Unidos y luego lo aplicamos en la Argentina. Si a eso le sumamos el RIGI, eso facilita las cosas”, dijo. En esa lógica entran los contratos macro: acuerdos con equipos de perforación y servicios que se aplican con distintas compañías proveedoras.

Consultada por el apoyo de Estados Unidos a la Argentina, prefirió hablar de reputación antes que de política. Lo que pesa, dijo, es “la imagen que estamos dando al mundo sobre lo que el país puede llegar a hacer”.

 

Vaca Muerta: el problema del gas asociado que anticipa el caso Waha

El boom del shale oil en Vaca Muerta tiene una contracara que en el sector se discute cada vez más en voz alta: con cada barril aparece más gas asociado. Así lo planteó Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, en un posteo en LinkedIn donde puso sobre la mesa el caso Waha.

“A medida que sube el precio del petróleo, la producción de gas se vuelve menos sensible al precio del propio gas”, subrayó apoyándose en un reciente informe que realizó la consultora sobre Permian.

“Cuando la economía del pozo está dominada por el crudo, el operador sigue perforando y el gas aparece como coproducto. Esto es especialmente relevante para el Hub Norte de Vaca Muerta“, ponderó el ejecutivo.

El Hub Norte, bajo la lupa

Los números del Hub Norte ayudan a dimensionar la advertencia. Pluspetrol proyecta en Bajo del Choique–La Invernada hasta 100.000 barriles diarios de petróleo y 12 MMm3/d de gas. En tanto, Tecpetrol apunta a 70.000 barriles diarios en Los Toldos II Este hacia 2027.

A eso se suman las áreas que recibieron ofertas en la Ronda 1/2026 de GyP. “La pregunta no es solo cuánto petróleo puede producir el Hub Norte, sino qué vamos a hacer con todo el gas y los líquidos que vendrán con él”, aseguró el especialista.

Waha es el hub de referencia del gas en el oeste de Texas y en los últimos años sus precios quedaron en terreno negativo en más de una ocasión. Había tanto gas y tan pocos caños para sacarlo que los productores terminaban pagando para que alguien se lo llevara.

Los Toldos II Este entró al RIGI: la apuesta de Tecpetrol por el shale neuquino

 

Las obras que ya arrancaron

En la Argentina, algunas piezas del midstream ya se mueven. “TGS proyecta procesar 43 MMm3/d en Tratayén y transportar los líquidos hasta Bahía Blanca para su fraccionamiento y exportación”, detalló Díaz sobre el plan de la transportadora, que busca ampliar su capacidad de procesamiento de gas.

MEGA también juega. La compañía obtuvo la aprobación del RIGI para una expansión de 365 millones de dólares que sumará 1.500 toneladas diarias de capacidad de producción de LGN. El plan incluye inversiones en Loma La Lata, en el poliducto que llega a Bahía Blanca y en su planta de fraccionamiento.

“Esto es clave: el desafío no es solamente agregar gasoductos. Es desarrollar toda una cadena integrada de gathering, acondicionamiento, procesamiento, recuperación de líquidos, transporte y mercados finales”, planteó el vicepresidente de Rystad Energy.

Mercados abiertos y la lección del Permian

Del lado de la demanda, el abanico se abrió. Díaz enumeró el mercado local, las exportaciones de gas a Chile, Bolivia y Brasil, el GNL como puerta al mercado global y la venta externa de líquidos (NGLs). Para el crudo, la nueva capacidad de evacuación también estira el horizonte de crecimiento.

Pero Permian muestra que ni siquiera eso alcanza. Allí se prevén unos 425 MMm3/d de nueva capacidad de transporte hacia fin de la década y, aun así, los escenarios de mayor crecimiento vuelven a tensionar el sistema. “La lección de Waha es que la infraestructura debe llegar antes que el cuello de botella”, resumió.

“Vaca Muerta todavía está a tiempo de anticiparse. El próximo desafío del Hub Norte quizás no sea encontrar más petróleo. Puede ser evacuar y monetizar eficientemente todo lo que venga con él”, consideró el especialista.

La Escalonada y Rincón de la Ceniza: los bloques que cambiarán el juego de YPF en Vaca Muerta

A principios de agosto, YPF anunció la compra del 45% de los bloques La Escalonada y Rincón de la Ceniza, ubicados en el hub norte de Vaca Muerta. El monto de la operación alcanzó los 500 millones de dólares, con un esquema de ajustes que dependerán de los flujos generados desde enero hasta el cierre definitivo.

