Un cambio sustancial está ocurriendo en las entrañas geológicas del norte neuquino. Lo que parecía congelado hace apenas tres años atrás —cuando la volatilidad económica y las restricciones al movimiento de divisas ahuyentaban cualquier decisión de largo plazo— ha comenzado a transformarse en una carrera por ampliar la capacidad extractiva. Chevron, la segunda corporación petrolera estadounidense más grande, ha decidido comprometer aproximadamente 13.800 millones de dólares para multiplicar por tres su nivel de producción en El Trapial antes de que termine la década. Este despliegue de capital representa no solo la apuesta más significativa realizada hasta ahora bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, sino también un indicador de cómo ciertos marcos regulatorios pueden reconfigurar decisiones empresariales de escala global.

La geografía del proyecto delata su magnitud. El Trapial ocupa 450 kilómetros cuadrados, un territorio que duplica con creces la extensión de la Ciudad de Buenos Aires. Allí, donde décadas atrás se extraía petróleo mediante métodos convencionales —aquellos que aprovechan los flujos naturales del subsuelo—, la compañía estadounidense ha pivotado hacia técnicas no convencionales que demandan precisión, inversión permanente e infraestructura sofisticada. La localidad más próxima, Rincón de los Sauces, queda a considerable distancia, lo que ha obligado a construir un ecosistema casi autosuficiente: un aeródromo privado que realiza dos vuelos diarios, tres veces por semana, campamentos residenciales, comedores, canchas deportivas. Todo diseñado para retener a los 350 trabajadores directos e indirectos que operan en el sitio y evitarles un viaje de cinco horas hacia la capital provincial.

De la incertidumbre a la confianza regulatoria

La cronología de Chevron en Argentina expone una particular persistencia. Cuando la compañía adquirió la Petrolera San Jorge en 1999, El Trapial generaba alrededor de 70.000 barriles diarios. Durante los años de bonanza convencional, esa cifra se sostuvo. Sin embargo, la realidad cambió: los yacimientos convencionales envejecen, sus ritmos de declinación se aceleran, y la rentabilidad se deteriora. Hace apenas un lustro, la perspectiva era desalentadora. En 2022, cuando las puertas de capital se cerraban para Argentina y prevalecía una incertidumbre macroeconómica generalizada, cualquier expansión parecía utópica. Los gobiernos anteriores habían establecido restricciones al movimiento de divisas que, aunque atendían urgencias fiscales, desalentaban compromisos de inversión a largo plazo.

Lo que modificó este panorama fue la introducción de marcos jurídicos específicamente diseñados para proyectos de envergadura. El RIGI, en su formato actual, ofrece seguridad regulatoria a empresas que se comprometen con planes estratégicos de exportación. Chevron, que apostó por primera vez a la explotación no convencional en Vaca Muerta junto a YPF en 2013 —en tiempos donde la formación geológica era prácticamente una incógnita comercial—, ahora encontró las condiciones para expandir. La compañía deberá desembolsar mínimo 2.000 millones de dólares hasta fines de 2028 en El Trapial, comprometiéndose así con un calendario de inversiones verificable. Este tipo de obligaciones contratual vinculan a la empresa con el territorio y generan, en teoría, mayor previsibilidad tanto para la corporación como para las autoridades locales.

Logística, agua y la escala de la operación

La magnitud de la operación cotidiana revela por qué semejante inversión es necesaria. Para estimular hidráulicamente los pozos —la técnica conocida como fracking, que inyecta agua y arena a presiones extremas para fracturar la roca y liberar el hidrocarburo—, El Trapial requiere alrededor de 12 millones de litros de agua por día. Esto equivale a abastecer a una localidad de tamaño medio durante jornadas completas. La arena, materia prima esencial en cada ciclo de estimulación, llega principalmente desde Entre Ríos: setenta camiones, cada uno transportando treinta toneladas, recorren diariamente las rutas provinciales en dirección este-oeste. Son 2.1 millones de kilos de arena moviéndose a través de una red vial que, en muchos tramos, presenta signos de deterioro. Esta realidad subraya cómo proyectos extractivos de gran escala no son islas económicas: generan demandas sobre infraestructura regional que frecuentemente supera la capacidad de mantenimiento estatal.

