La producción petrolera argentina volvió a marcar un punto alto en 2026 y Neuquén aparece como el eje de ese cambio. Los datos difundidos para el cierre de mayo y la foto productiva de junio muestran una tendencia que el sector venía anticipando: el no convencional dejó de ser un segmento complementario y pasó a dominar el negocio.

Las mediciones disponibles presentan diferencias menores, pero coinciden en la magnitud del salto. Según la consultora OPC, la producción nacional de petróleo alcanzó los 890.063 barriles diarios en junio. El IAPG, con su propia metodología, la estimó en 887.227 barriles diarios, mientras que la Secretaría de Energía informó 903.000 bbl/d. La dispersión entre las tres fuentes es inferior al 2%, por lo que el país se ubica cerca de los 900.000 barriles diarios al inicio del segundo semestre.

Dentro de ese volumen, el no convencional aportó 626.170 barriles diarios. En la comparación nacional, fueron 626 mil barriles diarios no convencionales frente a 263 mil convencionales. La diferencia entre ambos segmentos llegó al 141%, lo que implica que el shale produce hoy más del doble que las cuencas maduras.

El cambio también se refleja en la evolución interanual. Al comparar mayo de 2026 con mayo de 2025, la producción del país creció 19,49%. En el mismo período, el no convencional avanzó 37,5% y Vaca Muerta aumentó 30,95%. YPF tuvo una suba total del 3,77%, pero incrementó 31,8% su producción no convencional.

Vaca Muerta aportó 692.981 barriles diarios en junio, equivalentes al 78% de la producción nacional total. Es decir, casi ocho de cada diez barriles extraídos en la Argentina provienen de esa formación. Además, el 90% de la cuenca Neuquina ya corresponde a producción no convencional.

La concentración de la producción energética en una sola provincia marca un escenario inédito para la historia petrolera argentina. Ni el Golfo San Jorge en sus mejores años ni los yacimientos convencionales de Salta alcanzaron un peso relativo semejante sobre el total del país.

El crecimiento se sostiene en varios factores señalados por el sector: el récord de etapas de fractura informado mes a mes, la maduración de proyectos bajo el RIGI, entre ellos el VMOS y el Gasoducto Perito Moreno, y la curva de aprendizaje consolidada por las operadoras. YPF aparece al frente de ese proceso, junto con Vista, Pluspetrol y Shell. También se menciona el acuerdo entre YPF y la provincia por regalías y estabilidad fiscal, que aportó previsibilidad a las inversiones en un contexto de mayor volatilidad del precio del crudo por el escenario geopolítico.

El avance del shale, sin embargo, también deja planteado el futuro de las cuencas convencionales. Aunque no desaparecieron y siguen siendo relevantes para zonas como el Golfo San Jorge y parte del negocio en Río Negro, perdieron la centralidad que mantuvieron durante décadas desde la etapa de YPF estatal. La transición ya está en marcha y abre interrogantes sobre el empleo y la red de proveedores vinculada a esa actividad.

Con el segundo semestre en marcha y sin señales de meseta en la curva de producción, el sector espera que la distancia entre el no convencional y el convencional continúe ampliándose antes de encontrar un nuevo punto de equilibrio.