Producción hidrocarburífera en alza, consumo desigual y subsidios en tensión

Mientras la producción hidrocarburífera crece al ritmo de Vaca Muerta y consolida el protagonismo de la Cuenca Neuquina, el consumo de combustibles comienza a recuperarse levemente tras una larga recesión, la demanda eléctrica se contrae con fuerza y los subsidios energéticos siguen presionando las cuentas fiscales. Un panorama mixto para el sector energético argentino en mayo de 2025, donde las señales de dinamismo conviven con desafíos estructurales y tensiones distributivas.

El más reciente Informe Estadístico Oil & Gas - Argentina - Mayo 2025 ofrece una visión detallada de la dinámica actual del sector energético argentino, marcando tanto las continuidades estructurales como las inflexiones recientes que delinean el rumbo de la producción de hidrocarburos en el país.

En mayo de 2025, la producción nacional de crudo alcanzó los 747.000 bpd, mientras que la de gas trepó a 147,577 MM/m3d. Estas cifras confirman la consolidación de una tendencia ascendente en el sector, particularmente estimulada por el notable desempeño de la producción no convencional (NOC), cuya expansión ha sido determinante para sostener la oferta energética en un contexto regional e internacional de marcada incertidumbre.

L
a Cuenca Neuquina, verdadero corazón energético del país, se erige una vez más como la principal fuente de hidrocarburos: concentró el 71,3% del petróleo y el 72,4% del gas producido a nivel nacional. Esta cuenca no solo lidera en volumen absoluto, sino que también exhibe una performance destacada en materia de eficiencia y crecimiento: en mayo, la producción neuquina de petróleo se incrementó un 1% respecto al mes anterior, mientras que la de gas creció un impresionante 11,5%, superando los 106 MM/m3d.

En cuanto al segmento no convencional, los registros son igualmente elocuentes. El petróleo NOC alcanzó los 456.000 bpd, y el gas NOC llegó a los 95.107 MM/m³d, representando un aporte sustancial al total nacional. Empresas como YPF, Tecpetrol, Pampa Energía y Pluspetrol encabezan el ranking de producción en este segmento, con desempeños sólidos tanto en áreas maduras como en desarrollos recientes como Fortín de Piedra, Aguada Pichana y La Calera.

El informe también permite observar la situación de otras cuencas con menor peso relativo, como la del Golfo San Jorge, Austral, Cuyana y Noroeste. Aunque su participación en el total nacional es más acotada, mantienen una producción constante que resulta estratégica para el abastecimiento local y la diversificación territorial de la matriz productiva. No obstante, se evidencian signos de estancamiento o declive, particularmente en las cuencas Cuyana y del Noroeste, donde la actividad de pozos terminados ha sido nula en lo que va del año.

El ritmo de perforación también ofrece indicios valiosos: durante mayo se terminaron 38 pozos en todo el país, de los cuales el 62,8% corresponde a la Cuenca Neuquina, seguida por el Golfo San Jorge con un 37,2%. Las demás cuencas no registraron nuevos pozos durante ese mes, lo que refleja tanto una concentración de inversiones como un posible desafío en términos de desarrollo federal del sector.

Por último, el informe presenta un claro liderazgo de YPF, no solo como principal productora de petróleo y gas en general, sino también como el actor dominante en el segmento no convencional. Le siguen, con cifras relevantes, compañías como Tecpetrol, Pan American Energy, Vista Energy y Total Austral, que juntas conforman el núcleo duro de la producción energética argentina.

El panorama energético argentino al mes de mayo de 2025 muestra una estructura consolidada en torno al desarrollo no convencional de la Cuenca Neuquina, con un mercado altamente concentrado en pocos actores, y una tendencia expansiva que, sin embargo, convive con desequilibrios regionales y cierta fragilidad en las cuencas tradicionales. El desafío, de cara al futuro inmediato, será sostener el dinamismo productivo sin desatender la necesidad de una planificación integral, sustentable y territorialmente equilibrada.

Contraste

Los informes estadísticos de la mismo consultora, correspondientes a junio de 2024 y mayo de 2025, permiten trazar una línea de continuidad —no exenta de contrastes— en la evolución de la producción de hidrocarburos en la Argentina. Si el primero reflejaba las tensiones internas de una cuenca tradicional en franco retroceso, el segundo confirma un escenario de estancamiento que obliga a repensar su lugar dentro del mapa energético nacional.

