Mientras el shale empuja las cifras agregadas a niveles históricos, las cuencas maduras atraviesan una etapa de caída sostenida, reconfiguración empresaria y búsqueda de nuevas estrategias.
La producción petrolera argentina alcanzó en diciembre de 2025 un nuevo máximo histórico, con 860.255 barriles diarios.
El dato confirma el cambio de escala impulsado por el desarrollo no convencional, pero también expone con mayor nitidez una tendencia que preocupa al sector: el deterioro persistente de las cuencas maduras convencionales.
En ese contexto se inscribe la decisión del Gobierno nacional de eliminar las retenciones al petróleo convencional. La medida apunta a mejorar la rentabilidad de campos de baja productividad.
La Cuenca del Golfo San Jorge, durante décadas el principal sostén del crudo argentino, registró una caída interanual del 12,6%, al pasar de casi 194.000 barriles diarios en diciembre de 2024 a 169.541 barriles en el último mes de 2025.
Y llega en simultáneo con un proceso de reordenamiento profundo del mapa operativo, marcado por la salida de grandes compañías y la transferencia de áreas maduras bajo el denominado Plan Andes de YPF.
Los datos de la Secretaría de Energía muestran que la producción total de crudo en diciembre creció un 12,3% interanual, lo que implica un aumento cercano a los 95.000 barriles diarios frente al mismo mes de 2024.
Sin embargo, este avance se explica casi en su totalidad por el no convencional, ya que la mayoría de las cuencas históricas volvió a cerrar el año con números negativos.
Cuencas maduras: declino confirmado y señales de alarma
La Cuenca del Golfo San Jorge, durante décadas el principal sostén del crudo argentino, registró una caída interanual del 12,6%, al pasar de casi 194.000 barriles diarios en diciembre de 2024 a 169.541 barriles en el último mes de 2025. En gas, el retroceso fue aún más pronunciado, con una baja superior al 18%.
La Cuenca Cuyana mostró una merma del 11% en petróleo, mientras que la Cuenca Noroeste profundizó su crisis con descensos del 24% en crudo y del 18% en gas.
Incluso la Cuenca Austral, que logró un repunte gasífero gracias a proyectos offshore, no pudo evitar una contracción del 7% en su producción de petróleo.
Este escenario pone en evidencia que el récord nacional convive con una base convencional cada vez más reducida, cuya recuperación resulta clave para sostener el abastecimiento de crudos pesados, indispensables para el funcionamiento del sistema de refinación.
Retenciones cero y transición de activos
La eliminación de las retenciones al petróleo convencional busca ofrecer un alivio económico a yacimientos de menor escala y productividad, pero llega en un momento de fuerte reconfiguración empresaria.
Bajo el Plan Andes, YPF avanza en la cesión de áreas maduras a operadores más pequeños, especializados en este tipo de activos, al tiempo que reduce inversiones en campos que ya no encajan en su estrategia centrada en el shale.
Este proceso de transición de titularidad implica desafíos operativos relevantes. Los yacimientos maduros requieren continuidad de inversión, conocimiento técnico y una gestión muy ajustada para evitar que la curva de aprendizaje de los nuevos operadores acelere la caída productiva.
Tecnología como última barrera frente al agotamiento
Aun en este contexto, el convencional no está completamente fuera de juego. La aplicación de tecnologías de recuperación terciaria (EOR) aparece como una de las pocas herramientas capaces de amortiguar el declino.
La consultora GtoG Energy destaca que la producción EOR en Argentina alcanzó los 17.770 barriles diarios en noviembre, lo que demuestra que los campos maduros bien gestionados todavía pueden sostener niveles relevantes.
Casos como Manantiales Behr, El Trébol o Cerro Dragón muestran que la inyección de polímeros, geles y otros métodos avanzados permite mejorar la eficiencia de barrido y extender la vida útil de yacimientos que ya atravesaron su pico productivo.
Sin embargo, estos desarrollos exigen capital, previsibilidad y marcos regulatorios estables.
