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La cuenta la hizo Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, esta semana en Mar del Plata. Argentina produce hoy cerca de un millón de barriles diarios, con un 70% de origen no convencional. Para 2030, según su proyección, esa cifra llegará a 1,5 o 1,6 millones. Y el superávit energético pasaría de los US$13.000 millones actuales a entre US$30.000 y US$40.000 millones. El mensaje, expuesto en el 62° Coloquio de IDEA, vino con una advertencia: el petróleo no va a seguir a 100 dólares.
De un millón a 1,6 millones de barriles
El salto productivo que describió Markous se apoya en Vaca Muerta, que ya explica la mayor parte del crudo nacional. Para sostener ese ritmo, estimó inversiones de US$13.000 millones en 2026 y cerca de US$20.000 millones en 2027. Son cifras que ubican al sector como el principal generador de divisas del país. El superávit energético, de hecho, ya aporta US$13.000 millones por año. Triplicarlo en cuatro años exige que los proyectos en curso cumplan los plazos y que el precio acompañe.
Ahí entra la cautela. «Estos precios que están ahora de 100 dólares por barril no son los que se ven a futuro. Para fin de la década (…) están más cerca de los 70», dijo el ejecutivo. Es un dato clave para la cuenca neuquina, porque los planes de inversión se calculan con precios más bajos que los actuales. Un barril a 70 dólares todavía deja margen a los proyectos de shale oil, pero obliga a seguir bajando costos. Ese es, justamente, el eje del caso que Tecpetrol usó como ejemplo.
Los Toldos II: US$6.400 millones y 70.000 barriles
El desarrollo de shale oil de la compañía en Los Toldos II arranca con una inversión inicial de US$2.300 millones. El plan completo llega a US$6.400 millones y apunta a sumar 70.000 barriles diarios. Es el proyecto con el que Tecpetrol quiere ganar peso en el petróleo de la cuenca. Aunque las cifras impresionan, lo más relevante de la presentación estuvo en la operación.
Detrás de esos números hay una mejora concreta. Según Markous, el tiempo de perforación de cada pozo bajó de 33 a 14 días. Las etapas de fractura por día pasaron de 3 a entre 10 y 12. Es decir, la empresa hoy hace en dos semanas lo que antes le llevaba más de un mes. Esa eficiencia es la que permite que un proyecto siga siendo rentable aunque el barril baje.
Qué significa para Neuquén
Para la provincia, la proyección tiene dos lecturas. La primera es de volumen: más barriles significan más regalías y más trabajo para los proveedores de la cuenca. La segunda es de precio. Si el crudo converge a 70 dólares, el ingreso por barril será menor y la competencia por capital entre operadoras se vuelve más dura. En ese escenario, los proyectos que ganan son los que perforan más rápido y fracturan más etapas por día, como mostró Tecpetrol.
Lo que viene ahora es la ejecución. Las inversiones de 2026 y 2027 tienen que traducirse en pozos conectados y en infraestructura para evacuar el crudo. El superávit energético de US$40.000 millones que proyectó Markous no es una certeza sino una meta. Depende de que la producción llegue a 1,6 millones de barriles y de que el precio no caiga por debajo de lo previsto. Mientras tanto, la señal que dejó el Coloquio de IDEA es clara: la industria ya planifica con un barril de 70 y no de 100.