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La foto societaria del oleoducto más grande en construcción del país cambió en el tramo final de la obra, a pocos meses del primer petróleo previsto para comienzos de 2027. Chevron elevó su participación en VMOS S.A. del 10,20% al 12%, según documentos presentados ante la Comisión Nacional de Valores. Así pasó a ser el tercer accionista de la empresa que construye el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur. El peso de Chevron en VMOS queda ahora detrás de YPF, con el 29,82%, y de Pluspetrol, con el 14,55%. Además, supera a Pan American, que conserva el 10%.
El movimiento no fue un simple cambio de papeles. Salió de una asamblea que aprobó ampliar la capacidad de transporte en 60.000 barriles diarios: 44.000 para YPF y 16.000 para la petrolera estadounidense. Con ese agregado, la capacidad contratada llegó a los 550.000 barriles diarios previstos en el diseño original. Es decir, el caño ya está completamente reservado antes de bombear el primer barril. Eso importa porque los contratos son del tipo ship-or-pay, a 15 años: los socios pagan la tarifa usen o no la capacidad que firmaron. Es la lógica financiera que sostiene a la producción de Vaca Muerta camino al Atlántico.
Más plata en la segunda ronda de aportes
La ampliación también se reflejó en los aportes para terminar la obra. Hay dos acuerdos irrevocables entre los socios. El primero cubre de enero a mayo de 2026 por 223 millones de dólares; el segundo, de junio a diciembre, suma 282,5 millones. En esa segunda ronda, Chevron y su afiliada CDC comprometieron 35,2 millones de dólares, un 54,5% más que en la primera. YPF, mientras tanto, pasó de 54,6 a 87,3 millones, casi un 60% más. Los otros siete socios subieron sus contribuciones alrededor de un 10%.
Los porcentajes muestran quién empuja la obra. El peso de Chevron en VMOS se ve en los aportes: cubre el 12,44% del total de junio a diciembre, e YPF el 30,91%. En ambos casos, la cifra supera su participación accionaria. Los seis socios que no ampliaron mantienen su capacidad contratada, aunque su porcentaje en la sociedad bajó. Los contratos ship-or-pay admiten hasta cuatro prórrogas de cinco años cada una.
El Trapial y el RIGI que todavía no llega
Para Chevron, los 16.000 barriles extra tienen nombre propio: El Trapial, el bloque neuquino que opera y posee en su totalidad. La compañía aseguró esa capacidad adicional el 23 de abril. Después, el 3 de junio, pidió adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones por 13.800 millones de dólares para ese bloque. La solicitud lleva casi 16 semanas en evaluación, mientras la capacidad del oleoducto ya se paga aunque no se use. Para dimensionar la apuesta: El Trapial Este produjo 23.078 barriles diarios en junio, así que los 16.000 nuevos equivalen a cerca del 70% de esa producción.
El plan de largo plazo es más ambicioso. Según informó la directora financiera de la compañía, Eimear Bonner, Chevron produce en Argentina 80.000 barriles diarios, un 75% de petróleo. La meta es triplicar esa cifra hasta 240.000 barriles diarios en 2035. Bonner destacó los beneficios fiscales y la amortización acelerada del RIGI, pero anticipó una gestión disciplinada, sin cambios inmediatos. El presidente de la empresa, Mike Wirth, definió a la Argentina como una cartera de shale «más chica, pero creciendo». En la conferencia Gastech de Bangkok, el 14 de septiembre, Freeman Shaheen, presidente global de gas de Chevron, fue optimista sobre el país. Sin embargo, reconoció que Argentina compite por capital con Venezuela, donde la firma invertirá más de 7.000 millones de dólares.
Obra al 80% y primer petróleo en 2027
El financiamiento del oleoducto quedó a la vista cuando VMOS emitió su primera obligación negociable. Recibió 8.151 órdenes por 236,9 millones de dólares y adjudicó 233,65 millones a una tasa fija del 6,25%, a cuatro años y con pago íntegro al vencimiento. Esa emisión obligó al consorcio a publicar el prospecto con la estructura societaria y los aportes de cada socio. A eso se suma un préstamo sindicado de 2.000 millones de dólares, con 1.524 millones desembolsados hasta el 21 de julio. El costo total se estima entre 2.900 y 3.200 millones de dólares, sin contar los costos financieros, en una de las mayores apuestas de la economía regional.
Todavía falta un papel clave. La autorización de transporte pedida a la Secretaría de Energía en octubre de 2024 seguía pendiente al 11 de septiembre. Mientras tanto, la obra avanza: YPF informó que a julio el progreso rondaba el 80% y que el primer petróleo se espera para comienzos de 2027. En agosto, dos monoboyas cruzaron el estrecho de Ormuz y deberían llegar a Punta Colorada en octubre. Hasta que la tarifa entre en vigencia, la construcción se paga con los aportes mensuales de los socios, con impacto directo en el empleo y la logística de la cuenca. Ahí la participación de Chevron en VMOS ya se nota: hoy es el tercero que más pone, con El Trapial a la espera del RIGI.