El informe mensual de Aleph Energy muestra que Vaca Muerta explica el salto de la producción, que las exportaciones de crudo tocaron un máximo y que el saldo comercial del sector llegó a USD 9.427 millones entre enero y septiembre. En paralelo, el conflicto entre Estados Unidos e Irán sostiene el Brent por encima de USD 100 y presiona costos y subsidios.

La producción argentina de petróleo alcanzó en septiembre de 2026 un nuevo récord histórico de 974.000 barriles diarios (kbbl/d), según el Informe Mensual de Indicadores Oil y Gas Argentina de Aleph Energy correspondiente a noviembre. El volumen es 3,2% mayor que el máximo de agosto (943 kbbl/d) y 16% superior al de septiembre de 2025 (+134 kbbl/d).

Hasta octubre de 2025, el techo histórico era de 845 kbbl/d, vigente desde 1998. Desde entonces, el país encadenó varios máximos sucesivos.

Vaca Muerta explica el récord

El crecimiento vino casi por completo del no convencional, que promedió 704 kbbl/d (+4,2% mensual, +28,4 kbbl/d) y ya representa el 72% del total. El convencional aportó 269 kbbl/d (+0,7%), con una recuperación parcial de los bloques del norte de Santa Cruz tras el temporal de nieve de julio, aunque sigue 6% por debajo de septiembre de 2025.

La brecha se amplía: en año móvil, el no convencional crece 33% y el convencional cae 9%. La Cuenca Neuquina produjo 779 kbbl/d y concentra el 80% del crudo nacional.

Entre los bloques que más aportaron en el mes:

+ Bandurria Sur (YPF): +8,7 kbbl/d (+12%), por la puesta en producción de 17 pozos conectados entre junio y julio.

+ Rincón de Aranda (Pampa Energía): +6,0 kbbl/d (+30%), hasta 26,1 kbbl/d, un nuevo máximo.

+ La Angostura Sur I (YPF): +4,9 kbbl/d (+11%), hasta unos 51 kbbl/d. Pasó de cerca de 2 kbbl/d a ese nivel en 19 meses.

+ Bajada del Palo Oeste (Vista): +4,4 kbbl/d (+7%), hasta 63,1 kbbl/d.

+ El Trapial Este (Chevron): +3,8 kbbl/d (+15%), hasta un máximo de 28 kbbl/d.

Del lado de las bajas, el informe menciona a Cruz de Lorena y Bajada de Añelo (Shell), Lindero Atravesado (PAE) y Fortín de Piedra (Tecpetrol).

Por empresa, YPF lidera el shale oil con 356 kbbl/d operados (51% del segmento y +31% en año móvil), seguida por Vista (12% de participación) y Pluspetrol (11%, con un alza de 73% en año móvil por La Calera y Bajo del Choique – La Invernada).

Gas: récord de shale en junio y caída estacional

La producción de gas promedió 143 MMm³/d en septiembre, 8,2% menos que en agosto por el fin de la demanda invernal, pero 3,2% más que un año atrás. El pico del año fue en junio, con 160 MMm³/d, cuando el shale gas marcó un máximo histórico de 97,8 MMm³/d.

El no convencional ya es el 69% del gas total. En la comparación interanual, el shale creció 14% (+10,6 MMm³/d), mientras que el convencional cayó 11% y el tight 6%. La Cuenca Neuquina aporta el 76% del gas del país.

El informe recuerda que el transporte sigue siendo clave: el Gasoducto Perito Moreno ya sumó 10 MMm³/d adicionales con las obras de compresión de 2024, y se esperan otros 14 MMm³/d para fines de abril de 2027 por nuevas obras de compresión impulsadas por TGS.

Actividad: más fracturas y equipos que hace un año

En septiembre se conectaron 64 pozos, 23% más que en septiembre de 2025, aunque por debajo del pico de 80 de mayo. De ese total, 33 fueron shale oil. En el acumulado de 12 meses, las conexiones caen 11%, por la desaceleración del convencional (-38%) y del tight (-67%). La exploración está en mínimos: solo 4 pozos exploratorios en lo que va de 2026, contra 24 en todo 2025.

En fractura, octubre tuvo 2.403 etapas, 19% más que un año atrás pero 13% por debajo del récord de 2.760 de junio. En los primeros diez meses suman 24.038 etapas (+19%). YPF concentró el 60% del total (1.440 etapas), con Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica a la cabeza, y Halliburton lideró el segmento de servicios con el 61%. Hubo 12 sets efectivos de fractura sobre 14 disponibles.

