Chevron apuesta u$s 13.800 millones bajo el RIGI para cuadruplicar El Trapial-Este: la escala depende del VMOS
Chevron presentó el 2 de junio de 2026 la mayor solicitud RIGI de un operador extranjero en Vaca Muerta: u$s 13.800 millones para expandir El Trapial-Este de 7.000 a 30.000 barriles diarios. El cuello de botella no es geológico sino infraestructural: el avance del gasoducto VMOS condiciona si la inversión se ejecuta a escala plena.
El 2 de junio de 2026, Chevron presentó ante el RIGI la mayor propuesta individual de un operador extranjero en Vaca Muerta: u$s 13.800 millones para el bloque El Trapial-Este, en el norte de Neuquén, con el objetivo de elevar la producción de 7.000 a 30.000 barriles diarios. La expansión, de 4,3 veces la capacidad actual, requiere que un conjunto de condiciones técnicas, regulatorias e infraestructurales se cumplan en paralelo.
El portafolio total del RIGI acumula aproximadamente u$s 93.000 millones en 36 proyectos aprobados. La propuesta de Chevron es la más grande de un operador extranjero dentro de ese conjunto; solo la supera el proyecto LLL Oil de YPF, con u$s 25.000 millones. Estas dos posiciones concentran buena parte de la expectativa productiva del régimen.
Chevron no llega a El Trapial-Este desde cero. La compañía ejecutó un piloto de 7 pozos en 2021, inició el desarrollo comercial en 2022 con laterales de más de 3.000 metros —tecnología trasladada desde el Permian Basin texano— e invirtió u$s 500 millones en la fase de desarrollo en 2023. Lo que cambia en 2026 es la magnitud del compromiso y la declaración de intención regulatoria: ingresar al RIGI implica asumir horizontes de inversión más largos y condiciones de estabilidad fiscal definidas por el marco legal vigente.
El cuello de botella que no es geológico
Rystad Energy estima costos de breakeven en torno a u$s 40 por barril en boca de pozo para los bloques premium de Vaca Muerta. Los costos de perforación en Neuquén superan todavía en un 30% al 40% a los de operaciones equivalentes en Midland, Texas. La brecha operativa sigue sin resolverse.
Pero el condicionante más crítico no es el costo: es la infraestructura de evacuación. La propia propuesta de Chevron lo señala con claridad: la meta de 30.000 barriles diarios está sujeta a la disponibilidad del gasoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El VMOS —con una inversión de u$s 2.900 millones ya aprobada bajo el RIGI— integra un consorcio con YPF, Pan American Energy, Vista, Shell, Pampa Energía, Pluspetrol y Tecpetrol. El cronograma de construcción de esa infraestructura compartida determinará si la escala productiva de Chevron es alcanzable dentro del horizonte declarado de inversión.
La ventana que se cierra por turno
El portafolio RIGI con u$s 93.000 millones en compromisos condicionales solo se materializa si la infraestructura avanza al ritmo de la perforación. La decisión de Chevron transfiere el riesgo al sistema: el nodo crítico ya no es el capital disponible, sino el orden de acceso al VMOS. Los operadores que consoliden posición en la infraestructura compartida primero definirán qué capacidad de evacuación le queda a quienes lleguen después. Tener capital no garantiza ejecución si el sistema de transporte ya está comprometido. La transformación productiva de Vaca Muerta no espera por todos.
Señales a monitorear: avance físico del VMOS y fecha de habilitación estimada; aprobación regulatoria definitiva de la solicitud RIGI de Chevron; evolución del diferencial de costos operativos Neuquén versus Permian en los próximos reportes de Rystad; y si otros operadores extranjeros presentan solicitudes de escala comparable antes de cerrar el año.
El portafolio total del RIGI acumula aproximadamente u$s 93.000 millones en 36 proyectos aprobados. La propuesta de Chevron es la más grande de un operador extranjero dentro de ese conjunto; solo la supera el proyecto LLL Oil de YPF, con u$s 25.000 millones. Estas dos posiciones concentran buena parte de la expectativa productiva del régimen.
Chevron no llega a El Trapial-Este desde cero. La compañía ejecutó un piloto de 7 pozos en 2021, inició el desarrollo comercial en 2022 con laterales de más de 3.000 metros —tecnología trasladada desde el Permian Basin texano— e invirtió u$s 500 millones en la fase de desarrollo en 2023. Lo que cambia en 2026 es la magnitud del compromiso y la declaración de intención regulatoria: ingresar al RIGI implica asumir horizontes de inversión más largos y condiciones de estabilidad fiscal definidas por el marco legal vigente.
El cuello de botella que no es geológico
Rystad Energy estima costos de breakeven en torno a u$s 40 por barril en boca de pozo para los bloques premium de Vaca Muerta. Los costos de perforación en Neuquén superan todavía en un 30% al 40% a los de operaciones equivalentes en Midland, Texas. La brecha operativa sigue sin resolverse.
Pero el condicionante más crítico no es el costo: es la infraestructura de evacuación. La propia propuesta de Chevron lo señala con claridad: la meta de 30.000 barriles diarios está sujeta a la disponibilidad del gasoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El VMOS —con una inversión de u$s 2.900 millones ya aprobada bajo el RIGI— integra un consorcio con YPF, Pan American Energy, Vista, Shell, Pampa Energía, Pluspetrol y Tecpetrol. El cronograma de construcción de esa infraestructura compartida determinará si la escala productiva de Chevron es alcanzable dentro del horizonte declarado de inversión.
La ventana que se cierra por turno
El portafolio RIGI con u$s 93.000 millones en compromisos condicionales solo se materializa si la infraestructura avanza al ritmo de la perforación. La decisión de Chevron transfiere el riesgo al sistema: el nodo crítico ya no es el capital disponible, sino el orden de acceso al VMOS. Los operadores que consoliden posición en la infraestructura compartida primero definirán qué capacidad de evacuación le queda a quienes lleguen después. Tener capital no garantiza ejecución si el sistema de transporte ya está comprometido. La transformación productiva de Vaca Muerta no espera por todos.
Señales a monitorear: avance físico del VMOS y fecha de habilitación estimada; aprobación regulatoria definitiva de la solicitud RIGI de Chevron; evolución del diferencial de costos operativos Neuquén versus Permian en los próximos reportes de Rystad; y si otros operadores extranjeros presentan solicitudes de escala comparable antes de cerrar el año.
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