Entre enero y junio, la industria de los hidrocarburos no dejó de romper sus propias marcas. El semestre cierra con un país que toca el techo, una provincia, Neuquén, que sigue en ascenso, Vaca Muerta que es el motor de todo y un dato que empieza a asomar con la misma fuerza que el petróleo: volvió el gas, y con todo.
Seis meses. Esa es la ventana que separa el arranque de 2026, cuando Argentina promediaba 882.220 barriles diarios de petróleo y ya festejaba un récord, con el techo de los 900 barriles diarios de mayo y los 875 mil de junio, el tercer mejor registro del año, pero el peor del primer trimestre. El sexto mes del año fue mejor que enero, febrero y marzo, pero es la meseta de mitad de año en comparación con los picos de abril y mayo.
Vaca Muerta es el motor que impulsa todo y Neuquén la provincia que marcó su mejor mes de la historia, otra vez, con el gas volviendo a escena, alcanzando la producción más alta jamás registrada. En el medio, una curva que no tuvo meses de pausa real, aunque sí matices que conviene mirar con atención antes de simplificar el semestre en una sola frase de "todo sube".
"La segunda mitad del año va a ser muy parecida. Se espera que las etapas de fractura (el índice que mide la actividad real) lleguen a 30 mil en diciembre, el primer semestre terminó en 14.500 fracturas", dijo una voz autorizada a VacaMuerta.ar, dando a entender que no se espera un freno, sino una velocidad crucero para sostener la aceleración del 2026.
El país: una meseta en la cima, no una caída
A nivel nacional, la producción de petróleo pasó de 882.220 bbl/d en enero a 893.000 en abril y 903.700 en mayo, el techo histórico del semestre. Junio cerró, según el dato preliminar del Capítulo IV de la Secretaría de Energía de Nación, en 892.000 bbl/d —una cifra que todavía puede subir levemente. Leído en el contexto del semestre, no es un retroceso: es una meseta en el nivel más alto de la serie, algo esperable después de dos meses consecutivos de récord.
Neuquén: la provincia que no conoce el freno
Si el país se toma una pausa, Neuquén no. La producción provincial de petróleo escaló de manera casi ininterrumpida: 610.715 bbl/d en enero, una leve corrección a 603.793 en febrero, 609.817 en marzo, 628.851 en abril, 636.200 en mayo y 644.821 en junio, un nuevo récord histórico y la certeza de que la curva es ascendente. "La mayor producción de petróleo y de gas natural registrada en los más de 100 años que lleva de trayectoria la industria en Neuquén", dijo una fuente, de acuerdo al informe de las empresas. En apenas seis meses, la provincia sumó más de 34.000 barriles diarios a su propio piso de enero, un crecimiento del 5,6% en el semestre, con una sola corrección leve en el camino (febrero).
El shale, cada vez más la única historia que importa
Detrás de esos números provinciales hay una historia todavía más marcada: el no convencional explica prácticamente toda la producción de Neuquén. En enero el shale ya representaba más del 96% del total provincial; en junio, la cifra treparon a cerca del 98%, con unos 625.000 barriles diarios que salen específicamente del shale oil. La producción convencional, en otras palabras, quedó reducida a un resto casi simbólico: la historia de Neuquén hoy es, sin matices, la historia de Vaca Muerta.
La cuenca Neuquina, que además recibe producción de Río Negro y algo de Mendoza, consolidó durante el semestre su liderazgo como principal motor de la producción petrolera argentina. La formación comenzó el año con 671.968 barriles por día en enero, registró una leve baja en febrero (663.153 bbl/d) y recuperó la senda de crecimiento en marzo (671.735 bbl/d).
A partir de abril aceleró su expansión hasta alcanzar 697.419 barriles diarios, mientras que en mayo marcó un nuevo récord histórico de 709.000 barriles por día. En junio la producción retrocedió ligeramente hasta 693.246 barriles diarios, aunque se mantuvo en niveles históricamente elevados.
YPF: el repliegue que no contradice el crecimiento
En el otro extremo de la fotografía está YPF, que muestra una trayectoria propia y a primera vista contraintuitiva: de 390.508 bbl/d operados en enero (con un 93% ya proveniente de la Cuenca Neuquina) a 387.053 en abril, 358.000 en mayo y 348.521 en junio, mes en el que la petrolera estatal terminó de concentrar el 100% de su operación petrolera en la cuenca neuquina.
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La caída en términos absolutos no contradice el resto del semestre: es la otra cara de una compañía que se despojó de activos en otras cuencas para profundizar su apuesta exclusiva al no convencional, cediendo protagonismo relativo dentro de la cuenca a medida que otros operadores —y áreas nuevas, como viene mostrando el crecimiento de Narambuena en el norte— ganan terreno.
El gas, la otra cara del semestre
Si el petróleo fue la vedette de los primeros meses, el gas cerró el semestre pisándole los talones. En enero, Neuquén producía 91,28 millones de m³ diarios; para mayo, ese número había escalado a 117 MMm³/d, con Vaca Muerta aportando 115,14 MMm³/d y el país en su conjunto rozando los 156 MMm³/d.
Junio terminó de confirmar la tendencia: Neuquén marcó 118,08 millones de m³ diarios, récord histórico provincial, mientras que a nivel país la producción llegó a 158 MMm³/d, quedando a centésimas del récord histórico que hasta ahora ostentaba junio de 2025. El repunte tiene una explicación estacional obvia —el frío dispara la demanda—, pero también un componente de precio: mejores condiciones para la producción destinada al sector industrial ayudaron a sostener el ritmo del gas convencional neuquino en el margen.
