El boom que no se detiene: petróleo récord, más exportaciones y miles de millones en inversiones
o.- (Matías Ortega) En un contexto de economía deprimida, energía y minería se mantienen como los únicos motores encendidos a pleno, a diferencia de otros como comercio, industria y construcción que muestran caídas. Vigorosas como nunca antes, ambas actividades marcan récords en producción, generación de divisas, y proyectos de inversión. Sin embargo, hay voces que advierten sobre la necesidad de mayor infraestructura.
Según el último relevamiento de RICSA ALyC, en junio la Argentina quedó a un paso de alcanzar el millón de barriles diarios de petróleo, un hito que resume el cambio de escala que atraviesa el sector energético por el impulso de Vaca Muerta. La producción nacional llegó en junio a 914.900b/d, mientras el shale ya explica el 70% del crudo del país. La formación no convencional ya explica el 70% del petróleo producido en el país y se consolidó como el motor estructural del upstream argentino.
El dato confirma el cambio de escala que atraviesa la industria a partir del desarrollo de Vaca Muerta. La mejora productiva también empieza a reflejarse en el frente externo. Las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron en junio los u$s 1.406M, con una suba interanual del 31,1%, mientras que el superávit del sector llegó a u$s 612M. En el acumulado del primer semestre, las ventas externas energéticas sumaron u$s 7.619M.
El salto se dio en un contexto de fuerte volatilidad internacional. La tensión en Medio Oriente llevó al Brent a valores elevados y mejoró los ingresos del sector, aun cuando los volúmenes exportados cayeron frente a mayo.
Argentina quedó a 85.100 barriles diarios del millón
La producción de petróleo aceleró durante el último año y volvió a superar el récord previo de mayo, cuando había alcanzado 903.700b/d. En junio llegó a 914.900 b/d y quedó a solo 85.100 b/d de la marca del millón.
La trayectoria reciente muestra la velocidad del crecimiento. En junio de 2025, la Argentina producía 779.000b/d. En septiembre llegó a 860.000, en diciembre a 869.000, en marzo de 2026 a 878.000 y en junio alcanzó los 915.000b/d.
El informe de BBVA Research agrega una mirada de más largo plazo. Según ese trabajo, la Argentina había cerrado 2025 con un récord de 46,4 Mm3 de petróleo, equivalentes a un promedio de 860.000 b/d y una suba interanual del 13,1%. En el acumulado a junio de 2026, la producción nacional creció 17,2% interanual.
Vaca Muerta ya explica el 70% del petróleo argentino
El avance del petróleo no convencional explica casi todo el cambio de escala. Vaca Muerta produjo en junio 633.946 b/d de petróleo, con una suba interanual del 33%. En gas natural, la formación alcanzó 97,8Mm3/d, con un crecimiento del 10,2%.
La formación cuenta con 4.672 pozos activos y sumó 42 nuevas perforaciones durante el mes. Entre las áreas destacadas para petróleo aparecen Bajo del Choique y Loma Campana LII, mientras que en gas sobresalen Rincón del Mangrullo y La Calera.
El crecimiento de Vaca Muerta fue acelerado. En los últimos doce meses incorporó 157.486 barriles diarios de producción, un volumen superior al que generaba toda la formación en 2018. En ocho años, la producción de petróleo no convencional se multiplicó casi 12 veces, con un ritmo promedio de crecimiento anual del 36%.
La Cuenca Neuquina también consolidó su dominio dentro del mapa energético. En junio aportó 715.105 b/d de petróleo, equivalentes al 79% de la producción nacional. En gas natural, produjo 123Mm3/d, el 77% del total del país.
Neuquén, además, se posicionó como el principal motor exportador energético. En junio exportó combustibles y energía por u$s 810M, mientras que en los primeros seis meses acumuló ventas externas por u$s 4.205M.
Ranking de producción
Vaca Muerta volvió a impulsar la producción petrolera durante el primer semestre de 2026 y modificó el ranking de las principales compañías del sector. El bombeo de crudo aumentó un 17% interanual y quedó cerca de los 900.000 b/d en el promedio semestral, sostenido por un salto del 33% en el segmento no convencional, mientras la producción convencional cayó un 10%.
Bajo el criterio de empresas propietarias de la producción, YPF mantuvo el primer puesto con 265.600 b/d y una participación cercana al 27% del mercado. El volumen total creció un 2,6%, condicionado por la venta de campos maduros, aunque su producción de shale oil avanzó un 44% y alcanzó los 215.000b/d.
