Entre enero y agosto de 2026, las petroleras que operan en la Argentina ganaron USD 5.165 millones adicionales por la venta de crudo respecto al mismo período del año anterior. El crudo apreciado por efecto del conflicto en Medio Oriente y la producción en alza, principalmente, en Vaca Muerta, se combinaron para disparar los ingresos del sector a un nivel sin precedentes.
Los ingresos brutos por ventas de petróleo ?en el mercado interno y en el externo? treparon de USD 12.310 millones en los primeros ocho meses de 2025 a USD 17.475 millones en igual período de 2026, un alza del 42%. De ese salto, USD 3.182 millones corresponden a la suba de precios en ambos mercados y USD 1.984 millones al mayor volumen producido. Los datos surgen de un informe de la consultora Economía & Energía (E&E), dirigida por el economista Nicolás Arceo.
Una diferencia clave respecto de conflictos anteriores es que, esta vez, el precio del crudo en el mercado local acompañó ?con oscilaciones? la escalada internacional. En la crisis de Rusia-Ucrania de 2022, los productores locales habían vendido el petróleo en promedio un tercio por debajo del valor de paridad de exportación. En 2026, en cambio, la convergencia fue parcial pero real: en mayo, el precio local tocó un máximo histórico en dólares constantes de USD 102 por barril, según el relevamiento de E&E sobre datos de la Secretaría de Energía.
El contexto internacional explica esa dinámica. Las interrupciones en el Estrecho de Ormuz restringieron la oferta global de crudo, GNL y refinados desde inicios de año, lo que empujó al Brent a un pico de USD 117 en abril y lo mantuvo por encima de los USD 100 durante buena parte del período. A diferencia de lo ocurrido en episodios anteriores, Argentina llegó a este shock como exportador neto de energía: en lugar de pagar más por importaciones, capturó parte de la renta generada por los mayores precios.
El impacto se reflejó en la balanza comercial energética. Las exportaciones de petróleo crudo sumaron USD 7.753 millones entre enero y septiembre de 2026, frente a USD 4.889 millones en el mismo período de 2025, un incremento del 58,6%. El volumen exportado pasó de 252.000 a 334.000 barriles diarios (+32,5%), mientras que el precio promedio subió 20% interanual, equivalente a unos USD 14 por barril.
Según la descomposición que realiza E&E, el 56% del aumento en el valor exportado se explica por el incremento en las cantidades y el 44% restante por el efecto precio. El superávit comercial energético llegó a USD 9.428 millones entre enero y septiembre, un 76% por encima de igual período de 2025, y el petróleo explicó más de dos tercios de esa mejora.
El crecimiento de los ingresos no se sostiene únicamente en el precio: la producción también aceleró. Entre enero y septiembre, la extracción de crudo promedió 916.000 barriles diarios, un alza del 16% interanual, y llegó a 977.000 en septiembre. El motor del salto es Vaca Muerta: el shale oil produjo 700.000 barriles diarios en septiembre, un 28% más que un año atrás, y ya representa el 71,7% de la producción nacional.
Por operadora, YPF lideró con 353.500 barriles diarios (+21,5% interanual), seguida por Vista con 85.200, Pluspetrol con 79.200 (+92,3%) y Shell con 40.200 (+37%). E&E aclara que parte del salto de Vista responde a la compra del 50% de La Amarga Chica. Las diez áreas que más crecieron explicaron el 87% del aumento interanual del no convencional.
El crecimiento, sin embargo, no es parejo. Fuera de la Cuenca Neuquina, la producción retrocedió: las demás cuencas promediaron 202.000 barriles diarios en los primeros nueve meses, 17.000 menos que en 2025. El Golfo San Jorge explicó el 85% de esa caída, al pasar de 186.000 a 172.000 barriles diarios. Las cuencas Cuyana y Austral también registraron bajas.
El informe señala que la suba de precios no revirtió la tendencia hacia menor actividad en el convencional, y advierte sobre una posible contracción de los recursos fiscales en las provincias productoras y una profundización de la conflictividad social en esos territorios.
El próximo salto exportador depende en buena medida de la infraestructura. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que conectará la Cuenca Neuquina con una terminal de exportación en Punta Colorada, Río Negro, está previsto para entrar en operaciones durante el primer trimestre de 2027. El ducto tendrá una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, que se ampliará a 390.000 hacia mediados de 2027 y a 550.000 en una etapa posterior.
La Bolsa de Comercio de Rosario estima que, una vez operativo el VMOS, las exportaciones energéticas podrían superar los USD 18.500 millones en 2027. A eso se suma el oleoducto privado de Oldelval, que añadirá 220.000 barriles diarios de capacidad y, combinado con el VMOS, pondría a la industria en condiciones de exportar más de un millón de barriles diarios el año próximo.
El flujo de caja extra que las empresas percibieron en 2026 ?equivalente a más del 35% de la inversión prevista para el sector en todo el año? anticipa una aceleración de la actividad en el no convencional durante los próximos trimestres, con la incorporación de nuevos equipos de perforación y la ampliación de la capacidad de evacuación desde Neuquén.
Las perspectivas para el precio del crudo, sin embargo, mantienen la incertidumbre. La Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) proyecta un barril a USD 105 para el cuarto trimestre de 2026, con una caída hasta USD 74 en igual período de 2027. Goldman Sachs prevé precios elevados para lo que resta del año y un promedio de USD 84 en 2027. Citi, en cambio, considera insostenible el bloqueo del estrecho y anticipa que su reapertura generaría un excedente de entre 3 y 4 millones de barriles diarios, lo que presionaría las cotizaciones hasta USD 65 el barril para el año próximo.
