Solo cuatro 谩reas del shale neuquino aportaron un 58% de la producci贸n no convencional, con 281.000 barriles en el promedio del 2025.

Se trata de Loma Campana (18%), La Amarga Chica (14%), Bajada del Palo (13%) y Bandurria Sur (13%) , bloques que tienen como protagonistas a YPF, Vista, Chevron, Shell y Equinor, en orden de relevancia seg煤n su participaci贸n accionaria.

En t茅rminos de mayor dinamismo, La Angostura Sur I fue la que m谩s creci贸 con un salto del 27,7 kbbl/d interanual en octubre, seguida por La Amarga Chica (18,7 kbbl/d), Rinc贸n de Aranda (14,7 kbbl/d), Trapial Este (14,7 kbbl/d), Aguada del Cha帽ar (11,8 kbbl/d) y Bajo del Choique (10,9 kbbl/d).

En cuanto al gas natural, el 57% de la producci贸n no convencional en los primeros 10 meses del 2025 vino de Fort铆n de Piedra (21%), La Calera (13%), Aguada Pichana Este (12%) y Aguada Pichana Oeste (10%).

A diferencia del crudo, ac谩 los niveles de crecimiento no fueron tan significativos, con subas de 1,5 MMm3d en La Calera y el resto por debajo de un d铆gito como en Bajada de A帽elo (0,9) y El Trapial Este (0,9).

Entre toda la producci贸n energ茅tica , las exportaciones subieron un 12,7%, con el petr贸leo saltando un 19% a pesar de los menores precios (-13%) y el gas cayendo un 5,1% con precios un 20% m谩s bajos.

鈥淪i bien los costos de desarrollo de la producci贸n no convencional pueden ser competitivos a los precios actuales, la disminuci贸n de los precios internacionales redujo el flujo de caja de las compa帽铆as, comprimiendo la posibilidad de sostener la expansi贸n de la inversi贸n sin que ello se traduzca en un aumento sensible en los niveles de endeudamiento鈥�, explicaron desde la consultora Econom铆a & Energ铆a.

鈥淓l ordenamiento macroecon贸mico local podr铆a disminuir los costos de financiamiento, los balances de las principales compa帽铆as, as铆 como las perspectivas de un precio deprimido durante el pr贸ximo a帽o, pero seguramente dificultar谩n la posibilidad de financiar vol煤menes incrementales de inversi贸n鈥�, agregaron.