El sector energético argentino consolidó su papel como pilar clave del superávit comercial en el primer semestre del año, con un aporte neto de 3.700 millones de dólares gracias al fuerte crecimiento de las exportaciones de hidrocarburos y la caída de las importaciones. Mientras YPF lidera en shale oil y se proyecta hacia nuevos horizontes como Uruguay, provincias como Santa Cruz buscan reactivar áreas maduras con nuevos operadores, y la Cuenca del Golfo San Jorge enfrenta desafíos de productividad en un escenario de transición energética.

Entre enero y junio de este año, el sector energético argentino registró un superávit de 3.700 millones de dólares, lo que representa un incremento del 36% en comparación con el mismo período de 2024.
De acuerdo con los registros oficiales, las exportaciones de energía fueron determinantes para alcanzar un saldo comercial positivo en el comercio exterior del país. Sin este aporte, el resultado global habría sido deficitario.

El vigoroso desempeño de la producción de hidrocarburos, junto con el desarrollo de infraestructura que permite su adecuada evacuación, impulsó un crecimiento del 11% en las ventas externas durante el primer semestre. En ese lapso, las exportaciones de gas aumentaron un 10%, y solo en el mes de junio las ventas externas de crudo alcanzaron los 371.000 barriles diarios.

Este desempeño permite proyectar un superávit sectorial superior a los 6.000 millones de dólares para el cierre del año, y sostiene el ambicioso objetivo de llevarlo por encima de los 25.000 millones de dólares hacia finales de la década.
Desde mayo se ha observado un nuevo repunte en la producción de shale oil, impulsado por un marcado incremento en la cantidad de pozos conectados. Esta dinámica anticipa una expansión significativa en los niveles de producción para los próximos meses.
El crecimiento de las exportaciones del sector contrastó con una caída del 39% en las importaciones energéticas. Esta merma responde a la mayor inyección de gas de producción nacional al sistema, facilitada tanto por una producción sostenida como por el aumento de la capacidad de transporte, lo que redujo sensiblemente la necesidad de recurrir a fuentes externas.

Este panorama evidencia el impacto positivo del desarrollo del sector energético sobre la economía en su conjunto, al proveer un flujo genuino de divisas.
En el mismo primer semestre, el saldo del comercio exterior total fue positivo en 2.788 millones de dólares, un 74% menos que en igual período del año anterior, debido a un crecimiento de las importaciones muy superior al de las exportaciones totales del país. Solo gracias al desempeño del sector hidrocarburífero —principalmente por las exportaciones de crudo— fue posible sostener una balanza comercial con signo positivo.
Según el último informe del Monitor del Instituto de Estrategia Internacional de la Cámara de Comercio Exterior de la República Argentina, las exportaciones energéticas, medidas en cantidades, superaron en un 110,5% a las del primer semestre de 2024.

La firme apuesta por incrementar la producción de petróleo y gas, así como por consolidar la infraestructura de transporte y evacuación, continúa más allá de los vaivenes coyunturales, como las oscilaciones en el precio internacional del crudo. Cabe destacar que por cada 10 dólares de caída en el precio del barril, las empresas productoras locales ven reducidos sus ingresos en aproximadamente 2.800 millones de dólares anuales.

Santa Cruz

La provincia de Santa Cruz lanzará en los próximos días la licitación de diez áreas hidrocarburíferas ubicadas en el norte provincial, recientemente revertidas por YPF en el marco de su estrategia para concentrar operaciones en Vaca Muerta. La gobernación que encabeza Claudio Vidal busca adjudicar los bloques antes de fin de septiembre, con el objetivo de reactivar rápidamente su producción mediante nuevos operadores.
Los yacimientos en cuestión —entre ellos Los Perales–Las Mesetas, Las Heras–Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa y El Guadal–Lomas del Cuy— son áreas convencionales maduras, cuya producción de petróleo pesado cayó cerca del 40% en los últimos cinco años por la declinación natural de los reservorios y la escasa inversión en recuperación secundaria.

Inicialmente, YPF había proyectado agrupar estos bloques en cinco clusters para transferirlos a CGC (Corporación América), pero el acuerdo no prosperó. Finalmente, en junio, la compañía estatal transfirió la titularidad de las áreas a Fomicruz, que asumió su administración provisoria y gestionará el proceso licitatorio. Como parte del acuerdo de reversión, YPF reconoció a la provincia un bono por 300 millones de dólares y se comprometió a abandonar más de 2.000 pozos improductivos, además de ejecutar tareas de saneamiento ambiental.

