Con Loma Campana a la cabeza, apenas media docena de áreas generan el 66% de la producción total de shale oil, marcando el ritmo de un año récord que cerró con un pico histórico de 878 mil barriles diarios.
Por Ignacio Ortiz
Apenas seis bloques de Vaca Muerta se convirtieron en el eje productivo de la formación no convencional y, en consecuencia, del salto productivo del país en materia de hidrocarburos durante 2025. Las áreas clave de Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo, Bandurria Sur, La Calera y La Angostura Sur I aportaron en conjunto 332 kbbl/día, lo que representó el 66% de la producción total de shale oil del país.
Esta concentración permitió que la producción nacional alcanzara un promedio de 810 kbbl/día, logrando un crecimiento interanual del 13% y un pico histórico de 878 mil barriles en diciembre, a pesar del declino sistemático de los yacimientos tradicionales. Neuquén superó por primera vez en enero la marca de 600.000 barriles diarios durante el mismo mes.
La fisonomía energética nacional completó así una tendencia firme que lleva al petróleo convencional a profundizar su caída con un retroceso del 5,7%, mientras que el no convencional actúa como el motor exclusivo del sector con un avance del 28,7%, representando ya el 67% de la torta productiva total.
El liderazgo de los bloques fundacionales
El mapa detallado realizado por la consultora Economía y Energía del rendimiento por áreas revela la supremacía histórica de Loma Campana. El bloque fundacional, operado en partes iguales por YPF y Chevron, cerró el año con una producción de 89 kbbl/día y una participación del 18% sobre el total del shale. Su evolución refleja el aprendizaje geológico, ya que pasó de producir 38 kbbl/día en 2020 a su nivel actual, manteniendo una dinámica de conexión de pozos que promedió 42 durante el último ejercicio.
En el segundo escalón del podio se ubica La Amarga Chica (con la asociación de YPF y Vista), que alcanzó los 72 kbbl/día y mostró una aceleración notable en su conectividad técnica, saltando de 15 pozos en 2020 a 59 en 2025, con un ritmo de producción que escaló desde los 19 kbbl/día hace seis años. El tercer puesto quedó para Bajada del Palo (100% Vista), que con 64 kbbl/día y 45 pozos conectados en el año ratifica la eficiencia de los operadores independientes en la cuenca. El salto productivo también es notorio desde los 8 kbbl/día de 2020.
La lista de los bloques estratégicos continúa con Bandurria Sur, operado por YPF en sociedad con Shell (30%) y Equinor (30%), hasta el traspaso a Vista, que llegó a los 61 kbbl/día, marcando un crecimiento exponencial desde los apenas 8 kbbl/día que registraba en 2020. Por su parte, el bloque La Calera, donde YPF se asocia con Pluspetrol, consolidó una producción de 23 kbbl/día, mientras que La Angostura Sur I, bajo operación exclusiva de YPF, se posicionó como la gran sorpresa del período al escalar vertiginosamente hasta alcanzar los 22 kbbl/día.
Concentración y contraste con las cuencas tradicionales
Al observar la producción bajo el criterio propietario, YPF reafirma su liderazgo absoluto. La compañía alcanzó los 165 kbbl/día en 2025, lo que representa un crecimiento del 34% interanual y le permite capturar el 33% del mercado de shale oil. Vista se consolidó como el segundo jugador de peso con 98 kbbl/día y una participación del 20%, logrando un salto interanual del 61%. Otros actores relevantes en este ranking fueron Chevron (12%), Shell (9%) y Pluspetrol (5%), seguidos por PAE (5%) y Equinor (4%). Un dato técnico sustancial para la industria es que, dentro del segmento shale, la ventana de “Black Oil” representó el 86% de lo producido, confirmando la calidad del crudo que tracciona los balances.
El dinamismo neuquino, que sostuvo un promedio de 33 pozos conectados de shale oil por mes y un nivel general de 29 plataformas de perforación activas, contrasta drásticamente con la realidad de las cuencas tradicionales en la Argentina. En 2025, el retroceso del convencional fue generalizado en todo el territorio. La cuenca del NOA sufrió la mayor caída con un 17,1% respecto a 2024, seguida por la cuenca Cuyana con un descenso del 9,1%. Incluso el Golfo San Jorge, la histórica columna vertebral del petróleo convencional, retrocedió un 4,2% para situarse en 183,1 kbbl/día, mientras que la cuenca Austral también mostró signos de agotamiento con una baja interanual del 1,3%.
El excedente generado por la eficiencia de Vaca Muerta permitió que la exportación de crudo se consolide como una fuente vital de divisas para la Argentina. Durante 2025, las ventas al exterior aportaron US$ 6.716 millones, con un volumen promedio de 266 kbbl/día comercializado a un precio de US$ 69 por barril. En el plano doméstico, las refinerías procesaron 540 kbbl/día, un 3,5% más que en 2024, respondiendo a una demanda interna que mostró señales positivas: las ventas de naftas subieron un 3,4% y las de gasoil un 2,5%, según el reporte de EyE.
A pesar del aumento en el volumen consumido, el contexto internacional de precios a la baja impactó en el mercado local. El crudo doméstico promedió los US$ 64 por barril, lo que representó una caída del 10% interanual. Esta tendencia se trasladó a los surtidores, donde los precios a pesos constantes registraron una disminución del 5,2% para las naftas y del 8,4% para el gasoil. En términos de moneda dura, los valores promedio se ubicaron en US$ 1,15 por litro para las naftas y US$ 1,21 por litro para el gasoil. En conclusión, la Argentina de 2025 se sostiene sobre una estructura de dos velocidades, donde la hiperproductividad de apenas seis áreas en Neuquén compensa el declive de la producción tradicional