El boom del petróleo de Vaca Muerta arrincona al gas seco
La extracción de líquidos empuja los volúmenes de gas asociado a niveles récord en la Cuenca Neuquina. Las áreas tradicionales reducen su perforación y ceden protagonismo frente al avance de bloques como La Calera y Loma Campana.
Los yacimientos gasíferos puros ya no lideran el crecimiento de la producción en Neuquén, debido a la saturación de la capacidad de transporte nacional, y a que los proyectos de exportación de GNL recién transitan sus etapas preliminares. El balance del año 2025 confirma una nueva realidad productiva: la fiebre por el petróleo extrae volúmenes inéditos de gas asociado, subproducto que hoy domina las métricas de Vaca Muerta.
De acuerdo al último informe de la consultora Economía & Energía, la producción total de shale gas sumó 75,2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) en 2025, con un salto interanual del 8,8%.
Pero el desglose de ese volumen revela una profunda asimetría. Todo el empuje provino del gas asociado, aquel extraído de las ventanas de Black Oil, Volatile Oil y Wet Gas con bajo GOR. Este segmento escaló un 41,7% y alcanzó los 23,2 MMm3/d. En la otra vereda, el gas seco puro retrocedió un 1,5% y cerró el ciclo en 52 MMm3/d. El gas asociado pasó a representar más del 30% de la producción de shale gas durante el pasado año.
El repliegue del gas seco
El ecosistema del gas seco muestra claros signos de agotamiento en su expansión. Históricamente, este recurso monopolizó las inversiones del sector. Hoy, su producción depende de apenas cinco áreas responsables de más del 80% del total. El desempeño de este selecto grupo durante 2025 exhibe grietas notorias.
Fortín de Piedra, operado por Tecpetrol, el buque insignia de la cuenca, sumó 0,3 MMm3/d y promedió 15,9 MMm3/d. Sierra Chata (Pampa Energía) aportó la única sorpresa positiva del segmento con un alza de 0,6 MMm3/d para ubicarse en 5,0 MMm3/d.
El resto de los gigantes gasíferos operó a la baja. Aguada Pichana Este (9,5 MMm3/d), Aguada Pichana Oeste (7,6 MMm3/d) y Rincón del Mangrullo (4,2 MMm3/d) contrajeron sus entregas.
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Tecpetrol exportará gas a Brasil producido en Fortín de Piedra, en Vaca Muerta.
La causa de esta merma radica en las decisiones de capital. Las operadoras replegaron equipos de estas zonas geográficas, según indican estadísticas, que registran sólo 39 pozos de gas seco en todo el año. En 2024, esa cifra alcanzó los 56 pozos, lo cual se traduce en un desplome del 30% en la perforación en la ventana gasífera de Vaca Muerta.
La era de los líquidos en Vaca Muerta
Mientras tanto, las ventanas de crudo absorben el capital intensivo. La extracción de petróleo obliga a procesar el gas natural a la par de los líquidos. En este escenario, La Calera, operado por Pluspetrol, asume el rol de nuevo titán. El yacimiento aporta 9,9 MMm3/d, tras un salto de 2,8 MMm3/d en un solo año. Ese bloque concentra el 43% de todo el gas asociado de la cuenca, según indica el informe de E&E.
Detrás de La Calera, el núcleo petrolero de YPF en Vaca Muerta completa el cuadro productivo. Loma Campana inyecta 3 MMm3/d de gas asociado. Bandurria Sur suma 1,9 MMm3/d. La Amarga Chica contribuye con 1,4 MMm3/d y el bloque Bajada del Palo, de Vista, aporta 1 MMm3/d.
El peso de estos yacimientos altera de forma definitiva la fisonomía de la formación. Las cinco áreas con mayor incremento productivo en 2025 pertenecen a zonas petroleras, con la única excepción de Sierra Chata. A la par, las empresas conectaron 39 pozos en la ventana de gas asociado, diez más respecto al año anterior. Por primera vez, igualaron la cantidad de perforaciones del segmento de gas seco.
Esta metamorfosis impone severos cuellos de botella al sistema de transporte. Los pozos petroleros extraen crudo sin pausa durante todo el año. Por consecuencia natural, también despachan gas a los caños. Este flujo continuo choca contra la barrera del consumo estacional. En verano, la demanda residencial argentina cae de forma drástica. Frente a un mercado saturado por el fluido asociado al petróleo, los productores de gas seco levantaron el pie del acelerador.
Los registros técnicos de 2025 cuantifican el impacto de esta sobreoferta. Durante el período estival, los cortes masivos de producción —denominados shut-ins en la jerga petrolera— retiraron 29 MMm3/d del sistema de transporte. El crudo dicta ahora las reglas del gas en el subsuelo neuquino.
