La balanza energética durante 2025 exhibió una contracción estructural en la dependencia del gas natural externo, con importaciones que promediaron los 3,8 MMm3/día. Esta cifra representa una reducción del 51% respecto al año anterior, consolidando una tendencia decreciente impulsada por la finalización de los envíos desde Bolivia y una menor compra de GNL, que disminuyó su volumen en un 14,9% interanual.
La producción local de gas natural alcanzó un promedio de 141,3 MMm3/día, lo que significa un incremento interanual del 1,9%. Este crecimiento estuvo sostenido exclusivamente por el segmento no convencional, dado que mientras la producción de shale gas aumentó un 8,8%, el sistema convencional continuó su declino, de acuerdo a la consultora Energía y Economía.
Más shale, menos convencional: cómo cambió el mix de oferta
El gas no convencional, considerando shale más el declinante tight, representó en promedio más del 60% de la producción total del país durante el año. Hacia el segundo semestre de 2025, la participación alcanzó niveles promedio del 65,2% (registrado en diciembre) y picos de hasta el 67% en meses de alta demanda.
La Cuenca Neuquina lidera la oferta con 87,4 MMm3/día provenientes de shale y tight, registrando un alza del 3,9% respecto a 2024 y del 18,9% frente a 2023. No obstante, el segmento convencional en la misma cuenca cayó un 13,4% interanual. Por su parte, la Cuenca Austral aportó 27,1 MMm3/día (+11,9%), mientras que el Golfo San Jorge (9,7 MMm3/día) y el NOA (3,1 MMm3/día) sufrieron retrocesos del 9,3% y 9% respectivamente.
La actividad de campo durante 2025 se estabilizó en un promedio mensual de 12 plataformas de perforación activas, nivel similar al registrado en 2024. Sin embargo, se observó una desaceleración en la terminación de pozos de explotación, que promediaron 7 unidades por mes frente a las 10 del año anterior. En el acumulado anual, se terminaron 87 pozos, liderados por Pluspetrol (26%), Tecpetrol (23%) y TotalEnergies (20%), mientras que YPF representó el 8% de las terminaciones.
En cuanto a la puesta en producción, se contabilizaron 79 pozos enganchados de shale gas durante el año. Pluspetrol encabezó esta estadística con un 39% de los pozos, seguida por Tecpetrol con el 20%. Al analizar las áreas específicas, La Calera se posicionó como el bloque con mayor dinamismo, concentrando el 34% de los nuevos pozos enganchados, seguida por Fortín de Piedra con el 20% y el área de Aguada Pichana (Este y Oeste) con un 19% conjunto.
El análisis por operador ubica a TotalEnergies como el principal productor con 33,8 MMm3/día (24% del mercado), desplazando a YPF que produjo 32,2 MMm3/día (23%). Pluspetrol registró el crecimiento más agresivo del sector con un aumento del 39% interanual, alcanzando los 11,9 MMm3/día. En contraste, operadoras como PAE (-14%), CGC (-13%) y Capex (-11%) mostraron retrocesos en sus niveles de inyección respecto a 2024.
La producción de shale gas se concentró en seis bloques principales que explican el 69% del total no convencional, sumando 52 MMm3/día. Fortín de Piedra (Tecpetrol) se mantuvo como el mayor yacimiento con 15,9 MMm3/día, seguido por Aguada Pichana Este (TotalEnergies) con 10,0 MMm3/día y La Calera (Pluspetrol/YPF) con 9,9 MMm3/día. Este último bloque destacó por su evolución sostenida, pasando de 2,6 MMm3/día en 2020 a su nivel actual.
Demanda, exportaciones y precios: qué pasó con el mercado
La demanda total de gas natural promedió los 110,8 MMm3/día en los primeros once meses de 2025, lo que implica una caída del 2,7% interanual. El consumo en usinas eléctricas fue el más afectado con una baja del 3,8% (35,4 MMm3/día), seguido por el sector industrial con un descenso del 3,3% (33,3 MMm3/día). El consumo residencial se mantuvo prácticamente plano con una variación negativa de apenas el 0,1% (29,3 MMm3/día).
El comportamiento estacional de la demanda mostró los picos habituales de invierno, donde las distribuidoras alcanzaron un máximo de 72 MMm3/día en julio de 2025, para luego descender a 21 MMm3/día en octubre. Las usinas eléctricas, por su parte, registraron su mayor requerimiento en el mes de abril con 54 MMm3/día, mientras que el sector industrial mantuvo una base de consumo más estable, oscilando entre los 31 y 37 MMm3/día a lo largo del año.
En el mercado externo, las exportaciones de gas crecieron un 26% en volumen, alcanzando los 8,3 MMm3/día. A pesar de este incremento, el monto total facturado no mostró un salto proporcional debido a una caída del 20% en el precio del gas exportado, que promedió los 5,9 USD/MMBTU. Los envíos hacia Chile se pactaron a un precio promedio de 13,9 USD/MMBTU, mientras que el GNL de exportación se ubicó en 11,9 USD/MMBTU.
El costo de abastecimiento para la demanda prioritaria en la Argentina fue de 4,0 USD/MMBTU, una reducción del 7% frente a 2024 y del 26% comparado con 2023. Este valor se alinea con el precio del Plan Gas.Ar, que también promedió los 4,0 USD/MMBTU. Por su parte, el Precio de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) se ubicó en 2,3 USD/MMBTU, cubriendo aproximadamente el 57% del costo de abastecimiento total.
Respecto a las referencias internacionales, el Henry Hub estadounidense promedió los 3,5 USD/MMBTU (un alza del 61% tras niveles históricamente bajos en 2024), mientras que el TTF europeo se situó en 12,0 USD/MMBTU. El diferencial entre el Henry Hub y el precio del Plan Gas local se acortó significativamente durante 2025, tendiendo a la paridad en determinados meses del segundo semestre.
En el ámbito regulatorio, la implementación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) no derivó en aumentos de choque, dado que el mayor ajuste se produjo en el ejercicio anterior. No obstante, las tarifas residenciales medias de Metrogas registraron una suba interanual del 17% en términos reales (pesos constantes) y del 16% en dólares. Para el segmento comercial (Servicio General P), el incremento fue del 15% en pesos constantes y del 13% en moneda extranjera.
Finalmente, la producción en la denominada “ventana de Black Oil” de Vaca Muerta mostró un dinamismo particular con un incremento del 30% interanual. Este avance tecnológico permite un aprovechamiento integral de los hidrocarburos líquidos asociados al gas, mejorando la rentabilidad de los proyectos no convencionales y compensando la menor actividad en las áreas de gas seco puro de otras cuencas del país.