2 febrero de 2026
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El mapa energético argentino terminó de reordenarse en 2025. La producción no convencional se convirtió en el eje indiscutido del sector: aportó el 67% del petróleo y el 57% del gas natural, empujó las exportaciones a niveles récord y explicó casi siete de cada diez dólares del superávit comercial del país, según un informe de Nicolás Arceo, de la consultora Economía & Energía.
En petróleo, la producción total creció 13% interanual, pero el dato clave estuvo en la composición: mientras el shale avanzó 28,7%, el convencional volvió a retroceder (-5,7%). El resultado fue un nuevo récord productivo, con un promedio anual de 810 mil barriles diarios y un pico histórico de 878 mil barriles por día en diciembre, el mayor nivel jamás registrado en la Argentina.
La actividad se mantuvo elevada, con 29 equipos de perforación activos y 40 pozos terminados por mes, de los cuales 33 correspondieron al shale oil. La producción quedó fuertemente concentrada en Vaca Muerta: seis áreas explican el 66% del shale, con Loma Campana al frente, seguida por La Amarga Chica, Bajada del Palo y Bandurria Sur. La ventana de Black Oil volvió a ser dominante y explicó el 86% del petróleo no convencional.
El salto productivo tuvo un impacto directo en el frente externo. En 2025, las exportaciones de crudo promediaron 266 mil barriles diarios, generaron U$S 6.716 millones y se realizaron a un precio medio de U$S 69 por barril. En paralelo, la refinación creció 3,5% y las ventas de combustibles mostraron subas moderadas, con aumentos del 3,4% en naftas y 2,5% en gasoil.
Los precios acompañaron el cambio de escenario. El crudo local promedió U$S 64 por barril, un 10% menos que en 2024, siguiendo la tendencia del Brent y revirtiendo el desacople observado en años previos. En surtidor, a pesos constantes, las naftas bajaron 5,2% y el gasoil 8,4%, lo que ubicó los precios reales por debajo del promedio de la última década.
Gas: más shale, menos importaciones
En gas natural, la producción mostró señales de agotamiento del ritmo de crecimiento, con un avance de apenas 1,9% interanual. Sin embargo, el shale volvió a ganar peso, con un aumento del 8,8%, y explicó casi el 60% de la oferta durante el invierno.
La Cuenca Neuquina concentró el crecimiento, con 87,4 MMm³ diarios entre shale y tight gas, mientras que la producción convencional profundizó su caída. La Cuenca Austral, en cambio, mostró una recuperación del 11,9%, impulsada por el desarrollo del área Fénix, en contraste con el retroceso persistente del Golfo San Jorge, NOA y Cuyana.
El mayor aporte local permitió reducir las importaciones de gas a menos de 4 MMm³ diarios y sostener exportaciones por 8,3 MMm³/día, mejorando los costos de abastecimiento, que bajaron a U$S 4 por MMBTU.
El resultado fue un superávit comercial energético de U$S 7.815 millones, con exportaciones por U$S 11.086 millones e importaciones que se derrumbaron 59%, hasta U$S 3.271 millones. El saldo positivo explicó el 69% del superávit total de la economía argentina en 2025.
En electricidad, el sistema mostró estabilidad: la generación se mantuvo en 142,8 TWh, con una menor participación térmica (53%) y un nuevo avance de las energías renovables, que ya representan el 19% del mix. La mejora en los precios estacionales permitió cubrir el 56% del costo de generación, reduciendo subsidios, en un año de demanda prácticamente estancada.
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