Petróleo y gas: diciembre de 2025 confirmó el cambio estructural del mapa energético argentino
El liderazgo de Vaca Muerta relegó a las cuencas santacruceñas a ser un simple sostén en declino.
Por Irene Stur – Redacción Al Sur Noticias
El cierre de 2025 dejó una foto nítida del nuevo paradigma hidrocarburífero del país: la producción nacional continúa creciendo, pero lo hace casi exclusivamente traccionada por el desarrollo no convencional, mientras las cuencas maduras sostienen volúmenes con crecientes dificultades operativas y declino natural.
Durante diciembre, la Argentina produjo en promedio 136.948 m³/día de petróleo y 131,235 millones de m³/día de gas natural, consolidando uno de los niveles más altos de la última década. En términos intermensuales, el crudo mostró una suba cercana al 2,3%, mientras que el gas se mantuvo relativamente estable tras el pico estacional del invierno.
Más relevante aún es la composición de esa producción: el 69% del petróleo y el 65% del gas ya provienen de reservorios no convencionales, confirmando que Vaca Muerta dejó de ser un proyecto para convertirse en el eje estructural del sistema energético argentino.
Desde una perspectiva macro, este crecimiento explica el fuerte salto de las exportaciones de crudo durante el segundo semestre del año y la reducción progresiva de importaciones energéticas, con impacto directo en el balance comercial.
El liderazgo absoluto de la Cuenca Neuquina
La Cuenca Neuquina concentró en diciembre el 76,7% del petróleo nacional (105.980 m³/día) y el 72,1% del gas (94.853 Mm³/día), cifras que grafican la centralización productiva del país.
El informe muestra además que la totalidad del aumento interanual provino de esta región, mientras el resto de las cuencas permaneció estable o en retroceso. La producción no convencional alcanzó 94.357 m³/día de petróleo y 85.606 Mm³/día de gas, marcando nuevos máximos históricos.
Este comportamiento se explica por el ritmo sostenido de pozos horizontales y completaciones, que en 2025 se concentraron casi exclusivamente en Neuquén, dejando a las cuencas tradicionales con una actividad mucho más limitada.
Cuencas del sur: estabilidad frágil y presión estructural
Golfo San Jorge: sostiene petróleo, pierde peso relativo
En diciembre, la Cuenca del Golfo San Jorge, compartida entre Santa Cruz y Chubut, produjo 28.096 m³/día de petróleo, lo que representa el 20,3% del total nacional, ubicándose como la segunda región productora del país. Sin embargo, su aporte gasífero fue considerablemente menor: apenas 8.882 Mm³/día (6,8%).
Si bien los volúmenes se mantienen relativamente estables, el análisis de tendencia muestra un declino de largo plazo típico de cuencas maduras, compensado parcialmente por recuperación secundaria y terciaria.
El dato técnico clave es que el Golfo San Jorge hoy crece solo de manera marginal, mientras pierde participación frente al avance acelerado del shale neuquino.
Cuenca Austral: fuerte en gas, marginal en petróleo
La Cuenca Austral (Santa Cruz y Tierra del Fuego) confirmó su perfil gasífero: en diciembre aportó 24.956 Mm³/día de gas, equivalentes al 19% del total nacional, posicionándose como la segunda cuenca gasífera del país.
En petróleo, en cambio, su producción fue de apenas 1.524 m³/día (1,1%), un volumen residual dentro del esquema nacional.
La cuenca Austral mantiene relevancia estratégica para el abastecimiento invernal, pero muestra escasa incorporación de nuevos desarrollos, con producción sostenida principalmente por campos convencionales.
Santa Cruz: el desafío de reconvertir una provincia históricamente petrolera
Para Santa Cruz, estos números reflejan una realidad estructural compleja:
- La provincia explica buena parte del petróleo del Golfo San Jorge.
- Participa del esquema gasífero a través de la Cuenca Austral.
- Pero queda completamente al margen del boom no convencional.
En términos técnicos, Santa Cruz opera hoy sobre reservorios maduros, con altos costos de lifting y necesidad creciente de inversión en recuperación mejorada (EOR) para sostener niveles productivos.
El contraste con Neuquén es evidente: mientras allí la productividad por pozo aumenta año tras año, en el sur el esfuerzo está puesto en ralentizar el declino, más que en expandir frontera productiva.
Esto abre un debate estratégico de fondo: sin acceso a shale o tight de gran escala, el futuro hidrocarburífero santacruceño dependerá de:
- incentivos a la inversión en campos maduros,
- nuevos esquemas fiscales provinciales,
- exploración exitosa para el no convencional en Palermo Aike y la D-129,
- además de políticas activas para evitar el cierre anticipado de áreas.
Un mapa energético cada vez más concentrado
Diciembre de 2025 deja una conclusión técnica contundente: Argentina produce más petróleo y gas, pero en un territorio cada vez más reducido.
La Cuenca Neuquina ya funciona como el motor casi exclusivo del crecimiento, mientras las cuencas históricas —Golfo San Jorge y Austral— pasan a cumplir un rol de sostén, con peso decreciente.
Para provincias como Santa Cruz, el desafío no es menor: adaptarse a un modelo energético que migra aceleradamente hacia el no convencional, buscando no quedar relegadas a administrar el declino.
El 2025 consolidó no sólo cuánto hidrocarburo produce el país, sino dónde y cómo lo hace. Y el resutado de diciembre confirma que el nuevo mapa del petróleo y el gas argentino ya está definitivamente dibujado.