Las petroleras ingresaron US$ 5.165 millones más en ocho meses, equivalentes a más del 35% de la inversión prevista para 2026. Mientras el shale oil crece 28%, el Golfo San Jorge explica el 85% de la caída fuera de Neuquén, con riesgos fiscales y sociales para las provincias productoras.

El shock petrolero de 2026 dejó dos velocidades en la producción argentina. Según el Informe de Economía y Energía, la producción total promedió 916 mil barriles diarios entre enero y septiembre (+16% interanual) y llegó a 977 mil en septiembre, pero el crecimiento se concentra en la roca no convencional.

Las compañías hidrocarburíferas percibieron US$ 5.165 millones adicionales por la venta de crudo entre enero y agosto, por mayores volúmenes y mejores precios. Ese ingreso extra equivale a más del 35% del flujo de inversiones previstas para este año.

A diferencia de 2022, cuando el crudo local se vendió en promedio un tercio por debajo del Brent, esta vez el precio interno acompañó en buena medida al internacional. En mayo alcanzó un máximo histórico en dólares constantes: 102 dólares por barril.

El shale, motor del crecimiento

En septiembre, el shale oil produjo 700.000 barriles diarios (+28% interanual), contra 277 mil del convencional (−8,3%). Por operadora, YPF aportó 353,5 mil barriles diarios (+21,5%), Vista 85,2 mil, Pluspetrol 79,2 mil (+92,3%) y Shell 40,2 mil (+37%). El informe aclara que parte del salto de Vista responde a la compra del 50% de La Amarga Chica.

Siete de las diez áreas que más crecieron tenían poco desarrollo en los últimos años, lo que refleja una diversificación hacia nuevas áreas y ventanas. Esas diez áreas explican el 87% del aumento interanual del shale oil.

Fuera de Neuquén, la declinación continúa

En las demás cuencas, la producción promedió 202 mil barriles diarios en los primeros nueve meses, 17 mil menos que un año atrás. El Golfo San Jorge explica el 85% de esa baja: pasó de 186 a 172 mil barriles diarios. Cuyana (de 15 a 13 mil) y Austral (de 15 a 14 mil) también retrocedieron.

El informe atribuye la caída, más allá de la madurez de la cuenca, a la menor cantidad de pozos terminados, y señala que la suba de precios no revirtió la tendencia hacia menos actividad en el convencional. En gas ocurre algo similar: en septiembre, el convencional produjo 45 millones de metros cúbicos diarios (−10%), mientras que el shale gas creció 14,1%.

El informe anticipa que la actividad en el no convencional se potenciará en los próximos trimestres por el mayor flujo de caja, la incorporación de equipos de perforación y la ampliación de la capacidad de evacuación desde Neuquén. Para las cuencas convencionales, en cambio, advierte una contracción de recursos fiscales en las provincias productoras y una posible profundización de la conflictividad social en esos territorios.