La producción argentina de petróleo alcanzó en junio un nuevo máximo histórico de 910,5 kbbl/d, con un avance interanual del 16,5% y un promedio acumulado de 891,8 kbbl/d en lo que va de 2026. Este nivel supera el anterior récord anual de 846,9 kbbl/d registrado en 1998, aunque la composición del crudo ha cambiado radicalmente. El shale oil extraído principalmente de Vaca Muerta representa ya el 69,6% del total nacional, mientras que la producción convencional continúa su declive estructural.
El dato más revelador radica en la concentración geográfica y tecnológica. Neuquén aportó 648 kbbl/d en junio, un 30,5% más que un año atrás, y explica más del 70% del crudo argentino. Dentro de ese volumen, 628,3 kbbl/d provienen del shale, mientras el convencional neuquino se reduce a apenas 17,9 kbbl/d. Esta transformación indica que el crecimiento ya no depende de reactivar yacimientos maduros, sino de la capacidad de perforar y completar pozos no convencionales a escala industrial.
La infraestructura como nuevo límite estructural
Durante los últimos años el sector se concentró en mejorar la productividad de los pozos y bajar costos de completación. Esos objetivos ya muestran resultados en los números de producción. Sin embargo, el cuello de botella se ha desplazado hacia la capacidad de evacuación. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con una inversión cercana a 3.000 millones de dólares y más del 70% de avance, permitirá transportar 180 kbbl/d hacia fines de 2026 y hasta 550 kbbl/d una vez completado en 2027. La terminal en Punta Colorada, Río Negro, además habilitará buques de mayor tamaño, reduciendo costos logísticos y mejorando la competitividad en mercados internacionales.
Proyectos complementarios como Duplicar Norte buscan ampliar la capacidad dentro de Neuquén a partir de 2027. Sin estas obras, el ritmo de perforación actual podría generar cuellos de botella que limiten la monetización del crudo. La experiencia de cuencas shale en Estados Unidos demuestra que la infraestructura de transporte suele convertirse en el factor determinante una vez superada la fase inicial de desarrollo de yacimientos.
El RIGI como ancla de inversiones de largo plazo
El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones ya concentra cinco proyectos de Oil & Gas aprobados por 16.378 millones de dólares, el segundo sector con mayor compromiso detrás de la minería. La reciente inclusión de proyectos de upstream onshore con inversión mínima de 600 millones amplía el alcance del esquema hacia nuevos desarrollos de shale. Esta herramienta aporta previsibilidad fiscal y regulatoria en un horizonte de varios años, condición necesaria cuando cada pozo de Vaca Muerta exige inversiones de capital intensivo tanto en perforación como en infraestructura asociada.
El gas también forma parte de esta dinámica. Proyectos como Southern Energy, el Gasoducto San Matías y la ampliación del Perito Moreno buscan abrir nuevas salidas y acompañar el desarrollo integral de la cuenca. La coexistencia de petróleo y gas en Vaca Muerta genera sinergias que pocas formaciones shale pueden replicar a escala global.
Perspectivas de productores, provincias y mercados externos
Las compañías con mayor exposición a Vaca Muerta, como YPF, Vista Energy y Pampa Energía, ven en el actual ciclo una oportunidad de expansión de reservas y flujo de caja. Transportadora de Gas del Sur aparece como beneficiaria indirecta por el crecimiento del gas asociado. Neuquén, por su parte, consolida su posición como principal provincia productora y recibe regalías crecientes, aunque enfrenta el desafío de diversificar su economía más allá del ciclo extractivo.
Desde el exterior, la posibilidad de exportar crudo liviano de alta calidad a través de terminales de aguas profundas modifica la ecuación de precios. Argentina deja de competir exclusivamente en mercados regionales y puede acceder a compradores en Asia y Europa con volúmenes significativos. Esta apertura, sin embargo, expone al sector a la volatilidad de los precios internacionales y a eventuales cambios en la política comercial de países importadores.
Riesgos de concentración y dependencia
El avance del shale oil ha compensado la caída del convencional, pero genera una dependencia creciente de una sola formación y de una sola provincia. Cualquier disrupción operativa, regulatoria o social en Vaca Muerta tendría impacto inmediato sobre el total nacional. Además, la necesidad de sostener tasas elevadas de inversión durante varios años expone al sector a fluctuaciones en el acceso al financiamiento y a modificaciones en el marco tributario.
Los retrasos en VMOS o en las ampliaciones de ductos podrían frenar el ritmo de crecimiento productivo y limitar el potencial exportador. Al mismo tiempo, el aumento de la producción de shale oil plantea interrogantes sobre la gestión de agua, la disposición de residuos y la huella de carbono asociada, factores que comienzan a pesar en las decisiones de inversores institucionales y compradores internacionales.
Escenarios de evolución hacia 2028
Si los proyectos de evacuación avanzan según lo previsto, la producción podría superar los 1.000 kbbl/d hacia fines de 2027, con exportaciones representando una proporción creciente del total. En ese escenario, las empresas con mejor posición en bloques de Vaca Muerta y acceso a infraestructura capturarían la mayor parte del valor adicional. Un escenario alternativo contempla demoras en las obras o una caída sostenida del precio del Brent, lo que reduciría la rentabilidad de pozos marginales y ralentizaría el ritmo de perforación.
La clave radicará en la capacidad del sector para mantener la disciplina de capital mientras se completa la infraestructura de salida. Quienes logren combinar reservas probadas, costos controlados y acceso a mercados internacionales estarán mejor posicionados para capitalizar el nuevo ciclo exportador que se abre.
