La producción petrolera argentina subió 14,4% interanual en agosto de 2026 y llegó cerca de 932 mil barriles diarios. El avance se concentró en el crudo no convencional.
El informe publicado por el INDEC registró 4.606,2 miles de m³ de petróleo crudo en agosto de 2026. La extracción no convencional creció 26,9% interanual, mientras la convencional cayó 8,0%.
La brecha concentra el avance en la formación neuquina de Vaca Muerta, aunque la estadística oficial no permite medir cuánto aportó específicamente ese desarrollo. El segmento no convencional representó cerca del 71% del volumen extraído durante el mes.
El petróleo cambió de composición
Del total informado, 3.278,6 miles de m³ correspondieron al crudo no convencional y 1.327,6 miles de m³ al convencional. Entre enero y agosto, el primer segmento acumuló una mejora de 32,7%. El segundo retrocedió 8,8% en el mismo período.
La extracción total alcanzó un índice de 186,1, con base 2016 igual a 100. Dentro de la variación del nivel general del IPI minero, el petróleo aportó 7,5 puntos porcentuales sobre una suba total de 8,4%. El acumulado de la extracción petrolera mejoró 16,4% durante los primeros ocho meses del año.
La cuenta no refleja una expansión pareja. El convencional pierde volumen y el no convencional compensa esa caída con una tasa de crecimiento mucho mayor.
La producción de petróleo de Argentina alcanzó en agosto de 2026 aproximadamente 932 mil barriles diarios, el máximo de la serie histórica y cerca de 14% por encima del mismo mes del año anterior.
Vaca Muerta fija el rumbo
La apertura por tipo de extracción muestra el peso que adquirió la cuenca neuquina. El volumen no convencional equivale a alrededor de siete de cada diez metros cúbicos extraídos en agosto, según el cálculo sobre los datos del INDEC.
Hay un límite importante. Esa proporción corresponde a toda la categoría no convencional y no puede atribuirse directamente a Vaca Muerta. El organismo no publica una apertura por formación, yacimiento o empresa.
La suba anual del petróleo tampoco se sostiene en una recuperación del crudo convencional. Depende de la ampliación del componente no convencional, una diferencia que queda oculta cuando se observa únicamente el índice agregado.
En el bloque Bajo del Choique-La Invernada, Pluspetrol elevó la producción desde unos 15 mil barriles diarios en septiembre de 2025 hasta más de 46 mil en agosto de 2026. El proyecto fue aprobado dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Contempla una inversión cercana a 12.200 millones de dólares, la perforación de 620 pozos y una meta superior a 100 mil barriles diarios.
La estadística oficial no desagrega cuánto aportó cada empresa ni ofrece una comparación con otras cuencas. Permite identificar la dirección del cambio productivo, pero no atribuir el resultado a operadores específicos ni medir con estos datos sus efectos sobre inversiones o empleo.
La expansión necesita una salida física para evacuar y exportar el crudo. El corredor Vaca Muerta Oil Sur conectará la cuenca neuquina con Punta Colorada, tendrá una capacidad inicial anunciada de 180 mil barriles diarios y prevé iniciar su operación comercial en febrero de 2027. Una ampliación posterior llevaría el sistema a unos 550 mil barriles diarios, según la proyección exportadora. El proyecto de oleoducto supone una inversión estimada en 2.900 millones de dólares.
Un estudio del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, elaborado por encargo de la Secretaría de Energía, calculó en 30.170 millones de barriles los recursos petroleros técnicamente recuperables de Vaca Muerta. La estimación es 89% superior a la realizada por la Administración de Información Energética de Estados Unidos en 2013.
El RIGI incorporó otros proyectos de escala. Pampa estimó en 4.500 millones de dólares la inversión para desarrollar el área Rincón de Aranda. El cuello de botella pasa por ampliar el transporte y sostener la perforación para convertir el excedente en exportaciones.
El gas avanza a menor velocidad
El gas natural siguió otra trayectoria. La extracción cayó 1,7% interanual en agosto, aunque acumuló una suba de 0,4% entre enero y agosto y registró un índice de 128,5. El volumen mensual fue de 4.819,1 millones de m³.
El gas convencional aportó 1.448,0 millones de m³ y cayó 11,2% interanual y 11,1% en el acumulado. El no convencional alcanzó 3.371,1 millones de m³, con una mejora de 3,1% frente a agosto de 2025 y de 6,9% en los ocho primeros meses. Ese segmento explicó casi el 70% del gas extraído en el mes.
La diferencia con el petróleo es directa: el avance no convencional del gas no alcanzó para compensar la baja convencional en la comparación mensual. Por eso el rubro restó 0,3 puntos porcentuales al nivel general del IPI minero, aunque su estructura también está dominada por la producción no convencional.
El contraste puede leerse junto con el análisis sobre exploración hidrocarburífera en Paraguay. Son datos y procesos diferentes: en este caso, el INDEC informa producción extraída durante un período concreto, no proyectos de estudios técnicos.
Servicios y lectura del índice
Los servicios de apoyo para la extracción de petróleo crudo y gas natural crecieron 4,6% interanual en agosto y alcanzaron un índice de 141,1. Sin embargo, acumularon una caída de 13,5% entre enero y agosto. El dato mensual muestra una recuperación reciente después de un comienzo de año más débil, pero no borra el retroceso acumulado.
El rubro de extracción de petróleo crudo y gas natural junto con sus servicios de apoyo registró un índice de 162,9. La suba fue de 9,2% interanual y de 6,2% en el acumulado. Los hidrocarburos fueron el principal sostén del IPI minero de agosto.
El IPI minero aumentó 8,4% interanual en agosto de 2026 y acumuló una mejora de 7,9% entre enero y agosto. Los hidrocarburos explican la mayor parte del impulso informado, pero la serie no permite afirmar que exista una mejora homogénea en toda la actividad minera ni proyectar resultados para los meses siguientes.
En las estadísticas del INDEC, la incidencia expresa cuánto contribuye una rama a la variación del índice general en un período determinado. No equivale a participación en el volumen físico ni mide rentabilidad o impacto social. En agosto, el petróleo aportó 7,5 puntos porcentuales al crecimiento del IPI minero, mientras el gas y los servicios fueron computados dentro de sus respectivos rubros.
La información pública muestra que la expansión petrolera depende cada vez más del no convencional. También ubica a la cuenca de Vaca Muerta como el principal foco de ese avance, sin atribuirle de manera exacta todo el crecimiento mensual mientras el convencional pierde peso.
