¿La Argentina puede llegar a su próxima meta del millón de barriles de petróleo a fines de 2026?

La trayectoria que recorra el precio internacional del crudo durante el próximo año puede ser el condicionante principal para el nivel de inversiones de la industria de los hidrocarburos y, en consecuencia, de la producción. Pero de mantenerse la tendencia que se viene registrando en lo que va del año, ya hay proyecciones que prevén que la Argentina podría alcanzar la meta del millón de barriles diarios hacia fines de 2026 o comienzos de 2027.

De acuerdo a un informe de la consultora especializada Economía y Energía (EyE), de mantenerse la tendencia tanto de la producción convencional como de la no convencional, la producción total de petróleo promediaría los 937 kbbl/d en 2026, alcanzando los 987 kbbl/d a finales de ese año, es decir al borde del millón hacia diciembre.

Acorde a este escenario, la producción de shale oil promediaría los 642 kbbl/d en 2026 y las exportaciones totales de crudo alcanzarían 389.000 barriles diarios por unos US$8.846 millones, a un nivel de precios levemente inferior al actual planteado en torno a los US$62 por barril, aun cuando otros análisis arriesgan que el precio podría oscilar también en los US$55 dólares.

Esta proyección se da a poco de que la Argentina alcanzara en octubre los 859.500 barriles diarios, superando los 853.000 de 1998. La clave de este crecimiento fue el crudo no convencional, ya que la formación neuquina aportó cerca del 66% del total mensual, con una producción de aproximadamente 567.500 barriles diarios, consolidando una nueva era de la industria.

Precios internacionales e inversión

En el análisis de EyE se reseña que a lo largo de los últimos años, la producción de petróleo crudo mostró una significativa expansión en un contexto macroeconómico local sumamente ácido, pero en el marco de precios internacionales relativamente elevados. Dicho escenario internacional comenzó a modificarse a finales del año pasado y las proyecciones de fuentes internacionales indican que la prevalencia de bajos precios se mantendría durante el próximo año.

Si bien los costos de desarrollo de la producción no convencional pueden ser competitivos a los precios actuales, la disminución de los precios internacionales redujo el flujo de caja de las compañías, comprimiendo la posibilidad de sostener la expansión de la inversión sin que ello se traduzca en un aumento sensible en los niveles de endeudamiento.

Si bien el ordenamiento macroeconómico local podría disminuir los costos de financiamiento, los balances de las principales compañías, así como las perspectivas de un precio deprimido durante el próximo año, seguramente dificultarán la posibilidad de financiar volúmenes incrementales de inversión.

A su vez, la contracción de los precios internacionales supuso una drástica disminución de los niveles de inversión en la producción convencional, dado su escasa competitividad a nivel internacional, proceso que podría ser mitigado parcialmente a través de las medidas instrumentadas en las últimas semanas de eliminación de retenciones y reducción de regalías.

En este contexto, el sostenimiento de las tasas de crecimiento de la producción de crudo a lo largo del próximo año requeriría de un nivel de inversión en la producción no convencional más elevado, tanto para mantener su tasa de expansión (34,8% interanual en octubre de 2025), como para compensar un mayor declino de las cuencas convencionales.

De esta forma, la evolución de la producción de crudo a lo largo de 2026 dependerá de diversos factores, siendo la evolución de los precios internacionales y la capacidad de endeudamiento de las compañías determinantes en los niveles de inversión que se alcancen.

Oldelval, Duplicar+, VMOS y la infraestructura de evacuación

Pero también hay un factor importante que, si bien se presenta bajo control, fue un condicionante de la actividad no convencional de los últimos años. Se trata de la capacidad de evacuación de las exportaciones desde la Cuenca Neuquina, que este 2025 tuvo un hito importante al completarse las obras de ampliación del sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval), con una inversión de US$1.400 millones mediante el proyecto Duplicar+.

La aceleración de la producción de Vaca Muerta que permitió esa obra provocó que el adicional de capacidad de Oldelval inaugurado hace 9 meses ya esté cubierto en un 85%, y que la compañía prevea que estará a tope hacia abril o mayo del año próximo. Es decir, se abriría allí un gap de unos 8 meses hasta que se pueda contar con el Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Ante este escenario, Oldelval está iniciando nuevas obras para asegurar una mayor disponibilidad y responder a la demanda que seguirá en aumento durante 2026, mediante trabajos en la capacidad de compresión del ducto, lo que permitiría sobrellevar la transición con una oferta al mercado de unos 200.000 barriles diarios adicionales a los 540.000 barriles hoy disponibles.

El VMOS tiene fecha de inauguración de la primera etapa de 180.000 barriles para el último bimestre de 2026, con lo cual la capacidad del sistema superaría cómodamente el millón de barriles, para luego seguir una progresión incremental con al menos otras dos etapas para llevar el oleoducto a unos 720.000 barriles si la demanda exportadora así lo justifica.

En los últimos días, se sumó un dato a este escenario con la firma de contratos de la chilena Enap con un conjunto de petroleras nacionales que significará la exportación adicional de unos 70.000 barriles diarios a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), que estará así al límite de su capacidad de 110.000 barriles prevista al momento de su puesta en marcha en 1994.