La producción de petróleo y gas de la Argentina volvió a mostrar en junio el peso creciente de los desarrollos no convencionales, que ya dejaron de ser un segmento complementario para transformarse en el núcleo de la actividad hidrocarburífera. Según el Reporte Mensual de la Industria del Petróleo y Gas elaborado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), con datos de la Secretaría de Energía, el shale y el tight explicaron el 71% del crudo y el 70% del gas natural producido en el país.
En junio, la producción nacional de petróleo promedió 142.726 metros cúbicos diarios, mientras que la de gas natural alcanzó los 158,98 millones de metros cúbicos por día. El dato confirma el avance estructural de Vaca Muerta y de la Cuenca Neuquina, que volvió a marcar el ritmo de la actividad.
Del total de petróleo producido, 101.281 m³ diarios provinieron de desarrollos no convencionales. El convencional quedó reducido a 41.445 m³/día, con una participación del 29%.
En gas natural, el no convencional alcanzó los 111,65 millones de m³ diarios, frente a 47,33 millones de m³/día del convencional. Así, el shale y el tight ya explican siete de cada diez metros cúbicos de gas producidos en la Argentina.
Petróleo: el shale compensa la caída de los campos maduros
La producción petrolera pasó de 142.232 m³/día en mayo a 142.726 m³/día en junio, una mejora mensual cercana al 0,35%. El avance se produjo después de varios meses de crecimiento consecutivo, ya que enero había comenzado con 139.091 m³/día.
La comparación interanual muestra una mejora más fuerte. En junio de 2025, la producción nacional había sido de 123.234 m³/día. En doce meses, el país incorporó cerca de 19.500 m³ diarios adicionales, equivalente a una expansión aproximada del 15,82%.
El motor de esa mejora fue el no convencional. En junio, el shale y el tight produjeron 101.281 m³/día de petróleo, frente a 99.538 m³/día en mayo. La mejora mensual fue cercana al 1,75%.
En paralelo, la producción convencional retrocedió desde 42.694 hasta 41.445 m³/día. El dato muestra que el crecimiento petrolero argentino depende cada vez más de Vaca Muerta, que compensa la declinación natural de campos maduros.
La Cuenca Neuquina concentra casi ocho de cada diez barriles
La distribución territorial de la producción confirma el cambio de eje dentro del mapa energético argentino. En junio, la Cuenca Neuquina produjo 111.787 m³ diarios de petróleo, equivalentes al 78,3% del total nacional.
Muy por detrás quedó la Cuenca del Golfo San Jorge, histórico polo petrolero convencional del país, con 27.022 m³/día y una participación del 18,9%. La Cuenca Cuyana aportó 2.151 m³/día; la Austral, 1.423 m³/día; y la del Noroeste, apenas 344 m³/día.
Dentro de la propia Cuenca Neuquina, la transformación es más profunda. De los 111.787 m³/día producidos en junio, 101.136 m³/día correspondieron a desarrollos no convencionales y apenas 10.651 m³/día al convencional.
Esto implica que alrededor del 90% del petróleo producido en la Cuenca Neuquina ya proviene de shale y tight. Por eso, el desempeño de Vaca Muerta tiene una incidencia directa sobre la producción total del país.
Gas: el invierno impulsó la producción
En gas natural, junio mostró una aceleración asociada a la mayor demanda invernal. La producción nacional pasó de 156,58 millones de m³/día en mayo a 158,98 millones de m³/día en junio, con una mejora mensual aproximada del 1,53%.
El no convencional volvió a explicar la expansión. La producción shale y tight creció desde 108,59 millones de m³/día en mayo hasta 111,65 millones en junio, una mejora cercana al 2,82%.
El gas convencional, en cambio, retrocedió levemente desde 47,99 millones hasta 47,33 millones de m³/día. Así, el no convencional alcanzó una participación del 70% en la producción gasífera nacional, frente al 65% con el que había comenzado el año.
Importaciones de gas y exportaciones de petróleo
El reporte también mostró movimientos diferentes en el comercio energético. En junio se exportaron en promedio 23.058 m³ diarios de petróleo, por debajo de los 49.296 m³/día registrados en mayo. El país no registró importaciones de crudo.
La variación mensual debe leerse con cautela, ya que los volúmenes exportados pueden cambiar de forma significativa según las fechas de carga y despacho de los embarques.
En gas se observó el movimiento inverso, propio de los meses fríos. Las importaciones aumentaron desde 4,94 millones de m³/día en mayo hasta 16,77 millones en junio, mientras que las exportaciones bajaron levemente de 7,27 a 7 millones de m³ diarios.
El aumento de importaciones no contradice el crecimiento de la producción local. Durante el invierno, la demanda de gas sube con fuerza y el sistema requiere complementar la oferta doméstica en los momentos de mayor consumo.
Un cambio estructural en la matriz hidrocarburífera
La fotografía de junio confirma una transformación de fondo. La Argentina produce más petróleo y gas con una participación cada vez menor de los yacimientos convencionales.
En petróleo, el no convencional pasó de representar el 69% de la producción en enero al 71% en junio. En gas, la participación saltó del 65% al 70% en apenas cinco meses.
La contracara es la declinación de las explotaciones maduras. Mientras el shale y el tight avanzan, el convencional pierde peso tanto en petróleo como en gas.
El resultado es una industria cada vez más concentrada geográficamente en la Cuenca Neuquina y productivamente en Vaca Muerta. Con el 78,3% del petróleo y el 77,2% del gas del país, la cuenca se convirtió en el eje determinante del sistema energético argentino.
El dato central es que Vaca Muerta ya no representa solo una promesa de crecimiento futuro. Sus desarrollos no convencionales constituyen hoy el corazón de la producción nacional y sostienen la expansión que permite compensar la caída natural de buena parte de los yacimientos convencionales.
