Según el Reporte de producción de septiembre, del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) de septiembre de 2025, el país produjo en promedio 132.575 m³/día de petróleo, un 2% más que el mes previo, pero con un marcado desequilibrio: el 66% correspondió a no convencional, mientras el convencional cayó al 34% del total nacional .
En el caso del gas, la brecha es similar: el 64% fue no convencional, con 88.677 Mm³/día extraídos del segmento shale y tight, mientras el convencional aportó 49.966 Mm³/día, un piso histórico para las cuencas maduras.
La Cuenca Neuquina explicó casi la totalidad del crecimiento interanual, mientras que la Cuenca del Golfo San Jorge —dominada por petróleo convencional— y la Cuenca Austral, principal productora de gas convencional, mostraron descensos relativos frente al avance del no convencional.
De acuerdo con el IAPG, el alza interanual del crudo —de 116.570 a 132.575 m³/día— se explica íntegramente por Vaca Muerta. Lo mismo ocurre con el gas, cuyo aumento —de 132.673 a 138.643 Mm³/día— se sostiene en la expansión no convencional.
Golfo San Jorge: estabilidad en petróleo pero pérdida de peso relativo
La cuenca Golfo San Jorge, con fuerte presencia en Chubut y Santa Cruz, mantiene un nivel de producción estable —típico de campos maduros— pero sigue retrocediendo frente al dinamismo neuquino.
Si bien el informe no detalla en esta sección la producción específica por cuenca, sí muestra la tendencia: las empresas dominantes en GSJ (Pan American Energy, YPF, CAPSA, entre otras) continúan aportando principalmente petróleo convencional, mientras que el crecimiento nacional proviene mayoritariamente del shale.
A nivel país, el petróleo convencional cayó a 44.992 m³/día, una baja significativa frente al avance del no convencional, que en septiembre alcanzó 87.583 m³/día de producción promedio nacional.
Esto implica que, aunque GSJ mantiene volúmenes cercanos a su media histórica, su participación relativa se desvanece: pasó de integrar cuencas que aportaban el 60–70% del crudo hace una década a ubicarse hoy por debajo del 35% del total nacional.
Cuenca Austral: fuerte dependencia del gas convencional y retrocesos año a año
La Cuenca Austral, clave para Santa Cruz y Tierra del Fuego, continúa siendo un polo gasífero, pero también muestra retrocesos.
Empresas como Total Austral y CGC siguen liderando la producción gasífera convencional, sin embargo:
- La producción nacional de gas convencional cayó a 49.966 Mm³/día.
- El gas no convencional llegó a 88.677 Mm³/día, casi duplicando al convencional.
Esta tendencia erosiona la relevancia de la Austral, que no cuenta —excepto en casos puntuales— con desarrollos de shale comparables a los neuquinos.
Comparación interanual: Vaca Muerta explica casi todo el crecimiento
El análisis interanual muestra con claridad el cambio estructural:
Petróleo
- En septiembre 2024 la producción total era de 116.570 m³/día.
- En septiembre 2025 trepó a 132.575 m³/día.
El crecimiento provino casi exclusivamente del shale, cuya participación subió de 58% a 66%. El convencional, en cambio, cayó en volúmenes absolutos.
Gas
- En septiembre 2024 se producían 132.673 Mm³/día.
- En septiembre 2025 la cifra fue 138.643 Mm³/día.
Nuevamente, el incremento proviene del gas no convencional, que pasó de representar 51% a 64% del total.
Un escenario partido en dos
El IAPG plantea implícitamente un escenario dual: crecimiento neuquino vs. declino patagónico-sur.
1. Neuquén y Vaca Muerta:
- Expansión sostenida.
- Posición dominante en petróleo y gas.
- Aporte del 60–66% de la producción total.
2. Golfo San Jorge y Austral:
- Caída interanual del convencional.
- Falta de nuevos desarrollos que compensen la declinación natural.
- Disminución de participación relativa dentro de la matriz nacional.
La Argentina energética depende cada vez más del no convencional, mientras las cuencas históricas del sur mantienen actividad, pero con un peso cada vez menor dentro del entramado productivo nacional.
El desafío de reactivar campos maduros
En ese contexto, la decisión del Gobierno nacional y las provincias productoras de avanzar en medidas que incentiven la producción en las áreas convencionales es clave para frenar el declino.
En esto ya avanzó Chubut y esta semana hará lo propio Santa Cruz, con la firma de un acta acuerdo que plantea una serie de acciones tendientes a fomentar mayor inversión.
La primera es quitar las retenciones, en tanto y en cuanto las operadoras se comprometan a reinvertir esa quita en los campos maduros. A ello se le suma un posible esquema de regalías y excenciones impositivas, tendientes a la producción incremental, por un lado y por el otro a sostener pozos de muy baja producción