La Mañana Neuquén 19-12-2025 El sector energético llega al cierre del año con señales claras sobre el rumbo de la producción. Con los datos consolidados de octubre, el petróleo alcanzó un nuevo récord histórico, impulsado por el desarrollo del no convencional, mientras que el gas mostró una baja mensual asociada a factores estacionales. El escenario quedó reflejado en el último Informe mensual de indicadores de Oil & Gas Argentina, elaborado por la consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen.

En crudo, la producción nacional llegó en octubre a los 855 mil barriles diarios (kbbl/d), superando el máximo histórico registrado en 1998. El shale volvió a explicar la mayor parte de la expansión, con YPF a la cabeza.

El gas, en cambio, mostró un comportamiento diferente. La producción promedio cayó a 124 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), en línea con el patrón estacional del último trimestre del año, cuando disminuye la demanda para generación térmica por el aumento de las temperaturas y un mayor aporte de energías renovables.
Producción de petróleo: récord histórico

En octubre pasado, la producción de petróleo alcanzó los 855 kbbl/d, un nivel inédito que supera el hito de 845 kbbl/d obtenido 27 años atrás. El crecimiento mensual estuvo explicado casi exclusivamente por el segmento no convencional (shale y tight), que sumó 21 kbbl/d respecto de septiembre, de acuerdo al informe.

YPF fue la principal impulsora de esta suba, con un incremento de 16,9 kbbl/d. En contraposición, la producción convencional volvió a caer (-2,8 kbbl/d), profundizando una tendencia de declinación que afecta a las cuencas maduras.
Los bloques más productivos: YPF lidera el shale

La producción no convencional de crudo alcanzó en el décimo mes del año los 573 mil barriles diarios, con un crecimiento mensual del 3,8 por ciento. YPF concentra 5 de los 10 bloques más productivos de Vaca Muerta, entre ellos Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.

Por primera vez, La Amarga Chica se convirtió en el principal bloque de shale oil del país, superando a Loma Campana. El activo alcanzó los 88 kbbl/d, con una suba mensual del 12,3 por ciento y un crecimiento interanual del 10 por ciento, explicando el 15,4 por ciento de la producción no convencional.

Loma Campana quedó en segundo lugar, con el 15,2 por ciento del shale oil, mientras que Bandurria Sur aportó el 10,6 por ciento, aunque con una baja mensual tras el pico alcanzado en agosto.
Producción de crudo no convencional por bloques. (Fuente: Informe mensual de diciembre 2025 de Aleph Energy)

Producción de crudo no convencional por bloques. (Fuente: Informe mensual de diciembre 2025 de Aleph Energy)

En el caso de Vista, Bajada del Palo Oeste y Este explicaron en conjunto el 12,2 por ciento de la producción no convencional, aunque registraron una baja mensual de 2,4 kbbl/d.

También, dentro del portfolio de YPF, La Angostura Sur I se destacó con un crecimiento del 24,9 por ciento mensual (+6 kbbl/d), alcanzando el 5,1 por ciento del shale nacional, mientras que Aguada del Chañar mostró su expansión con una suba del 6,9 por ciento mensual (+1,5 kbbl/d) y un salto interanual del 101 por ciento, aportando ya el 4,1 por ciento del total.

Pluspetrol mostró una caída en La Calera (–17,1 por ciento mensual), parcialmente compensada por mayores volúmenes en Bajo del Choique–La Invernada.

En tanto, El Trapial Este (Chevron) destacó con una suba del 20,3 por ciento mensual y más que triplicando su producción interanual luego de la puesta en marcha de dos nuevos PADs.

Lindero Atravesado, operado por Pan American Energy (PAE), registró una baja mensual, aunque mantiene un crecimiento interanual, mientras que Rincón de Aranda (Pampa Energía) ingresó en fase de desarrollo, con un salto productivo asociado a la conexión de 22 pozos en 2025. En contraste, Mata Mora Norte (Phoenix) y Cruz de Lorena (Shell) mostraron retrocesos mensuales, aunque en el caso de Shell se destacó la reactivación de Bajada de Añelo, que volvió a producir tras casi tres años fuera de operación y aportó 5,4 kbbl/d en su primer mes.
Producción de crudo por cuenca

La Cuenca neuquina volvió a consolidarse como el corazón petrolero del país. Según el análisis, en octubre produjo 651 mil barriles diarios, con un crecimiento mensual del 3,1 por ciento (+19,5 kbbl/d), y representó el 76 por ciento de la producción nacional. En la comparación de año móvil, la cuenca mantiene un crecimiento del 20 por ciento, explicado por la expansión sostenida del shale oil.

La Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) mostró una baja mensual del 0,8 por ciento (-1,5 kbbl/d) y acumula una caída del 3 por ciento en el año móvil, lo que refleja el agotamiento de sus yacimientos convencionales.

En tanto, la Cuenca Cuyana retrocedió 1,3 por ciento mensual y 8 por ciento interanual, mientras que la Cuenca Austral cayó 5,8 por ciento mensual, aunque se mantiene estable en el año móvil gracias al aporte del Proyecto Fénix, con 3 pozos offshore en operación. La Cuenca del Noroeste es la más afectada, con una caída del 27 por ciento en el año móvil.
El panorama del gas

En octubre de 2025, todos los segmentos mostraron bajas frente a septiembre: el shale gas cayó 13,7 por ciento, el tight gas 14,8 por ciento y el gas convencional 3,8 por ciento. En la comparación interanual, la producción total retrocedió 6,6 por ciento, aunque el shale se mantuvo prácticamente estable.

En el año móvil, el no convencional sigue sosteniendo el sistema, apoyado en la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Perito Moreno, que sumó 10 MMm3/d adicionales entre julio y octubre de 2024, indica el informe.