El otro mapa del petróleo argentino

Las cuencas maduras profundizan su caída pese al boom de Vaca Muerta.

Mientras Vaca Muerta concentra récords de producción, inversiones y anuncios, una parte significativa de la industria hidrocarburífera argentina atraviesa una crisis silenciosa. Las cuencas maduras continúan perdiendo volumen año tras año y 2025 volvió a confirmar una tendencia que parece difícil de revertir.

Lejos del discurso optimista que rodea al no convencional, los campos convencionales muestran un deterioro sostenido, con impactos directos en el empleo, la actividad regional y la estructura productiva de varias provincias. Aun con intentos de reordenamiento, como la cesión de áreas de YPF a operadoras más pequeñas, los números siguen en rojo.

Las cuencas más golpeadas en 2025

De acuerdo con los datos de la consultora Economía & Energía, la cuenca del NOA fue la más afectada en producción de petróleo durante 2025, con una caída interanual del 17% y un desplome del 37,6% respecto de 2023, un retroceso que refleja el agotamiento de los yacimientos y la falta de nuevas inversiones relevantes.

En segundo lugar se ubicó la cuenca Cuyana, que registró una baja del 9,2% frente a 2024 y del 14,7% en los últimos dos años. El tercer puesto correspondió a la cuenca Neuquina convencional, que, aislando el impacto del shale, cayó 8,2% interanual y 13% en comparación con 2023.

Más atrás aparece la cuenca del Golfo San Jorge, que retrocedió 4,2% en 2025 y 9,3% en dos años, mientras que la cuenca Austral mostró una baja más moderada del 1,3%, aunque con una contracción acumulada del 7,3% respecto de 2023.

En términos de producción convencional de petróleo, el ranking quedó encabezado por el Golfo San Jorge, con 183 mil barriles diarios, seguido por la Neuquina (93 kbbl/d), Cuyana (14,6 kbbl/d), Austral (14,3 kbbl/d) y NOA (3,2 kbbl/d).

El gas también retrocede, con una sola excepción

La situación en gas no es muy distinta. La mayor caída se registró en la cuenca Cuyana, con un derrumbe del 18,6%, seguida por la Neuquina (-13,4%), el Golfo San Jorge (-9,3%) y el NOA (-9%).

La única excepción fue la cuenca Austral, que logró revertir la tendencia gracias a la puesta en marcha del proyecto offshore Fénix, con un crecimiento del 11,9% en 2025.

Este desempeño posicionó a la Austral como la principal cuenca convencional de gas, con 27,1 millones de metros cúbicos diarios, seguida por la Neuquina (14 MMm³/d), el Golfo San Jorge (9,7 MMm³/d), el NOA (3,1 MMm³/d) y la Cuyana, prácticamente residual con 0,1 MMm³/d.

Un problema estructural que impacta en empleo y provincias

Más allá de los volúmenes, el deterioro del convencional tiene una consecuencia directa: el impacto social y laboral en regiones que dependen históricamente de esta actividad. Aún hoy, el petróleo y el gas convencional representan cerca del 38% de la producción total del país, tanto en crudo como en gas.

La pérdida de producción se traduce en menos equipos activos, menos servicios contratados y una presión creciente sobre el empleo petrolero en provincias como Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Salta y Río Negro.

Retenciones cero: un intento por frenar la sangría

En este contexto, el Gobierno Nacional avanzó con un nuevo régimen de incentivos fiscales orientado exclusivamente a la producción de petróleo convencional. A través del Decreto 59/2026, se estableció un esquema diferencial de derechos de exportación que busca mejorar la ecuación económica de los campos maduros.

La medida fija retenciones del 0% cuando el precio internacional del barril Brent sea igual o inferior a los USD 65. Si el valor supera los USD 80, la alícuota será del 8%, mientras que entre ambos precios se aplicará un sistema móvil de fórmula variable.

El cambio es significativo si se lo compara con el esquema anterior, que activaba las retenciones a partir de los USD 45 por barril, un umbral que dejó a muchos proyectos convencionales fuera de competencia.

Vaca Muerta avanza, pero no alcanza para todos

El contraste es claro: mientras el shale empuja récords y concentra capital, las cuencas maduras siguen perdiendo peso en el mapa energético argentino. El desafío de fondo es si el país logrará una transición ordenada que permita sostener actividad y empleo en las regiones históricas o si el boom de Vaca Muerta terminará profundizando una brecha cada vez más difícil de cerrar.