En junio de 2024, la producción total de petróleo en Argentina fue de 660.400 bpd, con la Cuenca del Golfo San Jorge aportando 167.0006 bpd, es decir, el 25% del total nacional. Para el gas, su participación fue más modesta: 10.513 Mm³/d, apenas un 7% del volumen nacional. Un año después, en mayo de 2025, la producción nacional de petróleo ascendió a 747.000 bpd —un aumento del 13%—, mientras que el gas se mantuvo virtualmente estable en 147.577 Mm³/d. Sin embargo, la CGSJ retrocedió en ambas métricas: produjo 176.200 bpd de petróleo (ligeramente por debajo del promedio anual previo) y 9.979 Mm³/d de gas, lo que representa una caída del 5% en comparación con el año anterior.

Este retroceso se acentúa si se considera que en junio de 2024 la cuenca había registrado una fuerte baja mensual del 14,7% en petróleo, como resultado de conflictos gremiales y una drástica reducción en la perforación de pozos provocada por la caída del precio internacional del crudo (WTI). A pesar de que los datos de mayo de 2025 muestran una leve recuperación intermensual (-0,5% en petróleo y -1,9% en gas), la región aún no logra retornar a los niveles de producción sostenida que supo exhibir años atrás.

El deterioro productivo encuentra una de sus raíces en la menguante actividad de terminación de pozos. En mayo de 2025 se registraron apenas 11 pozos terminados en la CGSJ, sin ningún nuevo pozo productivo de gas. La baja inversión y la limitada incorporación de tecnologías de recuperación mejorada (EOR) siguen condicionando la productividad en esta cuenca madura.

En contraposición, la Cuenca Neuquina reafirma su primacía con un crecimiento robusto: entre junio de 2024 y mayo de 2025 incrementó su producción de petróleo de 464.300 bpd a 532.360 bpd (+14,6%) y la de gas de 109.516 Mm³/d a 106.906 Mm³/d (una leve baja interanual, pero con una fuerte recuperación en el último mes del período). La expansión del no convencional explica esta dinámica virtuosa, con Vaca Muerta como eje estructurante de la nueva geografía energética del país.

Combustibles

En mayo de 2025, el consumo de combustibles en Argentina registró una leve pero significativa recuperación interanual, marcando el tercer mes consecutivo de crecimiento luego de una prolongada fase de 15 meses en baja. El total comercializado alcanzó los 1.407.240 metros cúbicos, apenas por encima de los 1.406.758 registrados en mayo del año anterior, con una variación interanual del 0,03%. Si bien la comparación mensual muestra una caída del 0,29% respecto a abril —mes que además contó con un día menos—, se destaca la reactivación del consumo como un indicio de estabilización de la demanda interna, especialmente impulsada por los combustibles Premium.

El desglose por tipo de combustible revela dinámicas divergentes que reflejan tanto cambios en los hábitos de consumo como en las condiciones económicas. Mientras que las ventas de nafta Premium crecieron un notable 18,92% y el gasoil Grado 3 subió un 11,52%, la nafta súper permaneció prácticamente estable, con un alza marginal del 0,08%. En cambio, el gasoil Grado 2 sufrió una caída pronunciada del 12,47%, lo que determinó una retracción general del 4,92% en el consumo de gasoil. Esta contracción podría explicarse por una combinación de factores: menor actividad en el transporte de cargas, eficiencia en flotas empresariales y un posible desplazamiento hacia opciones de mayor calidad por parte de ciertos segmentos.

En el plano territorial, 12 de las 24 jurisdicciones del país mostraron mejoras interanuales en las ventas de combustibles, destacándose Misiones (+9,21%), San Juan (+8,89%) y Río Negro (+8,87%). Por el contrario, Tucumán encabezó el descenso con una fuerte baja del 15,75%, seguida por CABA (-11,18%) y Santa Fe (-5,76%). En términos de volumen absoluto, la provincia de Buenos Aires lideró con 493.240 m³ vendidos, seguida por Córdoba (156.631 m³) y Santa Fe. Por empresa, YPF mantuvo su dominio con una participación de mercado del 54,6% y un crecimiento del 2,99% interanual, mientras que DAPSA lideró el crecimiento porcentual con una suba del 15,66%, consolidando la tendencia a una mayor diversificación competitiva en el sector.