Según Baker Hughes, en octubre había 52 equipos de perforación activos (38 de petróleo y 14 de gas), el nivel más alto desde 2024 y 41% más que en septiembre de 2025, cuando se había tocado un piso de 35.

Exportaciones y balanza energética

Las exportaciones de crudo llegaron a 436 kbbl/d en septiembre, un máximo que supera el pico de abril (417 kbbl/d), con un alza mensual de 22% y de 45% interanual. En nueve meses, el país exportó 95,4 millones de barriles (349 kbbl/d), 32,5% más que en igual período de 2025.

En septiembre, la balanza comercial energética tuvo un superávit de USD 1.600 millones, el mayor de la serie mensual, con exportaciones por USD 1.781 millones e importaciones por USD 181 millones. En enero-septiembre, el superávit acumulado es de USD 9.427 millones (+76%), USD 1.612 millones por encima del de todo 2025 (USD 7.815 millones). El informe aclara que el resultado se da con mejores precios del crudo pero también con un alza de los precios globales del GNL.

En gas, el saldo volvió a ser positivo en septiembre (+2,4 MMm³/d) tras cuatro meses de déficit invernal. Las exportaciones fueron de 4,5 MMm³/d, el menor nivel desde septiembre de 2023, por menores envíos a Chile, afectados por la mayor hidraulicidad de ese país. Las importaciones de GNL cayeron a 0,3 MMm³/d, y no hubo despachos hacia Brasil vía Bolivia.

Precios: el conflicto en Medio Oriente sigue pesando

Octubre mantuvo una volatilidad extrema por el conflicto entre Estados Unidos e Irán. El Brent spot promedió USD 125 por barril (+93% interanual), con un máximo de USD 135 el 2 de octubre, y cerró el mes en USD 120. A comienzos de noviembre los precios cedieron: el 4/11 el Dated Brent cotizó USD 96, el WTI USD 88 y los crudos argentinos, USD 84 el Medanito y USD 79 el Escalante (FOB).

La curva de futuros muestra una fuerte pendiente descendente: el Brent bajaría a cerca de USD 80 hacia diciembre de 2027 y converge a USD 71 en 2030, aunque se mantiene unos USD 8-9 por encima de los niveles previos al conflicto (USD 62,5 en diciembre de 2025). El informe señala que por el Estrecho de Ormuz pasa cerca del 20% del comercio mundial de crudo y GNL.

En el mercado de gas, los futuros del JKM (Asia) y del TTF (Europa) promediaron USD 32,0 y USD 31,3 por MMBtu a comienzos de noviembre, contra USD 25-26 un mes antes. Desde fines de junio, el JKM casi se duplicó. El almacenamiento europeo estaba al 74%, frente a un promedio de 90% de los últimos cinco años.

En el mercado interno, los precios del crudo acompañaron solo parcialmente: en septiembre el Escalante promedió USD 91,9 y el Medanito USD 93,7, con subas de 14% y 17% mensuales, contra 25% del Brent. Los combustibles subieron entre 1% y 2% en pesos en septiembre y entre 1% y 6% en octubre y primeros días de noviembre, lideradas por el gasoil, en el marco del esquema de estabilización de YPF y de la decisión del Gobierno de postergar parcialmente la actualización de los impuestos a los combustibles. En dólares, los precios estaban entre USD 1,38 y 1,61 por litro en septiembre, entre 31% y 46% por encima de un año atrás.

Demanda de gas y subsidios

En octubre, la demanda de gas promedió 134 MMm³/d, 12,8% más que un año atrás, por el consumo residencial-comercial (+72%, +19 MMm³/d), que se mantuvo elevado por más tiempo. En sentido contrario cayeron la generación eléctrica (-6%) y las exportaciones por TGN (-18%).

Los subsidios energéticos sumaron USD 415 millones en septiembre y USD 3.675 millones en lo que va del año, 34% más que en 2025. El aumento se explica casi por completo por las transferencias a CAMMESA, para cubrir la brecha entre el costo de generación (encarecido por el conflicto) y las tarifas residenciales, bajo el nuevo esquema que eliminó la segmentación. El resto de los subsidios, entre ellos los de gas, fue de USD 35 millones en septiembre, sin transferencias a ENARSA.