La producción petrolera argentina rozó su techo histórico

Argentina cerró 2025 con cifras que reconfiguran el mapa energético nacional. El promedio anual de producción de crudo alcanzó los 799 mil barriles diarios, el registro más elevado desde 1998, cuando se había tocado el máximo histórico de 818 mil barriles por día. El dato surge del informe anual elaborado por la consultora AGKC y confirma una tendencia que se viene consolidando desde hace varios años: el peso creciente de los desarrollos no convencionales en la matriz hidrocarburífera.

El crecimiento no fue marginal. La producción total de petróleo mostró un incremento interanual del 13%, mientras que el segmento no convencional avanzó un 27% respecto de 2024. Este último aportó 504 mil barriles diarios, lo que representó el 63% del total nacional, consolidando su papel central en el desempeño del sector.

En términos empresariales, el liderazgo se mantuvo concentrado. YPF, considerando sus áreas operadas, explicó casi la mitad del volumen producido. Junto con Pan American Energy, que aportó el 15%, y Vista, con el 9%, reunieron el 68% del total extraído en el país. La concentración productiva refleja el peso de los grandes operadores en el desarrollo de los recursos shale, especialmente en la cuenca neuquina.

La dinámica de perforación mostró matices. Durante el año se completaron 570 pozos de petróleo, un 13% menos que en 2024. La caída respondió principalmente al retroceso en la cuenca del Golfo de San Jorge, donde la actividad descendió de 315 a 169 pozos en apenas doce meses. El desplazamiento de capital hacia áreas más rentables explica buena parte de esta reducción.

En el segmento gasífero, el promedio nacional fue de 141 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), con una mejora interanual del 2%. El 64% de ese volumen correspondió a desarrollos no convencionales, que sumaron 90 MMm³/d y crecieron 3% frente al año previo. Total Austral y YPF encabezaron el ranking de producción, con 24% y 23% respectivamente, seguidas por Tecpetrol (13%) y Pan American Energy (11%).

Sin embargo, la actividad en gas evidenció una retracción en términos de pozos completados: fueron 67 en 2025, un 39% menos que el año anterior. Se trata del segundo año consecutivo de caída, un indicador que sugiere un corrimiento estratégico hacia proyectos orientados al petróleo, donde los márgenes y las oportunidades de exportación resultan más atractivos.

El epicentro de este proceso volvió a ser la cuenca neuquina. Allí se registró la mayor producción de su historia tanto en petróleo como en gas. El promedio de crudo alcanzó los 589 mil barriles diarios, con un crecimiento interanual del 20%. El 85% de ese volumen provino de recursos no convencionales, es decir, 502 mil barriles diarios. YPF lideró con el 53%, seguida por Vista (12%) y Pluspetrol (9%).

Entre los yacimientos más productivos se destacaron Loma Campana (15%) y La Amarga Chica (12%), junto con Bandurria Sur (10%) y Bajada del Palo Oeste (8%). En 2025 se completaron 401 pozos en la cuenca, un 17% más que el año previo. Además, la longitud promedio de las ramas laterales en pozos petroleros alcanzó los 3.145 metros, un 10% superior al promedio de 2024, reflejando mejoras técnicas y mayor eficiencia operativa.

En gas, la cuenca produjo en promedio 101 MMm³/d en 2024 —récord histórico— y 2025 consolidó ese nivel con un leve aumento del 1%. El 86% provino de no convencionales. Fortín de Piedra concentró el 16% del total, reafirmando su relevancia dentro del esquema productivo.

En el corazón del shale, la formación Vaca Muerta explicó por sí sola 499 mil barriles diarios, equivalentes al 62% del total nacional de petróleo. El crecimiento interanual fue del 11%. YPF aportó el 54% del petróleo no convencional, seguida por Vista (14%) y por Pan American Energy y Shell, con 6% cada una. En gas, la formación produjo 76 MMm³/d, más de la mitad del total nacional, con una expansión del 8%.

La actividad en Vaca Muerta creció 35% en cantidad de etapas de fractura, alcanzando 23.786 operaciones en el año. También se incrementó la extensión promedio de las ramas laterales, que llegó a 3.085 metros, un 7% más que en 2024. La mayor intensidad operativa y la sofisticación tecnológica fueron determinantes en los nuevos máximos productivos.

En síntesis, el informe concluye que el shale continúa siendo el motor del sector. El avance del petróleo no convencional no solo permitió recuperar niveles cercanos al récord histórico de fines de los noventa, sino que también redefinió las prioridades de inversión. El rumbo del negocio hidrocarburífero argentino parece orientado, al menos por ahora, a profundizar la apuesta por el crudo, en un contexto donde la infraestructura y la demanda externa abren nuevas oportunidades para el país.