El Comité Evaluador aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de Los Toldos II Este, el desarrollo de petróleo no convencional que Tecpetrol opera en el hub norte de Vaca Muerta con el 90% del bloque y Gas y Petróleo del Neuquén con el 10% restante.
El monto autorizado es de u$s 6.400 millones. El anuncio lo hizo el ministro de Economía, Luis Caputo. Según la compañía, más de u$s 2.000 millones se desembolsarán hasta fines de 2027.
Contra el registro oficial de proyectos con resolución publicada, la cifra ubica a Los Toldos II Este en el tercer lugar del régimen, detrás del proyecto de licuefacción de Southern Energy (u$s 15.156 millones) y del desarrollo de cobre Vicuña (u$s 9.737 millones). Es el mayor proyecto de explotación y producción de petróleo que entró al esquema y supera a Rincón de Aranda, de Pampa Energía, que en junio fijó el precedente del primer upstream petrolero aprobado con u$s 4.522 millones.
La decisión del Comité es la instancia técnica. La adhesión se formaliza con la resolución del Ministerio de Economía publicada en el Boletín Oficial que aún no se publicó.
De las obras de superficie al desarrollo completo
El expediente que se aprobó no es el que inicialmente se había presentado. La explicación es que en agosto de 2024 Tecpetrol pidió los beneficios para la infraestructura de superficie y los ductos de Los Toldos II Este, por unos u$s 1.500 millones, y la solicitud quedó sin resolución. La producción de hidrocarburos no era entonces una actividad elegible.
Eso cambió en febrero de 2026, cuando el Decreto 105/2026 incorporó la explotación y producción de petróleo y gas en tierra firme con un piso de inversión de u$s 600 millones. En marzo, la compañía reformuló la presentación para incluir el desarrollo productivo completo y llevó el compromiso a u$s 2.400 millones hasta 2028, más desembolsos anuales estimados en u$s 370 millones durante una década. El salto a la cifra final tampoco es de esta semana. La diferencia entre los u$s 2.400 millones de marzo y el monto autorizado es del mismo orden que la filosofía aplicada para mensurar la década de desembolsos de sostenimiento que la empresa había comunicado por separado.
Diecinueve pozos sobre 78 kilómetros cuadrados
El bloque tenía 19 pozos registrados en junio, de los cuales nueve declararon producción de petróleo. La declaración jurada del Capítulo IV de la Secretaría de Energía clasifica a esos nueve en la formación Vaca Muerta, con trayectoria horizontal y sub-tipo de recurso shale. Otros trece son pozos petrolíferos o de servicio en distintos estados, y tres corresponden a perforaciones antiguas sobre otras formaciones, dos de ellas abandonadas. El área mide 78 kilómetros cuadrados y el plan de desarrollo contempla unos 380 pozos.
Esos nueve pozos entregaron 3.913 barriles diarios. La cifra corresponde a producción bruta operada: es el total del bloque declarado por su operador, sin descontar la participación de los socios. Representa el 16,27% de los 24.047 barriles diarios que Tecpetrol operó ese mes y un promedio de 435 barriles diarios por pozo en producción.
La serie del año describe una meseta antes que una rampa: 3.363 barriles diarios en enero, 4.720 en abril, que es el máximo del período, y 3.913 en junio. De los trece pozos petrolíferos del bloque, ocho figuran en extracción efectiva y cinco parados transitoriamente. Un pozo del tipo sumidero aparece en inyección efectiva, la vía habitual de disposición del agua de producción.
El corte de gas ubica al área en la ventana de petróleo. La relación gas-petróleo de junio fue de 295 metros cúbicos de gas por metro cúbico de crudo, con 183.000 metros cúbicos diarios de gas asociado.
La aritmética de los 70.000 barriles
La meta de 70.000 barriles diarios en 2027 exige multiplicar por casi dieciocho el volumen actual del área, un salto que la compañía ya había puesto en calendario cuando extendió su techo de emisor de deuda a u$s 3.000 millones. Sobre la producción nacional de junio, de 910.461 barriles diarios por el mismo criterio, esos 70.000 equivalen al 7,7%. El objetivo declarado para el conjunto de la Cuenca Neuquina, cercano a los 100.000 barriles diarios, supone más que cuadruplicar lo que opera hoy.
La obra que sostiene esa curva incluye una planta central de procesamiento, un sistema de generación eléctrica de 50 MW, 40.000 caballos de fuerza de compresión, ductos de evacuación de gas y crudo y sistemas de captación de agua. El cronograma prevé dos módulos durante 2027, de 35.000 barriles diarios cada uno.
Con esta autorización, el Comité deja doce expedientes de petróleo y gas en evaluación sobre un total de 23 proyectos pendientes por u$s 152.302 millones. La ventana para adherir al régimen cierra en julio de 2027, y el orden en que se resuelva esa fila define qué proyectos llegan a construir con estabilidad fiscal y cuáles quedan afuera del esquema que hizo posible el primero.