Más allá de Vaca Muerta

El debate en Canadá para reactivar las cuencas convencionales y el nuevo mapa de operadores pyme en campos maduros.

Mientras los recursos no convencionales de la Cuenca Neuquina continúan rompiendo récords históricos de producción, el sector hidrocarburífero argentino comenzó a plantear un debate estratégico crucial para la próxima década: ¿puede el país consolidarse como una potencia energética global apoyándose en un único activo geográfico?

Esta encrucijada centró las deliberaciones del encuentro bilateral argentino-canadiense “From Vaca Muerta to Conventional Basins: Unlocking Argentina’s Full Energy Potential”, desarrollado en la ciudad de Calgary, Canadá. Allí, funcionarios, operadoras y especialistas internacionales coincidieron en que el verdadero salto de escala de la matriz local no dependerá exclusivamente del shale, sino de la capacidad técnica y financiera para frenar el declino y revitalizar las cuencas maduras del Golfo San Jorge, Austral, Cuyana y el NOA.

La radiografía de la concentración: El riesgo de un solo motor

Los últimos indicadores procesados por la consultora Economía & Energía exponen con nitidez la brecha operativa entre el universo no convencional y los yacimientos tradicionales. En febrero de 2026, la producción consolidada de petróleo en Argentina alcanzó los 881.000 barriles diarios (un incremento interanual del 15,6%). Sin embargo, el crecimiento incremental fue capitalizado casi en su totalidad por Vaca Muerta.

El shale oil neuquino trepó a los 590.900 barriles por día (un salto del 33,3% interanual), llegando a representar el 67% del crudo extraído en el país. En contrapartida, las cuencas convencionales evidenciaron una contracción generalizada en sus volúmenes:

• Cuenca del Golfo San Jorge: Cayó un 7,5%.

• Cuenca Cuyana: Retrocedió un 11%.

• Cuenca Austral: Disminuyó un 5,6%.

• Cuenca del NOA: Registró un desplome superior al 20%.

La misma tendencia se replicó en el segmento del gas natural. De un total nacional de 140 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día), el shale gas aportó 78 MMm³/día, explicando más de la mitad del abastecimiento. Por el contrario, el gas convencional declinó un 10,3% interanual y el tight gas retrocedió casi un 20%. Actualmente, la provincia de Neuquén concentra el 70% del gas y el 76% del petróleo de la Argentina, una centralización que los expertos en Calgary señalaron como un frente de vulnerabilidad estratégica.

El Plan Andes de YPF y el nuevo ecosistema de operadoras independientes

Este escenario de transición coincidió con la ejecución del Plan Andes por parte de YPF. Mediante esta reestructuración de activos, la petrolera de bandera avanzó en el desprendimiento de cerca de 55 áreas convencionales que representaban el 25% de su producción histórica, pero que ofrecían menores márgenes de rentabilidad frente al potencial del no convencional. El objetivo de YPF es enfocar el 80% de su estructura de capital en el desarrollo del shale y en los proyectos de exportación a gran escala.

Según los últimos reportes corporativos expuestos en Calgary, de los 48 bloques incluidos en la primera fase del programa, 45 ya fueron transferidos o completaron su proceso de cesión. La segunda etapa incorpora otros 16 bloques, de los cuales tres ya cambiaron de manos, abarcando clusters clave como Manantiales Behr (Chubut) y Malargüe (Mendoza).

La salida de la petrolera integrada abrió paso a un nuevo mapa de actores energéticos en las cuencas maduras. Compañías regionales y de servicios como PECOM, PCR, Petróleos Sudamericanos, Bentia Energy, Crown Point, Quintana Energy y Terra Ignis, entre otras, asumieron la operación de estas áreas. Bajo esquemas de trabajo más ágiles, estructuras de costos adaptadas y especialización técnica, estas firmas independientes buscan extraer valor residual de campos que ya no encajaban en la escala de una corporación multinacional.

El modelo pyme en la Cuenca Austral: El caso VELITEC

Un ejemplo de esta reconfiguración fue expuesto por la firma de servicios y operaciones VELITEC. En alianza con Terra Ignis Energía (la empresa estatal de Tierra del Fuego), la compañía asumió formalmente el pasado 1 de mayo de 2026 la operación directa de los pozos maduros que YPF cedió en la isla.

"Estos yacimientos, que ya superaron su pico de producción, requieren una combinación de experiencia operativa, creatividad técnica y una fuerte gestión de costos", detalló Facundo Araoz, presidente de VELITEC, remarcando en Calgary que el tejido pyme local está preparado para reactivar activos convencionales mediante soluciones a medida de superficie y subsuelo.

Tecnología internacional y estímulos fiscales para el recobro

La experiencia global analizada en Canadá demuestra que las grandes potencias energéticas no abandonaron sus campos tradicionales. Consultoras como Thunder Said Energy expusieron que Estados Unidos apenas ha desarrollado el 11% de sus recursos totales de shale, Canadá el 3%, y la Argentina menos del 2% en Vaca Muerta. El margen de crecimiento del no convencional es secular, pero la coexistencia con proyectos de recuperación asistida es la norma en los mercados norteamericanos.

La apuesta de PAE por la recuperación terciaria con polímeros

En sintonía con este enfoque, se destacó el proyecto de Pan American Energy (PAE) para el histórico yacimiento Cerro Dragón en Chubut. La compañía anunció que solicitará la incorporación de este desarrollo al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), proyectando un desembolso de u$s680 millones.

La iniciativa prevé la instalación de 22 plantas de inyección de polímeros, la adecuación de 220 pozos inyectores y la intervención de unos 650 pozos productores. El objetivo técnico es incrementar el factor de recobro de petróleo atrapado en la roca mediante técnicas de recuperación terciaria, estimando incorporar 24 millones de barriles de producción incremental a lo largo de la vida útil del área, sosteniendo las regalías y el empleo en la cuenca del Golfo San Jorge.

Incentivos fiscales: El Decreto 59/2026

Para acompañar esta reconfiguración de costos, el Gobierno nacional implementó a comienzos de año el Decreto 59/2026, el cual modificó el esquema de derechos de exportación para el petróleo de características convencionales. La normativa fijó los siguientes parámetros:

• Valor Base: Establecido en u$s65 por barril, por debajo del cual la alícuota de retenciones es del 0%.

• Valor de Referencia: Fijado en u$s80 por barril, nivel a partir del cual se aplica la alícuota máxima del 8%.

Si bien el escenario geopolítico derivado de la crisis en Medio Oriente impulsó el barril internacional por encima de los u$s90, la vigencia de este sendero de valores base —consensuado con las provincias productoras— busca blindar la rentabilidad marginal de los campos convencionales frente a los vaivenes de las cotizaciones mundiales, garantizando un piso de previsibilidad para las inversiones de las operadoras independientes. La conclusión estratégica de Calgary es unánime: para consolidarse como un jugador global de peso, la Argentina necesita desplegar de manera simultánea la escala masiva de Vaca Muerta y la eficiencia técnica de sus cuencas históricas.