La cuenca neuquina de Argentina representó el 71% de la producción nacional de petróleo y el 73% de la de gas natural en el primer semestre de este año, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
En mayo —el último mes con datos completos a nivel de cuenca— la producción en Neuquén alcanzó los 538.000 b/d de petróleo y 107 millones de m3/d de gas natural. Según el Informe Estadístico 2025 de Oil Production Consulting, la producción de petróleo no convencional creció un 27 % interanual, mientras que la de gas no convencional aumentó un 16 % en comparación con el mismo mes del año anterior.
La consultora energética privada Aleph Energy informó que la producción de petróleo de esquisto (shale oil) de la cuenca neuquina alcanzó los 499.000 b/d en junio, lo que representa el 93% de la producción total de crudo de la provincia de Neuquén . A nivel nacional , el petróleo de esquisto (shale oil) representa el 60% de la producción total, mientras que el gas de esquisto y el de esquisto combinados representan el 65% de la producción de gas de Argentina .
Los bloques de esquisto con mayor rendimiento en petróleo incluyen Loma Campana (YPF-Chevron), La Amarga Chica (YPF-Vista), Bandurria Sur (YPF-Shell) y Bajada del Palo Oeste (Vista). En mayo, YPF produjo 241.000 b/d de petróleo de esquisto, lo que representa el 53% del total, seguido de Vista con 66.000 b/d.
Por el lado del gas, Fortín de Piedra (Tecpetrol) lideró con 19,1 millones de m3/día, seguido por YPF con 18,4 millones de m3/día, y La Calera (Pluspetrol), que incrementó su producción luego de una reciente ampliación de su planta de procesamiento.
En mayo, se conectaron 62 nuevos pozos en la cuenca y en junio se completaron 1968 etapas de fracturación, de las cuales el 66 % fueron realizadas por YPF. Ese mes también se registraron 42 plataformas de perforación activas, de las cuales el 83 % se dirigían a formaciones de esquisto. YPF operó 12 plataformas en sus bloques clave.
Las mejoras de infraestructura contribuyeron a aumentar la capacidad de extracción. El gasoducto Perito Moreno y las plantas de compresión de Tratayén y Saliqueló aportaron un total combinado de 10 millones de metros cúbicos diarios entre agosto de 2023 y octubre de 2024.
De enero a mayo, Argentina exportó un promedio de 240.000 b/d de crudo, frente a los 200.000 b/d del año anterior. En junio, las exportaciones de gas natural alcanzaron los 8,28 millones de metros cúbicos diarios, con Chile representando el 96% del total. El superávit comercial energético para el primer semestre de 2025 alcanzó los 2.499 millones de dólares.
Si bien la provincia de Neuquén posee la mayor parte de la infraestructura y la producción de la cuenca , también se registraron ganancias de producción en bloques convencionales de Río Negro, La Pampa y Mendoza.
Fuera de Neuquén , las demás cuencas productoras de Argentina mantuvieron volúmenes estables pero modestos.
Según Oil Production Consulting, la cuenca del Golfo San Jorge promedió 134.000 b/d en junio, aproximadamente el 18% de la producción nacional. La mayor parte de la producción proviene de yacimientos convencionales maduros en Chubut y el norte de Santa Cruz, operados por YPF, CAPSA, Tecpetrol y PAE.
La Cuenca Austral, que abarca el sur de Santa Cruz y Tierra del Fuego, registró 18.500 b/d de petróleo y 18 millones de m3/d de gas, lo que representa el 12% de la producción total de gas. Entre los principales operadores se encuentran TotalEnergies, Harbour y CGC, con activos como Vega Pléyade , Ara y El Cerrito, tanto terrestres como marinos.
Según un informe de Moody ‘s , el costo promedio de extracción en Vaca Muerta es de US$4,20-5,00/bbl, mientras que las cuencas convencionales reportan costos de US$28-35/bbl, canalizando la inversión upstream hacia yacimientos de esquisto.