El invierno dejó producción récord de gas con el impulso de Vaca Muerta y la Cuenca Austral

La producción total de gas en Argentina en agosto de 2025 fue de 157,8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), lo que ratificó el nivel de desempeño histórico que la industria alcanzó esta temporada invernal, apuntalado por el gas no convencional de Vaca Muerta pero también por el aporte que este año tuvo el offshore de la Cuenca Austral.

De acuerdo a las cifras difundidas por la Secretaría de Energía, el total de gas inyectado al sistema desde los yacimientos de todo el país resultó, con 157,8 MMm3/d, en una caída estacional de 1,8% respecto a los 160,7 MMm3/d registrados en julio, que al menos hasta el año próximo quedarán como la marca récord del sistema gasífero.

En la comparación con agosto de 2024 también hay una mejora importante del 3,13% respecto a los 153 MMm3/d registrados, ya con el Gasoducto Perito Moreno en plena operación, tras su puesta en marcha en 2023, lo que permitió incrementar la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina en unos 19 MMm3/d adicionales, cambiando definitivamente la ecuación.

Un dato relevante es el crecimiento significativo de la Cuenca Austral, que concentra la producción de gas en los yacimientos offshore, frente a las costas de Tierra del Fuego. En este caso, la producción total entregada en agosto fue de 27,8 MMm3/d, una caída estacional de 3,1% respecto a los 28,7 MMm3/d inyectados en el pico de julio, considerado habitualmente el momento de mayor demanda.

Pero el mayor impacto se advierte en la comparación interanual, ya que en la misma Cuenca Austral el gas producido en agosto de este año fue un 16,1% superior a los 23,9 MMm3/d que se entregaron en el mismo mes de 2024.

Este salto significativo refleja la entrada en operación de la nueva plataforma offshore Fénix, en la cual el consorcio de las petroleras Total Austral, Pan American Energy y Harbour Energy invirtieron US$700 millones para su emplazamiento frente a las costas fueguinas, lo que permitió un aporte adicional de la cuenca de unos 10 MMm3/d.

En el mismo mes, en la Cuenca Neuquina la producción alcanzó en agosto los 116,49 MMm3/d, lo que casi en su totalidad representa el aporte del no convencional de Vaca Muerta, con una caída de 2% respecto a los 118,9 MMm3/d récord de julio último, pero a la vez una mejora de 1,4% frente a los 114,8 MMm3/d de agosto de 2024.

El shale gas siguió demostrando que su aporte es inestimable con más del 70% del total nacional, una participación que está acotada a las capacidades de transporte y que obliga al país a continuar importando durante los meses de invierno cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir la demanda de gas y combustibles líquidos para la generación eléctrica.

En ese sentido, este año el Gobierno contrató 27 tanqueros de GNL para la inyección al sistema desde la terminal de regasificación de Escobar, que si bien es un número muy similar al de 2024, su sostenimiento se explica en que esos volúmenes importados permitieron sustituir buena parte de las necesidades de gasoil y fuel oil, mucho más costosos y contaminantes.

Las expectativas para la producción gasífera son alentadoras, teniendo en cuenta que en breve podrá estar en marcha la obra de ampliación de capacidad del Gasoducto Perito Moreno, que está cerrando un proceso de licitación para adjudicar obras por unos US$700 millones, a partir de una iniciativa privada de la transportista TGS.

El proyecto de TGS es la ampliación más inmediata prevista para el sistema y consiste en incrementar su capacidad de transporte de gas de Vaca Muerta, agregando 14 MMm3/d al Perito Moreno para sustituir importaciones de GNL y gasoil, lo que generaría ahorros fiscales, mejoras en la balanza comercial y fortalecería la seguridad energética del país.

La iniciativa, para la cual TGS resultó única oferente y aguarda la formalización de la adjudicación, se divide en una obra de tres nuevas plantas compresoras en el tramo Tratayén-Salliqueló bajo la Ley de Hidrocarburos, con una inversión de US$500 millones; y una ampliación en el sistema regulado de TGS, que incluye 20 kilómetros de loops y una planta compresora en el Gasoducto Neuba II, para llevar el gas al Gran Buenos Aires y el Litoral, por otros US$200 millones.

Se estima que la sustitución de importaciones podría generar ahorros anuales de hasta US$700 millones en la balanza comercial y US$500 millones en términos fiscales, por lo que se resalta que el repago de las obras para el país sería en apenas un año.

A más largo plazo, la capacidad de producción de gas en la Cuenca Neuquina va a ser puesta a prueba cuando se presenten los requerimientos de las distintas etapas de los proyectos de exportación de GNL desde las costas de Río Negro, en el marco de Argentina LNG. En ese proyecto convergen la iniciativa de Southern Energy, que encabeza PAE, y los dos proyectos que lleva adelante YPF con sus socios internacionales Shell y Eni.

En el primero de los casos se espera para fines de este año la definición de la construcción de un gasoducto dedicado que abastezca a los dos buques licuefactores a partir de 2028, mientras que para los otros dos se anunció el desarrollo conjunto de un ducto común de 48 pulgadas que se convertirá en el más grande del país. En total, se estima que se requerirán más de 100 MMm3/d de producción para la exportación de GNL.