El cierre de 2025 encuentra al complejo energético argentino en un punto de maduración. Tras dos años de corrección de precios relativos, normalización parcial de tarifas y crecimiento en la producción de hidrocarburos, el sector llega a 2026 con superávit energético y una discusión cada vez más centrada en aumentar la producción y márgenes, en vez de en controles y atrasos. 

Las proyecciones ya apuntan a una producción de crudo cercana a un millón de barriles diarios para final de 2026, con shale oil por encima de 600 kbbl/d y exportaciones que, a un petróleo Brent de US$ 60 a US$ 62, aportarían cerca de US$ 9.000 millones. Vaca Muerta es el corazón de esa dinámica y el RIGI, junto con un posible régimen específico para el upstream, el marco elegido para acelerar inversiones.

YPF es la gran apuesta al éxito regulatorio. Llega a 2026 con un portafolio cada vez más concentrado en shale y con varios activos no estratégicos en proceso de venta. Proyectamos una producción total cercana a 530 kboe/d, con el shale oil superando los 210 kboe/d, más de 30% por encima de 2025. Entre Profertil, Metrogas y campos maduros, las desinversiones podrían aportar entre US$ 1.000 - US$ 1.500 millones, recursos para mejorar la posición financiera de la compañía y financiar el crecimiento de producción. Se planea Capex de alrededor de US$ 5.600 millones para 2026, con la gran mayoría destinada a Vaca Muerta.

Ese esfuerzo inversor explica que el apalancamiento se mantenga en la zona de 2x EBITDA y que el flujo de caja libre siga siendo ajustado en el corto plazo, pero también sienta las bases para un crecimiento de producción y EBITDA que debería permitir, más adelante, una trayectoria descendente de la deuda si se sostiene la estabilidad regulatoria. Es, por diseño, la compañía más sensible a cambios en la regulación de los gobiernos, pero también la que más se beneficia de un marco estable.

Vista es la expresión más pura del "shale trade". Después de la compra de los activos de Petronas en La Amarga Chica, presentó su Investor Day y dio números de crecimiento que parecen conservadores frente a la expectativa del mercado. Para 2026 estimamos una producción en torno de 142 kboe/d, con algo más de 120 kbbl/d de crudo. El contexto de precios será menos benigno, con un Brent en la zona de US$ 60 a US$ 63 y un mercado global en sobreoferta. Sin embargo, Vista llega con una estructura de costos que le permite convivir con un crudo más barato: los costos de perforación y completación bajaron hasta los US$ 12,8 millones por pozo y la compañía apunta a acercarse a US$ 11 millones hacia 2028, mientras los lifting costs se mantienen alrededor de US$ 4 a US$ 4,5 por barril equivalente. 

Con estos números, pueden seguir creciendo incluso con un crudo internacional más. Para 2026, esperamos ingresos del orden de US$ 2.700 millones y un EBITDA ajustado de US$ 1.800 millones, con márgenes cercanos al 68%, un flujo de caja ya positivo y una senda de producción que apunta a superar holgadamente los 200 kboe/d hacia 2030.

Pampa Energía combina el upside del shale con una base defensiva de utilities y generación. Rincón de Aranda, el bloque de producción de crudo shale insignia de Pampa, continuará ganando relevancia en 2026, ayudando a que el negocio de E&P gane peso dentro del grupo mientras el balance se mantiene con poco endeudamiento neto y alta liquidez. 

La compañía, además, está bien posicionada para capturar la desregulación gradual del mercado eléctrico, con mayor peso de contratos bilaterales a precios cercanos al valor marginal y menor dependencia de CAMMESA. Este giro puede aportar del orden de 15% a 20% de EBITDA adicional en generación, consolidando a Pampa como la acción de fuerte crecimiento, pero defensiva del sector.

En el transporte de gas, TGS y TGN se consolidaron como activos beneficiados por la RQT de abril de 2025, que les otorgó visibilidad de ingresos para los siguientes cinco años y un gobierno que respeta los contratos. 

TGS combina una base regulada sólida, con proyectos de crecimiento como la expansión del Gasoducto Perito Moreno y el proyecto de líquidos, mientras que TGN ofrece exposición directa a un negocio regulado que podría ser generador de fuertes dividendos, la posibilidad de crecimiento de la compañía ya es distante y depende de exportaciones a países vecinos y ampliaciones de infraestructura. Ambos nombres entran a 2026 con balances fuertes y valuaciones que ya incorporan buena parte del re-rating regulatorio, por lo que el catalizador adicional vendrá de nuevos proyectos bajo RIGI y del rol que puedan jugar en la próxima ola de exportaciones de gas.

Transener fue una de las grandes ganadoras silenciosas de la normalización. La RQT de 2025 le dio visibilidad de ingresos, una mejora importante de ingresos y espacio para una alta distribución de dividendos, como ya vimos en 2025. A los precios actuales, la acción luce cercana a su valor regulatorio, de modo que el upside pasa menos por múltiplos y más por la posibilidad de sumar nuevas obras de ampliación de la red de alta tensión como el proyecto AMBA II, pero a su vez estas obras aunque necesarias hoy carecen de financiamiento estatal, por lo que un privado o los contribuyentes deberían encargarse.

Central Puerto llega a 2026 con una combinación de térmicas eficientes, participación relevante en renovables y un balance ordenado. La progresiva liberalización del mercado eléctrico y el aumento de contratos bilaterales con grandes usuarios deberían mejorar la calidad de sus ingresos de la misma manera que lo hace para Pampa, generando un crecimiento de 15% del EBITDA para 2026. 

A su vez, ganaron la renovación de la concesión de la hidroeléctrica Piedra del Águila y tienen una cartera de crecimiento con una inversión de hasta US$ 520 millones en 2026, con expansiones de generación renovable, ampliación de un ciclo combinado y el proyecto de baterías en el AMBA. Además de la posibilidad de participar en el proyecto embrionario de Sur Energy-OpenAI que podría desbloquear mucho crecimiento en generación.

En distribución, el mensaje de fondo es que se trata de un sector con balances muy sanos y valuaciones todavía por debajo de sus pares regionales. 

Naturgy Ban y Ecogas destacan por su combinación de rentabilidad, posición de caja neta y dividendos de un dígito alto es quizá el ejemplo más claro del cambio de régimen para las distribuidoras. 

Metrogas también pasó de ser un activo con alto riesgo regulatorio a perfilarse como una acción que se revaluó positivamente y puede llegar a distribuir dividendos una vez que YPF venda su 70% de participación en la compañía. Esto estuvo apoyado en la recomposición tarifaria en 2024 y en la RQT de abril de 2025 que ayudó a ordenar también su estructura financiera. Con menos deuda y mayor previsibilidad de flujo, la empresa tiene margen para volver a tener una política de dividendos.

El balance de fin de año es el de un sector que logró capitalizar el cambio de régimen macro, pero que ahora enfrenta un desafío distinto: sostener el crecimiento con reglas razonablemente estables. 

Si el Gobierno avanza en un RIGI específico para el upstream, simplifica la carga impositiva sin afectar el superávit fiscal y consolida la desregulación de los mercados de gas y electricidad, el potencial de creación de valor sigue siendo considerable. 

YPF y Vista concentran la beta de crecimiento de Vaca Muerta; Pampa ofrece crecimiento con protección y fuerte caja; TGS, TGN, Transener y Metrogas aportan el ancla regulada y dividendos. El 2026 se perfila menos como un año de re-rating masivo y más como una etapa de ejecución, donde la selección de compañías y la paciencia deberían pesar tanto como la narrativa macro.