Demanda eléctrica

En mayo de 2025, la demanda eléctrica en Argentina cayó un 10,4% interanual, marcando la tercera baja consecutiva y la más pronunciada desde marzo de 2024. El consumo nacional alcanzó los 10.945,4 GWh, frente a los 12.209,5 GWh del mismo mes del año anterior, en un contexto climático con temperaturas más altas. El retroceso afectó a todos los segmentos: la demanda residencial, que representa el 45% del total, cayó un 8,6%; la comercial (28%) se redujo un 3,3%; y la industrial (27%) descendió cerca del 1%. Las distribuidoras del AMBA registraron una fuerte baja conjunta del 14,2%, con caídas similares tanto en Edenor como en Edesur. A nivel territorial, 23 provincias o distribuidoras mostraron descensos, entre ellas EDELAP (-17%), San Juan (-16%) y Jujuy (-15%). Solo Neuquén (+2%) y Santa Cruz (+11%) escaparon a esta tendencia negativa.

En términos de generación, la matriz energética se mantuvo liderada por las fuentes térmicas, que cubrieron el 52,16% de la demanda. La generación hidráulica, pese a ubicarse en segundo lugar con un 20,73%, sufrió una caída del 29% interanual y fue desplazada del podio por las fuentes alternativas (solar y eólica), que aportaron el 18,64%. Las centrales nucleares representaron el 8,21% restante. La potencia instalada total del sistema alcanzó los 43.613 MW, compuesta en un 58% por generación térmica y en un 38% por fuentes renovables (hidráulicas y alternativas). El desempeño del parque generador confirma el predominio térmico, aunque revela un retroceso hidroeléctrico que podría impactar en los costos y sostenibilidad del sistema eléctrico en los meses venideros.

Precios, tarifas y subsidios

Durante el primer semestre de 2025, la política tarifaria de los servicios públicos de gas natural y electricidad en Argentina estuvo marcada por un intento de reordenamiento gradual, en medio de un complejo escenario macroeconómico y social. Según el Informe Tarifas y Subsidios - Junio 2025 que elabora IIEP-UBA, confirma que, pese a los aumentos implementados, los precios finales que pagan los usuarios residenciales aún permanecen significativamente por debajo del costo real de abastecimiento, lo que se traduce en un elevado peso de los subsidios estatales.

En el caso de la electricidad, la estructura tarifaria continúa dividida por segmentos según niveles de ingresos, bajo el esquema de segmentación vigente desde 2022. Los usuarios de altos ingresos (Nivel 1) afrontan el precio pleno del costo mayorista de la energía, mientras que los de ingresos bajos (Nivel 2) reciben un subsidio que cubre aproximadamente el 69% del costo de abastecimiento, y los usuarios de ingresos medios (Nivel 3) abonan tarifas con un tope subsidiado hasta los 400 kWh mensuales. No obstante, incluso los usuarios sin subsidio (Nivel 1) pagan una tarifa final que en promedio equivale al 60% del costo total si se consideran impuestos y cargos ajenos al costo mayorista. En este contexto, el Estado continúa absorbiendo buena parte del costo de generación y transporte, especialmente en el AMBA y otras áreas urbanas con fuerte concentración de consumo residencial.

En cuanto al gas natural, el panorama es similar: el precio promedio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) sigue estando parcialmente subsidiado para buena parte de los usuarios. Al igual que en electricidad, el régimen de segmentación mantiene tres niveles. En junio de 2025, los usuarios de Nivel 1 pagaban la tarifa plena del gas en el PIST, mientras que los niveles 2 y 3 accedían a subsidios que cubrían el 65% y 45% del costo, respectivamente. A esto se suman los cargos por transporte y distribución, que también permanecen desfasados respecto al costo técnico real. El informe advierte que, pese a las correcciones realizadas a comienzos de año, los precios finales para los usuarios de menores ingresos continúan muy por debajo del umbral de sostenibilidad del sistema.

En términos fiscales, el peso de los subsidios energéticos continúa siendo considerable. En el acumulado del año hasta mayo de 2025, las transferencias del Tesoro Nacional al sector energético superaron los 2,7 billones de pesos, concentrándose principalmente en CAMMESA (administradora del mercado eléctrico mayorista) y en el financiamiento del Plan Gas.Ar. Este esfuerzo implica una tensión estructural para las cuentas públicas, especialmente en un contexto de ajuste fiscal. El informe señala que, si bien la política oficial apunta a una convergencia progresiva hacia precios más realistas, la velocidad de esa convergencia está condicionada por la sensibilidad social de los ajustes y por la volatilidad política de su implementación.