IAPG | 4º Jornada de Petróleo 2026
Daniel Dreizzen, director de la consultora Aleph Energy y presidente de la Comisión de Planeamiento Energético y Estudios Económicos del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), presentó en la 4º Jornada de Petróleo 2026 de la entidad las proyecciones de la firma para los hidrocarburos de la Argentina.
En el más alto de los tres escenarios que expuso, el país alcanzaría 2,2 millones de barriles diarios de petróleo en 2035 y una producción de gas de 290 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).
En 2018, cuando era secretario de Planeamiento Energético, el país producía 500.000 barriles diarios y Dreizzen había planteado que la cifra podía duplicarse en cinco años. "Tardamos un par de años más, tres años más", reconoció, por la pandemia y "un par de crisis".
Para 2027 anticipó las primeras exportaciones de crudo desde Río Negro y el inicio de los embarques de gas natural licuado (GNL) en volumen significativo. "El año que viene va a ser histórico", afirmó.
Aun en el escenario bajo, el petróleo llega a 1,7 millones de barriles diarios
Según Dreizzen, la producción actual de petróleo ronda 1 millón de barriles diarios. En el escenario bajo llegaría a 1,7 millones, con una capacidad de evacuación desde la cuenca neuquina de 1,53 millones. Ese cálculo incluye el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que se completará el año próximo, y unos 200.000 barriles que ya pueden transportarse gracias a polímeros y a la optimización del bombeo. "Es raro, en general en los escenarios el bajo no crece", señaló.
En el escenario medio, la ampliación del VMOS a 750.000 barriles diarios llevaría la producción a 1,9 millones. El alto suma el poliducto de Argentina LNG, el proyecto de YPF, Eni y XRG (el brazo internacional de ADNOC), y otras obras que agregarían 300.000 barriles de capacidad. Para eso habría que casi duplicar los 35 equipos de perforación petroleros activos y pasar de 10 a 17 sets de fractura.
En gas, el escenario bajo llevaría la producción de unos 160 a 180 MMm3/d, con la ampliación del gasoducto Perito Moreno de Transportadora de Gas del Sur (TGS) y el proyecto de GNL de Southern Energy (SESA), el consorcio de Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
Dreizzen remarcó que SESA ya tiene decisión final de inversión, financiamiento y parte del gas vendido, y que su gasoducto dedicado debería estar listo para el invierno de 2028, cuando llegue el segundo buque. La capacidad de evacuación sería de 142 MMm3/d en el escenario bajo, de 159 MMm3/d con el proyecto Manuel Belgrano de Transportadora de Gas del Norte (TGN) y de 249 MMm3/d con Argentina LNG.
El superávit energético pasaría de u$s 13.000 millones a hasta u$s 60.000 millones
Aleph Energy estima que la balanza comercial energética cerrará este año con un saldo positivo de u$s 13.000 millones. En el horizonte de la proyección llegaría a u$s 30.000 millones en el escenario bajo, a u$s 40.000 millones en el medio y a u$s 60.000 millones en el alto, con precios que la consultora considera "normales": un Brent de entre u$s 70 y u$s 74 por barril y gas a u$s 10 por millón de BTU. El sector invierte hoy unos u$s 17.000 millones por año; el escenario medio exige superar los u$s 20.000 millones, y el alto, los u$s 30.000 millones.
Sobre el precio de equilibrio (breakeven) de Vaca Muerta, Dreizzen advirtió que no hay un único valor: "El Excel aguanta todo". Para un pozo no convencional de u$s 15 millones conectado a infraestructura existente, el breakeven es de u$s 48 por barril al amparo del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y de u$s 53 sin ese régimen.
Un desarrollo nuevo, sin infraestructura previa, suma casi u$s 10, y un yacimiento convencional como Cerro Dragón, en la cuenca del Golfo San Jorge, da unos u$s 70. En gas seco y sin RIGI, el valor se ubica entre u$s 2,5 y u$s 3 por millón de BTU.
Para Dreizzen, la Argentina hoy está en un escenario medio de condiciones financieras
Los escenarios de precios de la consultora van de u$s 50 a u$s 90 por barril y de u$s 7 a u$s 20 por millón de BTU. Según Dreizzen, la Argentina está hoy en un escenario medio: no hay cepo para los flujos futuros, pero sí para las utilidades acumuladas, y el RIGI está disponible para proyectos de más de u$s 200 millones.
Ese escenario supone un riesgo país de 600 puntos, aunque el indicador, lamentó, "volvió a subir". "No hay mundo que nos salve" si el país hace las cosas mal, advirtió. En cambio, "si hacemos las cosas bien, no necesitaríamos precios tan altos para ir a un escenario de desarrollo".
Entre los desafíos mencionó a la cadena de valor, con muchas pymes familiares presionadas por la apertura de importaciones, el pedido de bajar costos y la falta de financiamiento, además de la infraestructura para el gas, las condiciones fiscales provinciales y la competencia de Venezuela, Guyana, Brasil y Estados Unidos.
Para el director de Aleph Energy, "Argentina tiene que consolidarse como un país petrolero, algo que hubiera sido impensado hace solamente una década". Para eso pidió contratos de largo plazo y más articulación entre los actores del sector. "Cada uno en su yacimiento es buenísimo, pero cuando hay que construir algo juntos que van a usar todos ahí empiezan las discusiones", concluyó.