El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas difundió su Reporte Mensual correspondiente a julio de 2026, con datos de producción, comercio exterior y reservas actualizados por Secretaría de Energía (SIPG). El no convencional ya explica siete de cada diez metros cúbicos producidos tanto de crudo como de gas natural, y las reservas comprobadas de ambos hidrocarburos treparon a niveles récord de la serie histórica.

Argentina cerró julio con una producción promedio de 145.166 m³/día de petróleo —un incremento del 1% respecto de junio— y de 158.119 Mm³/día de gas natural, según el Reporte Mensual O&G de julio 2026 publicado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) sobre la base de información de la Secretaría de Energía (SIPG).

El dato más relevante del mes es la profundización del predominio no convencional: el 71% del petróleo y el 70% del gas producidos en el país ya provienen de reservorios no convencionales, principalmente de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina.

Producción no convencional en niveles récord

La producción promedio no convencional de petróleo llegó a 110.188 m³/día, mientras que la de gas no convencional alcanzó 118.472 Mm³/día. En términos interanuales dentro de la serie mensual 2026, ambos registros marcan máximos del año.

La Cuenca Neuquina fue nuevamente el motor de ese crecimiento: la producción de petróleo no convencional en la cuenca aumentó 2% respecto de junio, alcanzando 102.938 m³/día, equivalentes al 91% de la producción total de petróleo de la cuenca. En gas, Neuquina produjo 108.920 Mm³/día no convencionales, el 89% de su total.

"71% del petróleo y 70% del gas corresponde a producción no convencional" — IAPG, Reporte Mensual O&G, julio 2026

Comercio exterior: caen exportaciones de crudo, persisten importaciones de gas

En el frente del comercio exterior, las exportaciones de petróleo cayeron a 20.992 m³/día en julio, muy por debajo de los 49.296 m³/día registrados en mayo y de los 23.058 m³/día de junio. No hubo importaciones de crudo en el mes.

En gas natural, las exportaciones fueron de 6.669 Mm³/día, mientras que las importaciones se ubicaron en 15.577 Mm³/día, en línea con el patrón estacional invernal, aunque levemente por debajo de los 16.772 Mm³/día de junio.

Ranking de empresas: YPF lidera petróleo, Total Austral el gas

En petróleo, YPF S.A. continuó siendo la principal productora del país con 54.637 m³/día (38% del total), seguida por Pan American Energy (16.361 m³/día, 11%) y Vista Energy Argentina (13.001 m³/día, 9%).

En gas natural, el liderazgo correspondió a Total Austral S.A., con 35.157 Mm³/día (22% del total), por delante de YPF (31.295 Mm³/día, 20%) y Tecpetrol (23.121 Mm³/día, 15%).

Cuenca Neuquina concentra casi 8 de cada 10 metros cúbicos

Por cuencas, Neuquina explicó el 79% de la producción de petróleo (113.442 m³/día) y el 77% del gas (121.795 Mm³/día) del país. Le siguieron Golfo San Jorge, con el 18,3% del petróleo, y Austral, con el 16,3% del gas.

Reservas: el no convencional redefine el mapa energético argentino

El informe también actualizó los datos de reservas comprobadas a fin de 2024, que muestran una transformación estructural de la matriz de hidrocarburos del país en las últimas dos décadas.

Las reservas comprobadas de petróleo treparon a 491.772 Mm³, un incremento del 18,2% respecto de 2007, mientras que las de gas natural llegaron a 546.265 MMm³, un 23,6% más que hace 17 años.

Dentro de esos totales, el vuelco hacia el no convencional es contundente: Las reservas comprobadas de petróleo no convencional treparon a 293.599 Mm³ en 2024 (+19% respecto de 2023), mientras que las convencionales cayeron a 198.172 Mm³ (-14%). Las de gas no convencional alcanzaron 420.644 MMm³ (+21,1%), en tanto las convencionales retrocedieron a 125.621 MMm³ (-10,3%).

En términos de composición, el no convencional ya representa el 59,7% de las reservas comprobadas de petróleo y el 77% de las de gas natural.

La Cuenca Neuquina concentra el grueso de ese crecimiento: sus reservas de petróleo pasaron de 117.798 Mm³ en 2007 a 322.116 Mm³ en 2024 (+173,4%), y las de gas, de 194.326 MMm³ a 440.411 MMm³ (+126,6%). En sentido contrario, cuencas maduras como Golfo San Jorge, Cuyana, Austral y Noroeste registraron caídas de entre el 27,6% y el 90,9% en sus reservas comprobadas en el mismo período.