Te invitamos a recorrer los números que marcaron la última década del petróleo argentino. Una historia de inversión, tecnología y trabajo que explica cómo se construyó Vaca Muerta y por qué será una pieza clave en el futuro energético del país.
En solo diez años, Vaca Muerta pasó de ser una promesa geológica a convertirse en el corazón energético de la Argentina. El informe del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) correspondiente a agosto de 2025 muestra que el 65% del petróleo y el 67% del gas producidos en el país provienen de la Cuenca Neuquina. Una década de inversiones, aprendizaje operativo y expansión de infraestructura que reconfiguró por completo la matriz productiva nacional.
2015: cuando el no convencional era apenas una apuesta
Hace diez años, los desarrollos no convencionales representaban una fracción mínima del negocio.
Según las series históricas del IAPG, en 2015 el petróleo no convencional apenas superaba el 5% del total nacional, con una producción cercana a 4.000 m³/día sobre un total de 80.000 m³/día. En gas natural, el shale y tight aportaban cerca del 13%, equivalente a 15 millones de m³ diarios sobre los 115 millones de m³/día del país.
Las áreas con actividad se limitaban a Loma Campana (YPF–Chevron), El Orejano (YPF) y Aguada Pichana Este (Total Austral), mientras la infraestructura de evacuación era incipiente. Las operaciones requerían altos costos de fractura, con una productividad aún irregular y pozos de corta vida útil. Pero el potencial geológico era evidente: una roca madre con 30.000 km² de extensión y espesores de hasta 300 metros, que colocaba a Argentina entre los tres mayores recursos shale del mundo.
2018–2019: la curva de aprendizaje y el salto de productividad
Entre 2016 y 2019, la industria encontró su punto de inflexión.
Los registros del IAPG muestran que en 2018 la producción nacional de petróleo había crecido a 84.000 m³/día, con una participación no convencional del 18%, mientras que el gas trepó a 133 millones de m³/día, con un 30% proveniente del shale y tight.
Las empresas lograron duplicar la longitud de los laterales (de 1.200 a 2.400 metros), triplicar las etapas de fractura y reducir los costos operativos por pozo un 40%. Ese cambio técnico transformó la ecuación económica: el break even promedio bajó de 60 a 40 dólares por barril equivalente.
Fue también el período del desembarco de nuevos jugadores.
Tecpetrol irrumpió con el desarrollo masivo de Fortín de Piedra, que rápidamente alcanzó más de 17 millones de m³/día de gas, convirtiéndose en el campo no convencional más productivo del país.
A la par, Vista Energy, PAE, Shell y Pluspetrol consolidaron posiciones en Bandurria, Bajada del Palo, Cruz de Lorena y La Calera.
2020: el freno de la pandemia y el rebote del shale
El golpe del COVID-19 en abril de 2020 paralizó la actividad: el IAPG registró una caída del 30% en la producción de petróleo y del 25% en gas, con la fractura hidráulica prácticamente detenida. Pero el rebote fue igual de veloz: hacia fin de año, Vaca Muerta ya había recuperado los niveles pre-pandemia, gracias a su capacidad de respuesta técnica y a la flexibilidad de los contratos de perforación.
En 2021, los no convencionales se consolidaron definitivamente:
- El petróleo shale alcanzó el 48% del total nacional.
- El gas no convencional superó el 50%, marcando un cambio estructural en la matriz energética.
Esa recuperación también reflejó el efecto Plan Gas.Ar, que garantizó precios de estímulo y contratos a largo plazo, permitiendo sostener la inversión en medio de la incertidumbre global.
2022–2023: el despegue definitivo
En 2022, la producción de petróleo se ubicó en 106.000 m³/día, con una participación no convencional del 53%, mientras que el gas alcanzó los 142 millones de m³ diarios, con un 57% proveniente de Vaca Muerta.
El impulso técnico se tradujo en productividad récord: los pozos horizontales promedio pasaron a 6.000 metros de desarrollo total, con más de 45 etapas de fractura y una eficiencia de perforación que redujo los tiempos de 35 a 17 días.
Durante 2023, las cifras del IAPG mostraron una expansión del 10% interanual en crudo y 5% en gas, con picos de 121.000 m³/día de petróleo y 153 millones de m³/día de gas. Ese año, YPF, PAE, Total Austral y Tecpetrol concentraron el 70% del total nacional.
El gasoducto Néstor Kirchner, inaugurado en junio de 2023, cambió el tablero: redujo importaciones, liberó capacidad en el norte y permitió elevar las exportaciones estacionales a Chile.
2024–2025: récords de producción y dominio patagónico
El reporte de agosto 2025 del IAPG ratifica la tendencia:
- Petróleo: 129.757 m³/día (+1% vs. julio), de los cuales 84.272 m³/día corresponden a la Cuenca Neuquina.
- Gas: 157,048 millones de m³ diarios, con 105 millones de m³/día de origen no convencional.
- Exportaciones: 11.994 m³/día de petróleo y 6,923 millones de m³/día de gas.
- Importaciones: 9,534 millones de m³/día (demanda invernal).
El 65% del crudo y el 67% del gas provienen de desarrollos shale o tight, una proporción inédita.
El ranking de operadoras refleja esa concentración:
Petróleo:
- YPF (45%),
- PAE (13%),
- Vista (8%),
- Pluspetrol (6%),
- Shell (4%), seguidas por Tecpetrol, Chevron, CGC, Pampa Energía y Petróleos Sudamericanos.
Gas:
- Total Austral (23%),
- YPF (22%),
- Tecpetrol (15%),
- PAE (11%),
- Pampa Energía (10%), acompañadas por Pluspetrol, CGC, Vista, Chevron y Capex.
En conjunto, las primeras 10 empresas concentran el 87% del petróleo y el 90% del gas argentino, una muestra del grado de concentración del upstream y de la madurez alcanzada por el sector.
Un nuevo mapa productivo con eje en la Patagonia
Vaca Muerta redefinió el mapa energético argentino.
La Cuenca Neuquina se consolidó como epicentro de la producción y Río Negro y Neuquén como las provincias estratégicas en logística, servicios, empleo y agregación de valor.
El crecimiento del petróleo no convencional (65%) y del gas (67%) modificó la relación histórica con las cuencas tradicionales:
- Golfo San Jorge, que en 2010 aportaba más del 45% del crudo, hoy no llega al 20%.
- Cuyana y Austral, antes esenciales en gas, hoy representan menos del 10%.
El eje patagónico, respaldado por infraestructura como el oleoducto VMOS, los puertos de Punta Colorada y Bahía Blanca y los proyectos de GNL en el Golfo San Matías, se perfila como la puerta de salida de la nueva energía argentina hacia el mundo.
De la roca a las divisas: el desafío de la próxima década
La gran transformación técnica ya ocurrió.
El próximo salto será económico e institucional: transformar la producción récord en divisas, infraestructura y desarrollo territorial sostenible.
La clave está en ampliar la capacidad de transporte, garantizar la seguridad jurídica y diseñar un marco que permita exportar gas natural licuado (GNL) desde puertos patagónicos, con la mirada puesta en los mercados asiáticos y europeos.
Con Vaca Muerta madura, eficiente y competitiva, Argentina tiene hoy una oportunidad histórica para consolidar su soberanía energética y posicionarse como exportador neto de hidrocarburos, con la Patagonia como protagonista indiscutida.
Por Nicolás Muñoz – Director de Energía 360°
