El lado B del boom petrolero: fuerte caída de las cuencas maduras en 2025
Mientras Vaca Muerta bate récords históricos de producción, las cuencas convencionales atraviesan una crisis profunda, con fuertes retrocesos en crudo y gas que impactan en el empleo y en el equilibrio energético del país.
No todo es color de rosas en la industria petrolera argentina. El extraordinario desempeño del shale neuquino contrasta con la caída sostenida de las cuencas maduras, una tendencia que se arrastra desde hace años y que en 2025 volvió a profundizarse, pese a los intentos de reactivación mediante la cesión de áreas de YPF a operadores más pequeños.
Las cuencas más golpeadas por la caída del petróleo
Según datos de la consultora Economía & Energía, la cuenca con peor desempeño petrolero en 2025 fue la del NOA, con una caída del 17% interanual y del 37,6% respecto de 2023.
En segundo lugar se ubicó la cuenca Cuyana, que retrocedió un 9,2% frente a 2024 y un 14,7% en los últimos dos años. El tercer puesto fue para la cuenca Neuquina convencional, con una baja del 8,2% interanual y del 13% en comparación con 2023.
Más atrás apareció el Golfo San Jorge, con un descenso del 4,2% (y del 9,3% frente a 2023), mientras que la cuenca Austral mostró una merma más moderada del 1,3%, aunque acumuló una caída del 7,3% en dos años.
Producción de crudo: el Golfo San Jorge sigue liderando
A pesar del retroceso, el Golfo San Jorge se mantuvo en 2025 como la cuenca convencional de mayor producción de petróleo, con 183 mil barriles diarios. Le siguieron la Neuquina convencional con 93 kbbl/d, la Cuyana con 14,6 kbbl/d, la Austral con 14,3 kbbl/d y el NOA, que cerró el ranking con apenas 3,2 kbbl/d.
El gas también sufre, con una excepción clave
En el segmento del gas natural, la mayor caída se registró en la cuenca Cuyana, con un desplome del 18,6%, seguida por la Neuquina convencional (-13,4%), el Golfo San Jorge (-9,3%) y el NOA (-9%).
La única excepción fue la cuenca Austral, que logró un crecimiento del 11,9% gracias a la puesta en marcha del proyecto offshore Fénix, uno de los desarrollos más relevantes de los últimos años en el sur del país.
Como resultado, la Austral pasó a liderar la producción convencional de gas con 27,1 MMm³/d, 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 sin producción significativa.
El peso del convencional y el impacto regional
Más allá del avance del no convencional, el petróleo y gas convencional todavía representan cerca del 38% de la producción total, tanto en crudo como en gas. La caída sostenida de estas cuencas no solo afecta los volúmenes, sino que tiene un fuerte impacto en el empleo, la actividad económica regional y las economías provinciales.
Retenciones cero: el nuevo incentivo del Gobierno
En un intento por aliviar la situación de los campos maduros, el Gobierno nacional oficializó un nuevo régimen de incentivos fiscales para la producción de petróleo convencional. La medida, anunciada en noviembre y formalizada mediante el Decreto 59/2026, establece retenciones cero cuando el precio internacional del barril cae por debajo de los USD 65.
El nuevo esquema fija una alícuota del 0% si el Brent es igual o inferior a ese valor base, del 8% si supera los USD 80, y un sistema móvil para los precios intermedios. Se trata de una mejora sustancial frente al régimen anterior, que activaba retenciones a partir de los USD 45 por barril, y busca frenar el deterioro de una parte clave —aunque cada vez más relegada— del mapa energético argentino.
Fuente: Más Energía
