La producción de shale gas en la cuenca Neuquina experimentó un crecimiento del 8,8% respecto al año anterior, según los datos consolidados del cierre de 2025.
Sin embargo, este avance no resulta uniforme, ya que la expansión en el gas asociado a la producción de petróleo fue más pronunciado. Este comportamiento estructural se explica en que el gas asociado es un «subproducto» inevitable resultado de que las empresas están perforando intensamente para extraer petróleo, que es más rentable y con capacidad disponible de exportación.
De acuerdo a un informe de la consultora especializada Energía y Minería, el dato más relevante del período es el incremento interanual del 41,7% en la producción de gas asociado, lo que equivale a una inyección adicional de 6,8 MMm3/d.
A diferencia del gas seco, que requiere perforar pozos específicos que hoy están frenados por falta de demanda, el gas asociado fluye al ritmo de la expansión petrolera en la Argentina.
Al desglosar por ventanas de producción, el comportamiento técnico muestra que la ventana de Wet Gas con bajo GOR -es decir que por cada barril de petróleo que se extrae del pozo, sale una cantidad relativamente pequeña de gas asociado- lideró el crecimiento con un aumento de 3,1 MMm3/d respecto del año previo.
Por su parte, las ventanas de Black Oil y Volatile Oil aumentaron su producción en 2,4 MMm3/d y 1,4 MMm3/d, respectivamente. Esta tendencia permitió que el gas asociado elevara su participación en el mix de producción total de shale gas, pasando a representar más del 31% durante el pasado año.
Este parcial cambio de tendencia refleja que hoy la estrategia de las operadoras en la Argentina se vuelca con fuerza a la monetización de líquidos, donde el gas surge como un subproducto de alto volumen que tracciona los números generales de la cuenca.
En contraste, la producción de gas seco, que engloba las ventanas de Dry Gas y Wet Gas con alto GOR, registró una caída del 1,5%, lo que representa una merma de 0,8 MMm3/d.
La actividad en este segmento se vio condicionada por dos factores críticos, es decir, la demanda y la inversión en nuevos pozos. Durante el período estival, la falta de demanda local determinó la necesidad de significativos cierres de producción en la ventana de gas seco, los cuales alcanzaron los 29 MMm3/d durante 2025.
Esta saturación del mercado interno en meses de baja temperatura evidencia los desafíos logísticos y la importancia de ampliar la capacidad de evacuación. La dinámica del ritmo de los pozos Asimismo, la cantidad de pozos enganchados en la ventana de gas seco sufrió una contracción interanual del 30% durante 2025.
Si bien este proceso fue parcialmente compensado por una mayor cantidad de pozos conectados en la ventana de gas asociado, hay una notoria diferencia de ritmo.
No obstante, los datos de enero de 2026 arrojan una señal de reactivación técnica: la conexión de 11 pozos en la ventana de gas seco muestra un incipiente cambio de tendencia con relación a lo verificado en los meses previos, que debe ser ratificado en los próximos meses.
La producción de shale gas mantiene un alto nivel de concentración, y en el segmento de gas seco, solo cinco áreas explican más del 80% de la producción total, de acuerdo al reporte.
Fortín de Piedra continúa liderando con 15,9 MMm3/d, seguida por Aguada Pichana Este con 9,5 MMm3/d y Aguada Pichana Oeste con 7,6 MMm3/d. Sin embargo, en términos de evolución, solo Sierra Chata y Fortín de Piedra incrementaron marginalmente su producción durante 2025, con alzas de 0,6 MMm3/d y 0,3 MMm3/d respectivamente.
Las restantes tres áreas principales (Aguada Pichana Este, Aguada Pichana Oeste y Rincón del Mangrullo) contrajeron su producción respecto a 2024. Por el lado del gas asociado, la hegemonía pertenece a La Calera, que representa el 43% de la producción de este segmento con 9,9 MMm3/d.
El resto de la oferta se concentra en las cuatro áreas con mayor desarrollo de la ventana de Black Oil: Loma Campana, Bandurria Sur, La Amarga Chica y Bajada del Palo.
A diferencia de años anteriores, las cinco áreas con mayor incremento en la producción de shale gas pertenecen a las ventanas de petróleo (Black Oil, Volatile Oil y Wet Gas con bajo GOR), siendo Sierra Chata la única excepción que logró incrementar su producción durante el pasado año dentro del segmento de gas seco.
Al ampliar el foco a la totalidad de la región, la cuenca Neuquina incrementó su producción de gas natural en un 1,1% respecto a 2024, alcanzando un promedio de 101,4 MMm3/d.
Este crecimiento obedeció exclusivamente a la expansión del shale gas, que logró compensar la declinación de otros sistemas. Por su parte, la producción de gas convencional y tight gas continuó su tendencia decreciente, registrando una caída del 15,8% en términos interanuales.
En el mapa actual de la cuenca Neuquina, dos áreas sintetizan la diferenciación técnica que atraviesa Vaca Muerta. Por un lado, Fortín de Piedra es el emblema del gas seco, y La Calera, el motor del gas asociado.
Mientras la primera sostiene el volumen base de la oferta gasífera de la Argentina, la segunda lidera la expansión marginal con una eficiencia que sigue el ritmo de la industria. Fortín de Piedra cerró 2025 consolidada como el área de mayor producción con 15,9 MMm3/d.
Sin embargo, su crecimiento fue apenas marginal (+0,3 MMm3/d), reflejando una etapa de madurez en su desarrollo y el impacto directo de los cierres estacionales. Su operación, diseñada específicamente para abastecer la demanda de gas, se ve obligada a modular su producción ante la falta de capacidad de almacenamiento o exportación en los meses de baja demanda.
En la vereda opuesta, La Calera emerge como la gran protagonista del último ciclo. Con una producción de 9,9 MMm3/d, ya representa el 43% del total del gas asociado de la formación.
A diferencia de las áreas de gas seco, su producción no se detiene ante la baja demanda estacional, ya que el gas es el subproducto necesario para extraer crudo y líquidos. Durante 2025, esta área registró un incremento de 2,8 MMm3/d (+40,2% vs. 2024), convirtiéndose en la zona con mayor crecimiento absoluto de toda la cuenca.
Esta competencia que no es tal, pero se puede analizar por la dinámica de dos modelos productivos distintos, marca una tendencia vinculada a la rentabilidad del petróleo que está traccionando volúmenes de gas que antes requerían de perforaciones específicas. Mientras Fortín de Piedra garantiza el abastecimiento energético doméstico, La Calera y las áreas de la ventana de petróleo están redefiniendo el costo de oportunidad del gas natural en la Argentina
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