Vista Energy se ubicó en el segundo lugar y fue la empresa que más creció dentro de las cinco principales productoras. La compañía llegó a los 132.900b/d, un 48% más que durante el mismo período de 2025, y concentró alrededor del 15% de la producción nacional tras incorporar activos adquiridos a Petronas y Equinor.
El podio fue completado por Pan American Energy (PAE), con una producción de 94.800 b/d y una participación del 10%, aunque registró una caída interanual del 8,1%. En el cuarto lugar se ubicó Chevron, que aumentó su producción un 25% y alcanzó los 68.900 b/d.
Pluspetrol ingresó por primera vez al grupo de las cinco mayores productoras, con un crecimiento interanual del 46,6%. La expansión estuvo impulsada por el desarrollo de La Calera y por la incorporación de Bajo del Choique-La Invernada, el bloque de Vaca Muerta que anteriormente pertenecía a ExxonMobil.
El desempeño del gas fue más moderado: la producción nacional creció apenas un 1,1%, con una baja del 12,4% en el convencional y un avance del 6,1% en el shale. YPF lideró con 42,1Mm3/d, seguida por Tecpetrol, con 18,1M; PAE, con 17,3M; TotalEnergies, con 14,4M; y Pampa Energía, con 10,8Mm3/d.
El Brent alto impulsó los ingresos por exportaciones
La suba internacional del petróleo fue uno de los factores que más benefició al sector durante junio. Según RICSA, los ingresos por exportación de crudo llegaron a u$s 918 M en el mes, con una mejora interanual del 24%.
Ese aumento se explicó por el precio. El volumen exportado cayó 22% interanual y 22,3% frente a mayo, pero el Brent promedió u$s 85,4 por barril, un 19% por encima de los u$s 71,4 registrados en junio de 2025.
En el acumulado del semestre, los ingresos por exportación de crudo alcanzaron u$s 4.693M, con una suba interanual del 47,7%. Mayo había sido un mes excepcional porque se combinaron mayores cantidades exportadas y precios más altos.
El mercado internacional atravesó un período de alta volatilidad por el conflicto en Medio Oriente. Según el monitor, tras el acuerdo de mediados de junio para reabrir el estrecho de Ormuz, los precios continuaron a la baja hasta comienzos de julio. Sin embargo, la tregua se quebró hacia la tercera semana de julio, cuando resurgieron las tensiones y el Brent trepó hasta u$s 105,32 el 23 de julio.
El precio mínimo del período fue de u$s 68,53 el 2 de julio. Luego, una nueva tregua entre Estados Unidos e Irán volvió a calmar el mercado el 27 de julio.
Ormuz y la oportunidad para productores emergentes
El informe de BBVA Research plantea que la crisis internacional abrió una ventana de oportunidad para productores emergentes con capacidad de aumentar oferta. El estrecho de Ormuz concentra cerca del 20% del petróleo mundial y entre 20% y 25% del comercio global de GNL.
Las disrupciones logísticas llegaron a comprometer hasta 10 Mb/d de oferta y los fletes marítimos subieron 72%. El Brent tocó picos de u$s 126 por barril y, aunque luego corrigió, mantiene una prima de riesgo geopolítico.
BBVA Research proyecta tres escenarios para el Brent. En una resolución gradual, el precio se ubicaría entre u$s 75 y u$s 90. Con tensiones persistentes, se movería entre u$s 90 y u$s 100. Ante una disrupción severa en Ormuz, podría superar los u$s 120.
Para la Argentina, el contexto internacional tiene un doble impacto. Por un lado, mejora el precio de las exportaciones y acelera el ingreso de divisas. Por otro, vuelve más urgente ampliar la infraestructura para aprovechar esa demanda antes de que la ventana internacional se cierre.
Infraestructura: el principal desafío para no frenar el crecimiento
Los informes coinciden en que el límite del sector ya no está en la disponibilidad de recursos ni en la capacidad técnica para producir, sino en la infraestructura de transporte, compresión y exportación.
BBVA Research señala que la Argentina tiene recursos abundantes, pero que el aumento de producción, el abastecimiento interno y la capacidad exportadora dependen de destrabar el cuello de botella en logística y transporte. Sin nuevas expansiones en oleoductos y gasoductos troncales, Vaca Muerta no podrá crecer en todo su potencial.
El país cuenta con unos 16.000 kilómetros de gasoductos troncales y redes de oleoductos conectadas a refinerías y puertos. Sin embargo, la formación requiere mucha más infraestructura para sostener la expansión.