A las empresas interesadas se les requerirá un bono de ingreso y un plan de inversiones, aunque aún no se definió el porcentaje de regalías. El gobierno santacruceño prevé atraer inversiones por aproximadamente 1.900 millones de dólares entre 2026 y 2031. El Ministerio de Energía y Minería está elaborando un programa que contempla tareas de pulling, workover, perforación y expansión de instalaciones.
Entre las firmas postulantes se destacan:

Patagonia Resources (grupo Neuss), que busca operar Los Perales–Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky.

Clear Petroleum, dirigida por Juan Ignacio González Pedrozo, con participación de los hijos de Cristóbal López, interesada en Las Heras–Cañadón de La Escondida.
Quintana EyP, encabezada por Carlos Gilardone, que aspira a Cañadón León–Meseta Espinosa.
Roch, fundada por Ricardo Chacra, que apunta a Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte, El Guadal–Lomas del Cuy y Cañadón Yatel.
Brest, cuyo titular es Hugo Eduardo Rodríguez (actual director suplente de YPF por Santa Cruz), busca adjudicarse Pico Truncado–El Cordón.
Azruge S.A., radicada en Puerto Madryn y creada en 2023 por los hermanos Egurza, se postula para Cañadón Vasco.

Aunque las áreas se licitarán individualmente, es posible que las compañías conformen un consorcio con participaciones diferenciadas, a fin de acelerar las adjudicaciones y los planes de inversión, en línea con la estrategia oficial de dinamizar cuanto antes la actividad en los bloques revertidos.

Balance de la Cuenca del Golfo

Según el Informe Estadístico Oil & Gas – Cuenca del Golfo San Jorge, Junio 2025. Oil Production Consulting, durante el mes de junio de 2025, la producción de petróleo en la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) alcanzó los 29.321 metros cúbicos diarios, lo que representó una caída mensual del 0,9%. Esta disminución dio continuidad a una tendencia descendente que se manifiesta desde el mes de abril, luego de haber registrado su pico reciente en noviembre de 2024, con 31.028 m³/d. En términos interanuales, no obstante, la producción creció un 10,7% respecto a junio de 2024, cuando se ubicaba en 26.489 m³/d.
En cuanto al gas natural, la CGSJ produjo en junio 9,872 millones de metros cúbicos diarios, también con una leve retracción mensual del 1,1%. Este comportamiento se enmarca dentro de una oscilación más amplia en los volúmenes de gas, que se mantiene desde mediados de 2024 con variaciones moderadas pero persistentes.
Desde el punto de vista geográfico, la provincia de Chubut continúa concentrando la mayor parte de la producción de petróleo con 19.856 m³/d (67,7%), mientras que Santa Cruz aportó 9.465 m³/d (32,3%). En gas, Chubut también lideró con 6.223 Mm³/d (63,1%), frente a los 3.637 Mm³/d (36,9%) de Santa Cruz.

A nivel empresarial, Pan American Energy SL se consolidó como la principal productora de petróleo en la cuenca, con una extracción total de 12.072 m³/d, equivalente al 41,2% del total. La siguieron YPF S.A., con 9.030 m³/d (30,8%), y CGC Energía SAU, con 2.698 m³/d (9,2%). Otras empresas de peso relativo fueron Compañías Asociadas Petroleras S.A. (1.825 m³/d), Pecom Servicios Energía SAU (1.394 m³/d), y Tecpetrol S.A. (728 m³/d).

En cuanto a la producción de gas, Pan American Energy SL mantuvo un claro liderazgo con 5.609 Mm³/d, representando el 84,7% del total producido. Le siguieron CGC Energía SAU con 2.261 Mm³/d (no operativa en Chubut) y YPF S.A. con 1.523 Mm³/d. Más rezagadas quedaron Tecpetrol S.A. (231 Mm³/d) y Compañías Asociadas Petroleras S.A. (71 Mm³/d).

En lo que respecta a los métodos de extracción, el informe también detalla el uso de tecnologías de recuperación primaria, secundaria y mejorada (EOR, por sus siglas en inglés). Si bien no se cuantifican volúmenes específicos en este resumen, se destaca que la recuperación mejorada sigue teniendo una participación significativa en la productividad general de la cuenca.

En materia de infraestructura, la terminación de pozos —que incluye tanto productivos como improductivos y de servicio— mostró una evolución sostenida durante el primer semestre, manteniéndose como un factor clave en la estabilización y eventual recuperación de los niveles de producción, particularmente en los campos maduros de la CGSJ.