Se trata de una de las adquisiciones más relevantes de la compañía en los últimos años, enmarcada en su estrategia de consolidarse como operador shale de referencia a nivel mundial.

En diálogo con inversores, el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, detalló el impacto de la transacción, los plazos de inversión y la proyección de desarrollo.

Los bloques adquiridos se encuentran en la ventana de petróleo y gas húmedo, considerada una de las más prometedoras de Vaca Muerta. La operación se suma a movimientos recientes de otras compañías en la zona, como la compra de Pluspetrol a Exxon en Bajo del Choique y La Invernada, consolidando un polo de crecimiento estratégico en el norte de la formación.

Un área de alto potencial en Vaca Muerta Norte

Marín describió a La Escalonada y Rincón de la Ceniza como activos con un potencial sobresaliente, con inventario superior a 500 pozos y un nivel de productividad inicial que supera la media de Vaca Muerta. “Si uno observa las curvas de producción que muestran distintos consultores, el promedio en la formación ronda el millón de barriles recuperados por pozo. En esta área, el potencial se eleva a 1,5 millones o más. Eso significa que es más rentable que nada”, aseguró.

El pope de la empresa de mayoría estatal remarcó que la adquisición fortalece la futura curva de producción de petróleo de la empresa, amplía la duración de la meseta y refuerza la posición de YPF en reservas. “Estamos en el corazón del sweet spot de Vaca Muerta, comparable a las mejores zonas de Estados Unidos”, afirmó.

Rincón de la Ceniza, en particular, tiene relevancia para el desarrollo del gas húmedo y su articulación con el proyecto de GNL que Argentina impulsa para los próximos años. Según Marín, la meta es acelerar el plan de desarrollo para monetizar cuanto antes la producción y generar mayores retornos.

“Vamos a priorizar este activo en conjunto con Shell y con la empresa provincial GyP. Se trata de uno de los mejores campos en rentabilidad de la Argentina y vamos a avanzar rápido para capturar ese valor”, agregó.

Inversiones y financiamiento para la expansión

Ante la consulta de inversores sobre el capital requerido, Marín explicó que la planificación se definirá en conjunto con los socios, aunque reconoció que el inventario de 500 pozos demandará una inversión significativa. “Si uno hace un cálculo rápido, con un costo promedio de entre 14 y 15 millones de dólares por pozo, el CapEx total rondaría los 7.500 millones. Pero debemos coordinar las etapas con Shell y GyP”, señaló.

El CFO de YPF, Federico Luis Barroetave, detalló el esquema de financiamiento. “La compra de estos activos por 500 millones de dólares ya tiene más del 30% cubierto a través de un bono emitido en el mercado local. El resto cuenta con financiamiento comprometido, también con fuerte participación del mercado doméstico”, indicó.

Barroetave agregó que hacia 2026 la compañía enfrentará vencimientos por 2.300 millones de dólares, de los cuales más del 50% corresponde a deuda local. “Hemos tenido mucho éxito en refinanciaciones en el mercado argentino. Incluso el mes pasado emitimos el bono en dólares más alto de la historia en el mercado local, por 250 millones, que se sumó a otro de 167 millones. En total fueron 417 millones. Esto muestra un creciente apetito por el trabajo de YPF”, aseguró.

El directivo subrayó que la estrategia de financiamiento combina emisiones locales y oportunidades internacionales, con foco en acompañar la expansión no convencional.

Una jugada estratégica para el futuro de YPF

Para Marín, la compra de La Escalonada y Rincón de la Ceniza encaja de manera directa en la hoja de ruta de YPF: incrementar la producción shale, desinvertir en activos convencionales y posicionarse como un jugador integrado con escala mundial.

“Nuestra expectativa es clara: acelerar la monetización de la producción y asegurar una meseta sostenida en Vaca Muerta. Cuando completemos las desinversiones convencionales, la compañía será un actor integrado, con sinergias de escala que refuerzan nuestra competitividad”, explicó.

El CEO insistió en que la operación no solo amplía las reservas, sino que también mejora la rentabilidad de la compañía. “La pregunta sobre el impacto es sencilla de responder: nada negativo, solo positivo. Vamos a ganar más dinero para ustedes, los inversores, porque este es uno de los mejores campos del país”, afirmó con tono directo.

La adquisición también fortalece la asociación estratégica con Shell y GyP, un vínculo que permitirá acelerar decisiones y coordinar inversiones en infraestructura. “Estamos hablando con empresas cercanas para analizar las instalaciones necesarias y asegurar el ritmo de desarrollo”, detalló Marín.