Según el informe mensual de la consultora Aleph Energy, el shale oil de Vaca Muerta impulsó por segundo mes consecutivo la producción nacional por encima de la barrera de los 900 kbbl/d. La Cuenca Neuquina aporta ya el 78% del total, mientras el gas natural rondó los 160 MMm³/d de la mano del shale gas y la demanda invernal.
La producción de petróleo en la Argentina alcanzó en junio de 2026 un nuevo máximo histórico de 915 mil barriles diarios (kbbl/d), según el último Informe Mensual de Indicadores Oil y Gas Argentina elaborado por la consultora Aleph Energy. Se trata del segundo mes consecutivo por encima de la barrera de los 900 kbbl/d y representa un incremento del 1,2% (+10,8 kbbl/d) respecto del máximo anterior, registrado en mayo.
El crecimiento estuvo impulsado íntegramente por el segmento no convencional, que ya explica el 70% de la producción nacional de crudo. Los mayores incrementos se dieron en los bloques Bajo del Choique – La Invernada (Pluspetrol), que sumó 11,2 kbbl/d (+39%); Cruz de Lorena (Shell), con +5,8 kbbl/d (+61%); y La Amarga Chica (YPF), con +4,6 kbbl/d.
La Cuenca Neuquina, motor excluyente
La Cuenca Neuquina consolidó su liderazgo con una producción promedio de 715 kbbl/d en junio, lo que representa el 78% del total nacional y un crecimiento interanual del 26% impulsado por el shale oil. En el otro extremo, la Cuenca del Golfo San Jorge se mantuvo estable en el mes pero acumula una caída del 6% en la comparación de año móvil, mientras que las cuencas Cuyana y del Noroeste continúan en retroceso estructural.
"La producción de petróleo continúa acelerando su crecimiento (...) reflejando el sostenido dinamismo del desarrollo no convencional y alcanzando el mayor nivel de producción desde el inicio de la actividad petrolera en Argentina", señala el informe de Aleph Energy.
YPF se mantiene como el operador líder, con una producción operada de 353 kbbl/d (31 kbbl/d convencionales y 322 kbbl/d no convencionales), seguida por Vista Energy (80 kbbl/d) y PAE (98 kbbl/d).
El gas también creció de la mano del shale
En materia gasífera, la producción nacional rondó los 160 MMm³/d en junio, un 2,1% más que en mayo, en un contexto de mayor demanda estacional por el inicio del invierno. El shale gas —que ya representa el 61% de la producción nacional de gas— aumentó 2,4% (+2,3 MMm³/d), mientras que el tight gas creció 5,8% y el convencional se mantuvo prácticamente estable.
Fortín de Piedra (Tecpetrol) sigue siendo el principal bloque productor de shale gas del país, seguido por La Calera (Pluspetrol) y Aguada Pichana Este (TotalEnergies).
Menos pozos, pero más fracturas acumuladas en el año
La actividad de perforación retrocedió en junio a 62 pozos conectados (-18 respecto de mayo), aunque el 85% correspondió a pozos productivos. En julio, la actividad de fracturas no convencionales experimentó una fuerte desaceleración mensual del 27% —tras el récord de junio—, totalizando 2.010 etapas. Aun así, el acumulado enero-julio llega a 16.978 etapas, un 19% por encima de igual período de 2025.
YPF lideró la actividad de completación con el 53% de las etapas de julio, seguida por Vista (18%) y Pluspetrol (11%). Entre las empresas de servicio, Halliburton concentró el 55% de la actividad.
Balanza energética y precios
La balanza comercial energética registró en junio un superávit de USD 612 millones, con una caída del 59% respecto de mayo por el mayor nivel de importaciones de GNL asociado a la demanda invernal. En el acumulado del primer semestre, el superávit llegó a USD 5.950 millones, un 58% más que en igual período de 2025.
En cuanto a precios internacionales, julio estuvo marcado por una volatilidad extrema vinculada al conflicto entre Estados Unidos e Irán, que llevó al Brent a moverse entre menos de USD 70/bbl y más de USD 100/bbl en cuestión de semanas. El promedio mensual se ubicó en USD 84/bbl para el Brent y USD 80/bbl para el WTI.