El panorama de producción actual sitúa a El Trapial en un rol significativo dentro de la canasta nacional. Con más de 40.000 barriles de petróleo equivalentes por día, y recientemente alcanzando 35.000 barriles diarios de crudo puro, el yacimiento representa aproximadamente un 4% de la producción total argentina. Sin embargo, esta cifra es provisional: bajo el plan de Chevron, estos números deberían multiplicarse considerablemente hacia 2035. La operación no funciona de manera aislada. En Loma Campana —otro campo donde Chevron tiene presencia junto a YPF— se extraen hasta 110.000 barriles diarios, posicionándolo como el más productivo del país. En Narambuena, tercera locación operada por la estadounidense con YPF, también hay actividad, aunque de menor escala.

El contexto global y los márgenes locales de rentabilidad

La decisión de Chevron de triplicar operaciones en Argentina debe interpretarse en el contexto de su estrategia global. A nivel mundial, la corporación produce 3,7 millones de barriles diarios, de los cuales 1,7 millones provienen de actividades no convencionales. En Estados Unidos, su principal región de shale es Permian, donde opera 1,6 millones de barriles diarios. Argentina representa, en contraste, un volumen menor pero creciente. Durante la conferencia CERAWeek en Houston este año —el encuentro global más influyente de la industria energética—, el CEO de Chevron dedicó tiempo destacable para referirse específicamente a Argentina, al RIGI y a las políticas regulatorias vigentes ante una audiencia de diez mil profesionales del sector. Este nivel de visibilidad corporativa raramente se dedica a operaciones marginales; señala que la compañía visualiza al país como un nodo estratégico dentro de su portafolio no convencional.

Sin embargo, los cálculos de rentabilidad revelan asimetrías. Vaca Muerta tiene costos de extracción treinta por ciento superiores a los de Permian, su equivalente estadounidense. Las razones son múltiples: el nivel de madurez de la cuenca, la escala aún incipiente comparada con operaciones centenarias en Texas, la fragmentación del mercado de proveedores locales, los costos logísticos amplificados por distancias geográficas considerables, fluctuaciones del tipo de cambio y la prima de riesgo país que los inversores exigen como compensación por incertidumbres macroeconómicas. A pesar de estos diferenciales de costo, Chevron ha decidido avanzar. La estabilidad regulatoria comprometida por el RIGI, la certeza de poder exportar sin restricciones a precios internacionales, y la perspectiva de amortizar inversiones en un horizonte de más de una década, parecen haber inclinado la balanza hacia la afirmativa.

La dimensión histórica también importa. Cuando Chevron y YPF iniciaron cooperación en Vaca Muerta en 2013, bajo el Decreto 929 de ese año, la formación geológica era prácticamente desconocida comercialmente. Ese decreto otorgó beneficios cambiarios y tributarios que permitieron el financiamiento de las primeras operaciones piloto. Ahora, el gobierno actual ha cancelado ese régimen mediante la aprobación de las "zonas frías", pero ha asegurado que empresas como Chevron y Shell, que ingresaron bajo la regulación anterior, conservarán sus ventajas previas. Simultáneamente, el RIGI promete beneficios aún más favorables y mayor seguridad jurídica para nuevas inversiones. Este solapamiento de marcos regulatorios —combinación de incentivos heredados más nuevos mecanismos de protección— configura el contexto que habilita decisiones de esta envergadura.

Los ejecutivos de Chevron vinculados al segmento de gas natural han insinuado, además, que miran hacia adelante con interés en posibilidades de gas licuado. Vaca Muerta contiene reservas importantes tanto de petróleo como de gas. Si la empresa logra consolidar su presencia extractiva mediante esta inversión, podría posteriormente transitar hacia proyectos de licuefacción, transformando gas en producto exportable de mayor valor agregado. Esto abriría un horizonte completamente distinto para la región y para el balance de divisas nacional, aunque también implicaría inversiones suplementarias de magnitud comparables a las ya anunciadas.

Las implicancias de esta apuesta reverberan en múltiples direcciones. Para el norte neuquino, representa expansión de empleo, demanda por servicios y bienes locales, y permanencia de actividad económica en una región donde las fluctuaciones del sector extractivo han marcado históricamente ciclos de bonanza y recesión. Para las arcas públicas, supone ingresos tributarios y regalías por recursos, aunque la magnitud dependerá de fluctuaciones de precios internacionales y de la estructura negociada de tributación. Para la agenda climática global, la triplicación de producción extractiva en una cuenca no convencional presenta desafíos que expertos especializados continúan debatiendo. Para la cadena de suministros nacional, particularmente el transporte terrestre y la disponibilidad de agua, implica presiones que requieren coordinación entre privados y organismos de gobierno. Las próximas décadas dirán si esta apuesta se convierte en un modelo replicable que atrae inversión complementaria, o si permanece como una operación aislada cuya rentabilidad depende de factores exógenos fuera del control de cualquier actor local.