Puesto en perspectiva, el primer semestre de 2026 no fue una sucesión lineal de récords sin matices, pero sí fue, con pocas excepciones, una escalera ascendente: Neuquén cerrando junio en su mejor marca histórica, el shale explicando casi la totalidad de esa producción, y el gas asomando como el segundo gran protagonista de la cuenca después de meses de estar a la sombra del petróleo. El país, por su parte, encontró una meseta en niveles nunca vistos, con margen para seguir corrigiendo al alza a medida que terminen de cargarse las declaraciones juradas de junio.
La pregunta que deja el cierre del semestre es la misma que ronda desde hace meses, aunque cada vez con más elementos a favor: si la segunda mitad del año puede sostener este ritmo, la meta del millón de barriles diarios —que Nación e YPF ubican para el segundo semestre— deja de ser una proyección optimista para convertirse en una cuenta relativamente sencilla.
El RIGI, el marco que sostiene la escalada
Ningún semestre de récords productivos ocurre en el vacío, y el de Vaca Muerta tiene detrás un andamiaje de incentivos que no paró de sumar proyectos. El Ministerio de Economía formalizó —mediante la Resolución 1025/2026 publicada en el Boletín Oficial— la adhesión definitiva de Rincón de Aranda, el desarrollo de Pampa Energía en Añelo que había recibido luz verde preliminar tres semanas atrás. El proyecto contempla una inversión de US$ 4.521 millones, la perforación de 259 pozos horizontales y una Planta Central de Tratamiento con capacidad para 45.000 barriles diarios, cuya puesta en marcha en 2027 está pensada para coincidir con el arranque del Vaca Muerta Oil Sur. (VMOS).
Este es el segundo proyecto RIGI aprobado en Neuquén, el primero fue proyecto "Gasoducto dedicado para la Exportación de Gas Natural", impulsado por San Matías Pipeline SA (SMP SA), la empresa que Pan American E&P SA creó específicamente para este emprendimiento, que tendrá una inversión de 1300 millones de dólares.
El gasoducto tendrá aproximadamente 480 kilómetros de longitud y 36 pulgadas de diámetro, y unirá el Predio Cabecera Tratayén, en Neuquén, con la Estación Compresora de San Antonio Oeste, en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. Su capacidad de transporte será de 27 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), destinados exclusivamente a alimentar terminales de licuefacción para exportación de GNL.
Según el propio Ministerio, el RIGI le permitió a la compañía incrementar un 50% la actividad de explotación que tenía planeada originalmente para el área —de los 27.000 barriles diarios actuales, el bloque apunta a un plateau de 45.000 bbl/d en 2027, con 305 millones de barriles proyectados a lo largo de 30 años y exportaciones acumuladas por US$ 17.000 millones.
Con estas dos incorporaciones, el RIGI ya suma 20 proyectos aprobados por US$ 43.533 millones, repartidos en 10 provincias y con Vaca Muerta como uno de sus epicentros más activos, entre desarrollos de upstream, infraestructura de transporte y, cada vez más, gas.
La carpeta de proyectos en danza tampoco se agota ahí: el ministro Caputo confirmó que el Comité Evaluador todavía tiene 21 iniciativas bajo análisis, entre ellas la que presentó esta semana Vista Energy, que solicitó sumar al régimen para invertir USD 5.800 millones en el desarrollo de 332 pozos en Bandurria Norte.
Proyectos en evaluación o presentación vinculados a Vaca Muerta
El proyecto ancla de YPF: la empresa estatal presentó una de las iniciativa más grande hasta la fecha bajo el RIGI con el proyecto LLL Oil, con una inversión de USD 25.000 millones a lo largo de 15 años, que contempla la perforación de 1.152 pozos en áreas contiguas de Vaca Muerta. Apunta a un plateau de producción de 240.000 barriles diarios hacia 2032, con la totalidad del crudo destinado a exportación a través de VMOS, y proyecta la creación de 6.000 empleos directos. Las estimaciones de la petrolera sitúan las exportaciones anuales en USD 6.000 millones una vez alcanzado ese nivel de producción, con un ingreso de divisas acumulado superior a los USD 100.000 millones durante la vida útil del proyecto.
Tecpetrol (Grupo Techint): presentó junto a GyP el proyecto Los Toldos II Este, un desarrollo de shale oil en el hub norte de la cuenca, a unos 30 km de Rincón de los Sauces, con una inversión inicial de USD 2.400 millones hasta 2028 (operación 90% Tecpetrol / 10% GyP), 380 pozos proyectados y el objetivo de alcanzar 70.000 barriles diarios en 2027. La compañía lo describe como su "nuevo Fortín de Piedra".
Chevron: presentó una solicitud de adhesión para un proyecto upstream de USD 13.800 millones orientado al desarrollo de El Trapial, área donde la compañía ya opera junto a YPF. Representa la mayor inversión de la historia de Chevron en el país, en el marco de la reestructuración global de sus activos no convencionales (que incluyó también la revisión de Narambuena).
Pluspetrol: presentó una solicitud por USD 12.000 millones para el bloque Bajo del Choique–La Invernada, con 600 pozos proyectados y una producción objetivo de 100.000 barriles diarios a 25 años.
GeoPark: solicitaron la adhesión para desarrollar un hub de petróleo no convencional integrando los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, con una inversión superior a USD 1.000 millones y el objetivo de pasar de 1.500 a 20.000 barriles diarios en tres años.
MEGA: presentó un proyecto de USD 360 millones para transporte y procesamiento de líquidos de gas.
Phoenix Global Resources (respaldada por Mercuria): planea una inversión de USD 6.000 millones, con foco en Río Negro.