En petróleo, la ampliación de Oldelval y el Oleoducto Vaca Muerta Sur permitieron eliminar el cuello de botella inicial y habilitar un excedente exportable sostenido de 250.000b/d. En gas, la producción se estabilizó por encima de los 150 Mm3/d, con obras como la reversión del Gasoducto Norte y la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
Aun así, el próximo salto exige nuevas inversiones. Según estimaciones de empresas del sector citadas por BBVA Research, se requieren entre u$s 15.000 M y u$s 20.000 M de inversión adicional en infraestructura crítica para desarrollar el potencial exportador.
El foco estará en tres pilares: expansión de oleoductos hacia el Atlántico, plantas modulares de licuefacción y puertos de aguas profundas para recibir buques VLCC.
RIGI: 12 proyectos de energía y minería por casi u$s 19.600 M
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aparece como una de las herramientas centrales para financiar la próxima etapa. Según el relevamiento de proyectos cuya resolución de adhesión fue publicada durante 2026, se formalizaron 12 iniciativas vinculadas con energía y minería por una inversión acumulada documentada de u$s 19.574,1M.
De ese total, nueve proyectos corresponden a minería y tres a petróleo y gas. Las iniciativas mineras suman u$s 13.239,7M, mientras que las de petróleo y gas alcanzan u$s 6.334,4M.
En hidrocarburos, los proyectos formalizados durante 2026 son la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno, de TGS, con u$s 513,37 M en activos computables; el Gasoducto San Matías, de San Matías Pipeline, por u$s 1.300M; y Rincón de Aranda, de Pampa Energía, por u$s 4.521M.
El Gasoducto Perito Moreno agregará 95.400 HP de compresión para incrementar la capacidad de transporte en 14 Mm3/d de gas, con inicio de operaciones previsto para abril de 2027. El Gasoducto San Matías tendrá unos 480 kilómetros y 36 pulgadas, desde Tratayén hasta San Antonio Oeste, con capacidad para transportar 27 Mm3/d de gas de Vaca Muerta hacia futuras plantas de licuefacción en el Golfo San Matías.
Rincón de Aranda, en Añelo, apunta al desarrollo integral de shale oil con 259 pozos, planta central, oleoductos, gasoductos y tratamiento de agua. Su planta podrá procesar 45.000 b/d de petróleo y 800.000 m3/d de gas, con producción destinada principalmente a exportación.
En minería, el mayor proyecto aprobado en 2026 fue Vicuña, que integra Josemaría y Filo del Sol en San Juan, con u$s 9.024,73 M en activos computables. También ingresaron Carbonatos Profundos, Veladero Fases 8 y 9, Fénix Fase 1B, Diablillos, PSJ Cobre Mendocino, Cauchari-Olaroz, Tres Quebradas y Sal de Oro II.
Además, existen dos proyectos energéticos con aprobación del Comité Evaluador, pero todavía pendientes de resolución definitiva al 5 de agosto: una nueva planta de urea de Pampa Energía por u$s 2.700 M y la ampliación de Compañía Mega por u$s 360M. Si se incorporan esas aprobaciones no formalizadas, el universo asciende a 14 proyectos anunciados durante 2026, con otros u$s 3.060 M comprometidos.
Energía, exportaciones y una ventana limitada
El crecimiento petrolero ya cambió el peso del sector en el comercio exterior. BBVA Research destaca que la Argentina logró en 2025 un superávit energético récord de u$s 7.900 M y proyecta unos u$s 13.600 M para 2026.
El complejo petróleo y gas ya representa el 12,5% de las exportaciones. El petróleo lidera la primera etapa del salto exportador, mientras que el gas todavía cumple principalmente un rol de sustitución de importaciones y aparece como una plataforma de largo plazo para futuros proyectos de GNL.
Según el informe, el sector energético podría equiparar al agro como generador de divisas a partir de 2030 si se concretan las obras necesarias. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos estima que, con infraestructura suficiente, la producción de petróleo podría duplicarse durante la próxima década y la de gas, de la mano del shale y el GNL, más que duplicar los niveles actuales.
La oportunidad, sin embargo, tiene límite temporal. La transición energética no elimina la demanda global de hidrocarburos en el mediano plazo, pero acelera los tiempos para monetizar los recursos. Según BBVA Research, la demanda mundial de petróleo seguirá creciendo hacia 2030 a un ritmo más moderado, de 0,3% anual, mientras que el gas avanzará 1,4% anual.
El desafío para la Argentina será transformar el récord de producción en capacidad exportadora sostenida. Vaca Muerta ya acercó al país al millón de barriles diarios. Ahora, la próxima etapa dependerá de la velocidad con que avancen los ductos, la licuefacción, los puertos y el financiamiento de largo plazo. (ámbito.com; 05/08/2026-13:18hs)
El boom que no se detiene: petróleo récord, más exportaciones y miles de millones en inversiones
