El mapa de la producción petrolera en el país exhibe una profundización de las asimetrías que se consolida mes a mes. De acuerdo con los últimos datos de producción por cuenca correspondientes a mayo, el desplome de la actividad convencional contrasta, cada vez más, con la expansión exponencial de Vaca Muerta.
Mientras el no convencional sostiene el superávit y la proyección exportadora, los yacimientos tradicionales profundizan un declino histórico que responde a factores geológicos, pero, fundamentalmente, a una marcada migración de capitales.
El análisis de las cifras de producción ratifica que la caída no discrimina regiones geográficas. El segmento convencional de la Cuenca Neuquina (NQN Conv.) registró en mayo un volumen de 81,2 Kbbl/día, cifra que representa una retracción del -14,4% respecto a mayo de 2025 y una caída del -20,1% en comparación con el mismo mes de 2024.
Es decir de la caída no se excluye ni siquiera las áreas que conviven con el tsunami inversor de Vaca Muerta.
Esta tendencia se replica de forma homogénea en el resto de los distritos productivos tradicionales. En la zona del Golfo San Jorge, la cuenca convencional más importante, genera 170,6 Kbbl/día, pero anota un retroceso interanual del 8,7% y una pérdida del 13,1% respecto a mayo de 2024.
En la Cuenca Austral, la situación refleja que aporta 12,9 Kbbl/día, contrayéndose un 13,3% en un año y un 13,1% en el bienio.
En otras regiones históricamente de menor aporte el declino es aún mayor. En la Cuenca Cuyana se registró en mayo una producción de 13,6 Kbbl/día, con bajas del 9,7% (interanual) y 16,8% frente a 2024, mientras que en la del NOA aporta apenas 2,8 Kbbl/día, cayendo un 16,4% en doce meses y un 30,6% en la comparación bianual.
Mientras Vaca Muerta vuela, los yacimientos tradicionales profundizan un declino histórico que responde a factores geológicos, pero, fundamentalmente, a una marcada migración de capitales.
La única estadística a nivel mensual que rompe la inercia negativa general es el leve repunte del NOA (+4,3%) y Cuyana (+2,2%) respecto a abril de 2026, variaciones marginales que no alteran la tendencia estructural de fondo.
Mientras el convencional cae, el shale despega
El escenario se completa con lo que ocurre en la vereda opuesta. El shale oil de la Cuenca Neuquina alcanzó un pico histórico de 622,7 Kbbl/día, expandiéndose un descomunal 39,0% interanual y un 70,1% frente a mayo de 2024.
No hay registro en la historia petrolera del país de un crecimiento de esta magnitud con un nivel de aceleración que no es mayor por las limitaciones aún existentes de la infraestructura de transporte.
Más allá del caso particular de la red de gasoductos, en la infraestructura de petróleo que hoy se encuentra nuevamente al límite tras las obras de ampliación de capacidad del sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval), todas las miras se dirigen hacia la entrada en operación del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la mega estructura exportadora que debería estar operativa a comienzos de 2027 con un ramp up que podría llega en 2028 a los 700.000 barriles, es decir que permitirá duplicar la producción actual de Vaca Muerta.
Pero retomando la crisis del convencional, la situación para los analistas del sector no encierra misterios técnicos.
Aunque el declino natural de los yacimientos maduros constituye una realidad física inevitable, la industria dispone hoy de recursos tecnológicos avanzados -como la recuperación secundaria y terciaria mediante inyección de polímeros- capaces de mitigar la caída, estabilizar los pozos e incluso hacerlos más productivos tal como ya fue demostrado en distintos casos.
Mientras el convencional se desploma, el shale oil de la Cuenca Neuquina alcanzó un pico histórico de 622,7 Kbbl/día, expandiéndose un descomunal 39,0% interanual y un 70,1% frente a mayo de 2024.
Sin embargo, la aplicación de estas herramientas requiere de un flujo constante de fondos. Sin dólares en el terreno, no existe posibilidad de revertir o ralentizar el escenario actual. La explicación del fenómeno se encuentra de forma nítida en el presupuesto de las compañías operadoras.
El mapa de inversiones proyectado para 2026 prevé un desembolso global récord de US$ 13.890 millones en el sector petrolero. No obstante, la distribución de ese capital es profundamente desigual: la formación no convencional acaparará US$ 12.373 millones.
Esto significa que más de 9 de cada 10 dólares (el 91% del total) se destinan de forma exclusiva al desarrollo de Vaca Muerta.
Por el contrario, los desembolsos conjuntos orientados al Golfo San Jorge y la Cuenca Austral -las convencionales que tienen mayor potencial de recuperar producción e incluso avanzar hacia el no convencional- experimentaron una severa contracción.
El balance de los datos demuestra que la brecha productiva no es un fenómeno coyuntural, sino el resultado de decisiones de los últimos años de asignación de recursos. Mientras el shale oil capta casi la totalidad del financiamiento sectorial para apalancar un superávit comercial proyectado por encima de los US$ 10.700 millones, los yacimientos convencionales operan bajo mínimos de reinversión.
La expectativa se traslada ahora hacia las nuevas operadoras independientes y pymes que están tomando el control de las áreas maduras en las cuales desinvirtió YPF.
La tecnología para contener el declino existe y el foco de estas compañías netamente enfocadas en el convencional está puesto allí; sin embargo, debido a lo reciente de los traspasos de activos, aún es prematuro analizar sus resultados en la producción real de las cuencas.
