Vaca Muerta no para de romper récords: ¿qué pasa con el convencional en el arranque del año?

La Cuenca Neuquina alcanza máximos históricos, mientras el convencional enfrenta una etapa de transición marcada por la desinversión en áreas tradicionales y el traspaso de activos. La recuperación terciaria se fortalece como estrategia ante el declino natural de los yacimientos.

El inicio de 2026 ratifica la consolidación de un escenario petrolero nacional que se mueve a dos velocidades, en el cual la producción total de crudo durante febrero alcanzó los 881,1 kbbl/día, es decir un crecimiento interanual del 15,6%. Sin embargo, este impulso proviene exclusivamente del segmento no convencional, que registró un salto del 33,3%, mientras que la extracción convencional retrocedió un 9% en el mismo período, con apenas 290 kbbl/día a nivel nacional.
La Cuenca Neuquina es el eje de este fenómeno y, gracias al empuje del shale de Vaca Muerta, la cuenca en su totalidad promedió 675,3 kbbl/día en febrero. Esto representa una variación positiva del 25,3% respecto al mismo mes del año pasado, una marca que logra compensar con creces el declino de sus propios yacimientos maduros, tal la reseña del último informe de la consultora especializada Economía y Energía.

En contraste, las cuencas restantes operan en terreno negativo, como se registra en las áreas del Golfo San Jorge, históricamente el motor del crudo pesado, que cayó un 7,5% interanual, mientras que la Cuenca Austral y el resto de las áreas marginales presentan retrocesos del 5,6% y 12,8% respectivamente, evidenciando el agotamiento de los reservorios primarios.

Caída del convencional y presión en el gas

En el segmento del gas natural, el escenario es incluso más complejo para la actividad convencional. La producción total del país en febrero fue de 140 MMm3/día, una caída del 3,3% interanual. Si bien el shale gas logró un ligero incremento del 0,9%, el gas convencional sufrió un desplome del 10,3% y el tight gas retrocedió un 19,6%.

Esta dinámica se explica por la priorización de inversiones en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, postergando proyectos gasíferos de mayor costo de extracción, y aprovechando la disponibilidad de infraestructura existente en crudo. Esta tendencia se incrementará hacia fines de año cuando entre en operaciones el oleoducto y la terminal exportadora del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), y hasta tanto se lance la producción de GNL en las costas de Río Negro.

La Cuenca Austral, clave para el abastecimiento de gas, muestra una caída acumulada del 8,8% en el primer bimestre del año. Del mismo modo, el Golfo San Jorge redujo su aporte gasífero en un 14,5%. La falta de nuevos proyectos de envergadura en estas zonas, sumada a la madurez de los yacimientos, pone bajo presión la infraestructura de transporte y la capacidad de respuesta del sistema ante los picos de demanda invernal que se aproximan.

Dentro de este panorama de retracción del convencional, la recuperación terciaria (EOR) emerge como el único factor de resiliencia. En febrero de 2026, la producción por métodos de inyección de polímeros alcanzó un nuevo máximo de 18.786 bbl/día. No obstante, este crecimiento no es sistémico ni uniforme; se concentra en un núcleo reducido de activos de alto desempeño que logran compensar, en parte, la caída estrepitosa de la producción primaria y secundaria.

El éxito del EOR está traccionado fundamentalmente por Manantiales Behr, que en febrero superó por primera vez la barrera de los 10.000 bbl/día de producción terciaria. Este activo que YPF acaba de transferir a Pecom se consolida como el principal caso de estudio en la Argentina, demostrando que esta tecnología puede extender la vida útil de campos con décadas de explotación. Sin este aporte, los números de la Cuenca del Golfo San Jorge serían sustancialmente más críticos.

Transición de activos y desafíos de inversión

Sin embargo, la sostenibilidad de estos récords en terciaria está en duda debido a la pérdida de foco operativo en otras áreas clave. Chachahuén Sur, el segundo yacimiento en importancia para el EOR con 4.580 bbl/día, se encuentra un 15% por debajo de su máximo histórico. La incertidumbre sobre el traspaso de activos por parte de YPF y la reconfiguración de carteras de inversión generó una meseta en la actividad de inyección que empieza a pesar en los volúmenes totales.

El panorama en la provincia de Santa Cruz es el punto más sensible para el arranque de este año. Los proyectos de EOR en la zona sur de la Cuenca del Golfo San Jorge se encuentran prácticamente detenidos. Las nuevas operadoras que tomaron la posta de los yacimientos maduros priorizaron la eficiencia de costos y la reestructuración operativa por sobre la inversión de capital intensivo que requieren las plantas de polímeros, una señal de alerta para el empleo y la producción regional.

La transición de activos entre grandes compañías y operadoras independientes o de servicios, como el caso de PECOM tomando el control en Escalante - El Trébol, marca el inicio de una nueva etapa. En febrero, este yacimiento aportó 815,4 bbl/día mediante recuperación terciaria. El desafío para estos nuevos actores será mantener los niveles de inversión en campos donde el margen de rentabilidad es sensiblemente menor al que ofrecen las coronas de Vaca Muerta.

Por su parte, Pan American Energy (PAE) mantiene una estrategia activa en la Cuenca del Golfo San Jorge, ocupando el quinto puesto del ranking de áreas con Anticlinal Grande - Cerro Dragón (635,9 bbl/día de EOR). A pesar de los buenos resultados en sus pilotos de terciaria, la compañía también debe equilibrar su presupuesto ante el avance del no convencional, donde participa activamente en el desarrollo de la infraestructura de exportación.

El nivel de actividad en perforación también refleja esta disparidad. Mientras que el promedio de pozos no convencionales terminados en lo que va de 2026 muestra una dinámica sostenida, la actividad en los campos maduros se ha visto limitada a tareas de mantenimiento y workover. Sin la perforación de nuevos pozos de avanzada o la expansión de las mallas de inyección de polímeros, el declino del convencional en la Argentina podría acelerarse hacia el segundo semestre del año.

En términos de empresas operadoras, YPF lidera la producción total con 380,4 kbbl/día, un crecimiento del 6,5% apalancado en su Plan 4x4. No obstante, su participación en el total país subió al 43%, mientras que operadoras con fuerte sesgo convencional como PAE registraron caídas en su producción diaria (-2,4%). Vista y Pluspetrol, con focos definidos en shale, muestran crecimientos de dos dígitos (12,5% y 23,4% respectivamente), profundizando la tendencia de concentración en Neuquén.

El procesamiento de crudo en refinerías también muestra el impacto de esta nueva configuración productiva. En febrero se procesaron 585,7 kbbl/día, un aumento interanual del 20,4%. La Cuenca Neuquina ya provee el 69% del crudo que ingresa a las plantas de refinación, mientras que el aporte del Golfo San Jorge se estancó en 168,4 kbbl/día. Esto obliga a las refinerías de la zona central del país a adaptar sus procesos para una dieta de crudo cada vez más liviana.

El arranque de 2026 confirma que la Argentina está logrando récords exportadores gracias a Vaca Muerta, pero en ese esquema es clave la sostenibilidad en sus cuencas tradicionales. El convencional ya no es el soporte del sistema, pero sí un complemento necesario que requiere encontrar alivio en proyectos puntuales de recuperación terciaria.