Récord de gas en Neuquén: 115 millones de m³ por día, y por qué el país todavía importa barcos en invierno
En mayo, la provincia de Neuquén produjo 115,14 millones de m³ de gas por día, su máximo histórico, y empujó al país a un nivel de producción que —según OLADE— lo ubica al frente de la región. Y sin embargo, el mismo invierno obliga a importar cargamentos de GNL. La paradoja tiene una explicación de datos: el problema argentino ya no es cuánto gas hay, sino cómo y cuándo llega. Con los números a la vista.
La producción de gas natural de Neuquén trepó en mayo a 115,14 millones de m³ por día, el máximo de toda su historia. Superó por poco —0,63 MMm³/d— al récord anterior, de julio de 2025 (114,51), pero la marca importa por lo que hay detrás: un salto del 13,8% en un solo mes respecto de abril (101,19 MMm³/d) y un crecimiento del 12,5% interanual, casi todo explicado por Vaca Muerta.
El dato provincial arrastra al nacional. En mayo, Argentina produjo 155,96 MMm³/d de gas (+5,6% interanual), y Neuquén ya aporta tres de cada cuatro de esos metros cúbicos. Sobre esa base, un informe de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ubicó a la Argentina como primer productor de gas natural de América Latina y el Caribe. La foto es la de un país que dejó de ser importador crónico de gas. La letra chica —el invierno, y los barcos que todavía llegan al puerto de Escobar— cuenta la otra mitad.
Para dimensionar el récord hay que mirar de dónde sale. El crecimiento no es parejo: el gas no convencional (el shale de Vaca Muerta) vuela, mientras el convencional y el tight —los yacimientos tradicionales— se agotan. En mayo, la producción de shale de Neuquén fue de 95,16 MMm³/d (+20% interanual) y ya representa el 82,6% del gas provincial. En el mismo período, el gas convencional cayó 12% y el tight, 17%. La montaña sube porque una parte crece mucho más rápido de lo que otra baja.
El motor es uno solo: el shale
Variación interanual de la producción de gas de Neuquén por tipo, mayo 2026 (%).
La segunda comparación es regional. Con esa producción, un relevamiento de OLADE sobre enero de 2026 le asignó a la Argentina el 21% del gas de América Latina y el Caribe, apenas por encima de Trinidad y Tobago (20%) y muy por delante de Brasil (13%). Es un liderazgo estrecho —conviene tomarlo como lo que es, un empate técnico en la punta— pero simbólicamente enorme para un país que durante años dependió del gas boliviano y de los barcos de GNL.
Argentina, al frente de la región
Participación de cada país en la producción de gas de América Latina y el Caribe, enero 2026 (%, OLADE).
△ La cocina del dato
La producción de gas no es una estimación de consultora: las petroleras están obligadas a declarar mes a mes lo que extrae cada pozo. Esos datos se consolidan en la Secretaría de Energía de la Nación y en la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén, dos organismos distintos que informan sobre la misma base. El récord de 115,14 MMm³/d de mayo fue reportado de forma coincidente por medios especializados independientes (Infobae, Diario Río Negro, EconoJournal), y la marca previa —114,51 MMm³/d de julio de 2025— permite verificar que efectivamente es un máximo histórico.
Dos aclaraciones honestas. Primero, el liderazgo regional surge de un informe de OLADE sobre enero de 2026 y mide participación (21%), no volumen país por país; la diferencia con Trinidad y Tobago es de un solo punto, así que lo tratamos como un empate en la cima. Segundo, la cifra del costo de importar GNL para este invierno (US$1.400 millones) es una estimación del economista Juan José Carbajales, no un dato cerrado: recién se conocerá el número final cuando termine septiembre.
Acá está el giro que ordena la nota. Si la Argentina produce un récord de gas y lidera la región, ¿por qué sigue importando GNL cada invierno? La respuesta no es que falte gas: es un problema de estacionalidad y de caños. La demanda residencial promedia unos 20 MMm³/d de octubre a abril, pero en el invierno se triplica hacia los 60 y toca picos de 90 cuando llega el frío. Y el sistema de transporte —los gasoductos que llevan el gas del sur productor al AMBA y el Litoral, donde vive y consume la mayoría— tiene un cuello de botella: la conexión entre los dos grandes troncales mueve apenas 15 a 18 MMm³/d. Sobra gas en la boca del pozo y falta transporte para el pico de la noche fría.
