El número supera en un 19,6% la extracción del mismo mes de 2025 y deja atrás el récord anterior —859.500 barriles, alcanzado apenas en octubre pasado— con un margen que sorprendió incluso a los analistas más optimistas. El 69% de esos barriles sale de Vaca Muerta.

El dato llegó varios meses antes de lo previsto. En abril, la Bolsa de Comercio de Rosario había estimado que la Argentina podría promediar los 900.000 barriles diarios a lo largo de todo 2026. Mayo se encargó de cruzar ese umbral por sí solo, en una sola lectura mensual, y de poner sobre la mesa el siguiente interrogante: cuándo se llega al millón.

Lo que cambió con Milei

El salto de los últimos dos años no ocurrió en el vacío. La arquitectura de incentivos que construyó el gobierno de Javier Milei desde diciembre de 2023 es, en buena medida, el marco que permite entender por qué las empresas perforaron más, invirtieron más y produjeron más.

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones —el RIGI, creado por la Ley Bases sancionada en 2024 y prorrogado en febrero de 2026 mediante el Decreto 105— es la pieza central de esa arquitectura. El instrumento ofrece a los proyectos aprobados una alícuota del Impuesto a las Ganancias reducida del 35% al 25%, exención de derechos de exportación, IVA recuperable desde la etapa preoperativa y acceso a arbitraje internacional para resolver disputas con el Estado. Según estimaciones de la consultora Aleph Energy, el RIGI reduce el breakeven de un pozo no convencional entre tres y cuatro dólares por barril, una diferencia que resulta determinante cuando el Brent opera cerca de sus umbrales mínimos de rentabilidad.

Los números del RIGI ilustran el nivel de apuesta: 20 proyectos aprobados con compromisos de inversión por US$46.000 millones y otros 21 en evaluación, sobre un total de iniciativas presentadas que ya rozan los US$95.000 millones. La formación no convencional neuquina concentra alrededor del 70% de esos fondos.

El proyecto más revelador del nuevo clima inversor es el oleoducto Vaca Muerta Sur —VMOS—, impulsado por un consorcio que integran YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Shell, con una inversión de US$2.900 millones. El ducto, con fecha objetivo de primeras exportaciones en diciembre de 2026, conectará la cuenca neuquina con Punta Colorada en Río Negro y tendrá capacidad para transportar hasta 550.000 barriles diarios —ampliable a 700.000—, con exportaciones estimadas en US$15.000 millones anuales. En paralelo, YPF presentó en mayo el proyecto LLL Oil bajo el RIGI: US$25.000 millones de inversión en 15 años, 1.152 pozos proyectados, un plateau de 240.000 barriles diarios en 2032 y exportaciones estimadas en US$100.000 millones a lo largo del período. Es el mayor proyecto ingresado al régimen hasta la fecha.

Pampa Energía es otro ejemplo concreto. Su área Rincón de Aranda, de 240 kilómetros cuadrados en la ventana de crudo de Vaca Muerta, acaba de obtener la adhesión al RIGI con una inversión comprometida de US$4.500 millones. Hoy produce 27.000 barriles diarios; la meta es 28.000 para este año y 45.000 para 2027.

La desregulación también tocó la estructura de costos del sector. Desde diciembre de 2023, el Gobierno eliminó varias capas de normativa que frenaban la actividad, facilitó el acceso al crédito internacional para las empresas del sector y redujo los tiempos de aprobación ambiental para nuevos pozos. El mapa de market share en la Cuenca Neuquina, según el último reporte del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas al mes de abril, muestra a YPF con el 53% del volumen no convencional, seguida por Vista Energy (13%), Shell (5%), Pluspetrol, Pan American Energy y Chevron (4% cada una) y Tecpetrol (4%).

Dólares y el próximo umbral

El impacto en la balanza comercial ya es visible. Según la consultora Econviews, el complejo de combustibles y energía exportó en mayo US$1.745 millones, un salto interanual del 167%, explicado principalmente por el petróleo crudo. Entre enero y mayo, las exportaciones energéticas acumularon US$6.182 millones, un 44,7% más que en el mismo período de 2025.

El ex secretario de Energía Daniel Montamat proyectó que la Argentina podría alcanzar el millón de barriles diarios entre fines de 2026 y comienzos de 2027, cuando entre en operación la primera etapa del VMOS, que incorporará 180.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte —uno de los principales cuellos de botella que hoy convierte producción en divisas. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos va más lejos: en un escenario moderado, proyecta que la Argentina podría superar el millón y medio de barriles diarios a comienzos de la próxima década.

En los últimos cinco años, la producción nacional creció un 76%, impulsada casi exclusivamente por el shale oil neuquino. En 2020, el petróleo no convencional representaba menos del 25% del total; hoy explica el 69%. La producción convencional, en cambio, cayó un 57% respecto de 2006. Vaca Muerta no solo creció: reemplazó de manera estructural a una industria que llevaba décadas en retroceso.

El récord de mayo es también la señal de que la ecuación entre política de inversiones, infraestructura y producción empieza a dar sus frutos en tiempo real. La discusión ya no es si Argentina puede superar el millón de barriles. Es cuándo.