Evolución productiva
El 2025 la producción total de gas natural en Argentina se mantuvo prácticamente estable, con un ritmo promedio de 131.529 Mm³/día, a pesar de una reducción del 20% en el segmento no convencional (shale). Esto ocurrió porque el gas convencional creció un 78%, equilibrando la desaceleración en Vaca Muerta y cuencas shale.
Declive en Gas No Convencional: factores técnicos y operativos
La producción de gas no convencional (NOC), extraída mediante fractura hidráulica de reservorios compactos como shale gas en Vaca Muerta, pasó de 106.809 Mm³/día en diciembre 2024 a 85.606 Mm³/día en 2025. Esto implica una reducción de alrededor del 20% de un año al otro.
Curva de declive típica del shale: los pozos shale alcanzan un pico inicial alto pero declinan rápidamente (entre un 60% y un 80% en los primeros 2 años) debido a la geometría lineal de las fracturas creadas por fracking, que drenan eficientemente pero muy rápidamente el reservorio.
Enfoque en producción petrolera: gran parte del gas NOC es "gas asociado" producido junto al petróleo shale. Con la producción de petróleo NOC creciendo 69% (de 55.759 a 94.357 m³/día), las operadoras priorizaron pozos oil-rich en detrimento de perforaciones dedicadas al gas.
Actividad de perforación intensa pero sesgada: en la cuenca neuquina se terminaron 681 pozos acumulados en 2025, en contraste con los 291 en 2024, pero las caídas mensuales fueron notables (-14.2% en septiembre, -13.2% en octubre), evidenciando maduración de pozos existentes sin reemplazo suficiente para gas puro.
Así, el segmento NOC pasó del 80% al 65% del total de gas, reflejando esta transición.
Crecimiento del Gas Convencional: productores, cuencas y zonas específicas
El gas convencional –de reservorios porosos tradicionales como areniscas y carbonatos, extraído por declino natural o bombeo asistido– registró un aumento de 25.720 Mm³/día (estimado 2024) a 45.923 Mm³/día (+78%). Este crecimiento compensó totalmente la caída del shale.
- Cuenca Austral (24.956 Mm³/día, 19% nacional)
- Total Austral S.A.: se mantiene como el líder absoluto, con 32.172 Mm³/día totales (24.5% nacional), principalmente desde Cuenca Marina Austral 1 (offshore Tierra del Fuego, 19.621 Mm³/día) con plataformas Fénix. Técnicas clave: workovers y recompletaciones en reservorios maduros.
- PAE: 3.8 Mm³/día propios en Cuenca Marina Austral (no operador en bloque mayor), sumando al total cuenca de 17.2 Mm³/día en datos previos.
- Compañía General de Combustibles (CGC): 9.654 Mm³/día totales, con operaciones onshore en Austral complementarias.
- Cuenca Golfo San Jorge (8.882 Mm³/día, 6.8% nacional)
- Pan American Energy (PAE): principal productor en esta cuenca, con ~7.2 Mm³/día desde Cerro Dragón (entre Chubut y Santa Cruz, más de 4.450 pozos productores y recuperación secundaria).
- YPF: alrededor de 2.1 Mm³/día en bloques complementarios de la cuenca.
- Cuenca Noroeste (2.741 Mm³/día, 2.1% nacional)
- PAE: Líder con 1.6 Mm³/día de gas convencional desde bloques en Salta/Jujuy, referente en tecnología limpia.
- Cuenca Cuyana (98 Mm³/día, 0.1% nacional)
- YPF: operaciones principales en Mendoza.
- Otras empresas relevantes: Pampa Energía (14.668 Mm³/día totales, híbrido conv/NOC), Pluspetrol (12.075 Mm³/día, Austral/Neuquina), Tecpetrol (26.821 Mm³/día totales, principalmente NOC pero con convencional).
El convencional presenta declives más lentos (de entre el 10% y el 20% anual) y una buena respuesta a intervenciones de bajo costo, en comparación al shale, que es intensivo en capital.
Implicancias operativas y de mercado
La estabilidad asegura suministro para demanda interna estacional (invierno), con exportaciones vía gasoductos hacia Brasil, Uruguay y Chile, y precios regulados.
Desafíos a futuro: el segmento convencional enfrentará declives importantes a partir de 2030 en las cuencas Austral y del Golfo San Jorge. El shale requiere pozos gas-dedicados (cuenca neuquina) y pad drilling. Empresas como Total Austral, PAE y YPF lideran la transición hacia un equilibrio sostenido.
La producción gasífera argentina depende del balance entre innovación shale (Vaca Muerta) y gestión eficiente convencional (Austral, Golfo San Jorge, Noroeste), con estas empresas como protagonistas clave.