Por eso los barcos. La buena noticia es que la cuenta cayó fuerte a medida que creció Vaca Muerta: de 41 cargamentos por US$2.885 millones en 2022 a 27 barcos por US$698 millones en 2025. La mala es que para 2026 se estima un rebote a unos US$1.400 millones —el doble que el año pasado—, pero no por importar más volumen: por el salto del precio internacional del GNL hasta cerca de US$20 por millón de BTU, empujado por la tensión geopolítica global.
Menos barcos, pero la factura rebota por el precio
Costo de la importación de GNL para el invierno, en millones de dólares. El dato de 2026 es una estimación.
¿Y esto cómo toca el bolsillo? De dos maneras concretas. Cada dólar que no se gasta importando GNL es un dólar que no sale de las reservas del Banco Central ni presiona sobre el tipo de cambio —de ahí que el gas de Vaca Muerta sea una pieza del superávit energético—. Y del otro lado, mientras el cuello de botella del transporte siga, el Estado seguirá pagando la diferencia del invierno, un costo fiscal que termina apareciendo en las tarifas y los subsidios. La obra que falta no es un pozo más: son gasoductos, plantas de tratamiento y —a mediano plazo— las terminales de GNL que permitirían exportar el excedente en lugar de dejarlo varado en el yacimiento.
¿Por qué el transporte es el verdadero cuello de botella?+
La geografía del gas argentino es un desajuste: se produce en el sur y la Patagonia, y se consume en el centro-norte. Los dos grandes sistemas de transporte —el del sur (operado por TGS) y el del norte (TGN)— están conectados por un tramo cuya capacidad de trasvase es de apenas 15 a 18 MMm³/d. Cuando el frío dispara la demanda residencial, ese caño no alcanza para mover todo el gas que Vaca Muerta puede entregar. La reversión del Gasoducto Norte y las ampliaciones del sistema apuntan justamente a destrabar ese embudo; hasta que estén plenamente operativas, el pico de invierno se cubre con importación.
Es la razón por la que un país puede batir récords de producción y, al mismo tiempo, prorrogar la emergencia energética y contratar barcos para julio y agosto. No es una contradicción: es un problema de infraestructura, no de recurso.
La transición del gas: shale arriba, convencional abajo+
El dato más estructural del récord es la composición. El gas no convencional —fundamentalmente el shale de Vaca Muerta— ya explica alrededor del 92% del gas de Neuquén, y la fracción de shale puro llega al 82,6%. Mientras tanto, los yacimientos convencionales caen 12% interanual y el tight 17%: son formaciones maduras, con décadas de explotación, que declinan de forma natural. El crecimiento agregado de la producción, entonces, es en realidad una carrera en la que el shale corre más rápido de lo que retroceden los pozos viejos.
Esto tiene una consecuencia de política económica: la producción futura depende de que la inversión en Vaca Muerta siga fluyendo, porque los pozos de shale declinan rápido y hay que perforar de manera constante para sostener —y aumentar— el nivel. El récord de un mes no garantiza el del siguiente sin inversión sostenida.
Del importador crónico al exportador: la promesa del GNL+
Durante gran parte de las últimas dos décadas, la Argentina fue importadora neta de gas: compraba a Bolivia por gasoducto y traía GNL en barcos, sobre todo en invierno. El giro de Vaca Muerta cambió el signo del comercio energético y hoy el país exporta gas por gasoducto a Chile en los meses cálidos, cuando le sobra. El paso siguiente —y la apuesta grande— son las terminales de licuefacción (GNL) que permitirían exportar por mar el excedente durante todo el año, hacia mercados de Asia y Europa.
Esos proyectos están en marcha pero maduran de a años, no de a meses. La foto de 2026 es la de un país que ya no necesita importar por falta de gas, sino por falta de caños en el pico de demanda; la película de los próximos años se juega en si logra convertir el excedente en dólares de exportación. Con Interés va a volver sobre estos números cuando se conozca la factura final del invierno.