La producción de petróleo en diciembre acaba de alcanzar un nuevo récord histórico de 860.255 barriles por día, una cifra que consolida el cambio de escala del sector, pero a contramano de lo que sigue ocurriendo con las cuencas maduras convencionales, que no pueden revertir el declino interanual, como demuestran las cifras del último mes de 2025.
Mientras el no convencional acelera su ritmo de extracción, los campos tradicionales del país atraviesan un declino interanual que los datos del último mes ratifican, evidenciando que el crecimiento actual se sostiene solo por el motor de la industria en la Cuenca Neuquina, aunque hay bloques de referencia en el convencional que permiten pensar que el indispensable crudo pesado todavía tiene una oportunidad por aprovechar.
Al analizar las cifras en detalle de la Secretaría de Energía, se destaca que el total nacional de crudo en diciembre de 2025 representa un incremento del 12,3% frente a los 766.027 barriles diarios registrados en el mismo mes de 2024. Este saldo positivo de casi 95.000 barriles adicionales por día se produce a pesar de que la mayoría de los distritos tradicionales mostraron números en rojo.
En el segmento del gas, la tendencia fue similar aunque menos intensiva por cuestión estacional y de infraestructura de transporte disponible, con una producción nacional de 130,9 millones de m³/d frente a 124,48 millones del año anterior, lo que implica una mejora del 5,16%. No obstante, el eje de la rentabilidad y la expansión actual está puesto de forma indiscutible en el petróleo.
Cuencas maduras: declino y oportunidades técnicas
La realidad de las cuencas convencionales refleja el agotamiento de los reservorios tradicionales y la falta de una reposición de reservas que logre empatar la curva de extracción. La Cuenca del Golfo San Jorge, históricamente el pulmón petrolero del país, sufrió una caída interanual del 12,6%, pasando de 193.992 barriles diarios en diciembre de 2024 a 169.541 barriles en el último mes de 2025. En materia de gas, esta cuenca también retrocedió un 18,2%.
La situación se replica en la Cuenca Cuyana, donde la producción bajó de 15.541 a 13.828 barriles por día, marcando un retroceso del 11%. Por su parte, la Cuenca Noroeste profundizó su crisis con una retracción del 24% en crudo y del 18% en gas respecto al año previo. Incluso la Cuenca Austral, que logró un repunte del 5,9% en la producción de gas gracias a un proyecto clave como la plataforma Fénix, no pudo evitar una caída del 7% en su producción de petróleo.
A pesar de este escenario de declino estructural, el análisis técnico permite identificar nichos de resistencia. La consultora especializada GtoG Energy destaca que el convencional todavía ofrece oportunidades mediante la aplicación de inversión y tecnología, especialmente a través de la recuperación terciaria (EOR).
Según la firma, la producción EOR en la Argentina alcanzó los 17.770 barriles diarios en noviembre, demostrando que los campos maduros bien gestionados pueden sostener sus niveles operativos.
Un ejemplo emblemático es el área Manantiales Behr, que tras su traspaso de YPF a Rovella Carranza, se mantiene en el selecto grupo de los diez yacimientos con mayor producción del país. Este activo, que opera con miles de pozos y procesos complejos de inyección de polímeros, demanda una transición operativa precisa para evitar que la curva de aprendizaje afecte los volúmenes de extracción.
Desde GtoG Energy también señalan el caso de Pecom en el área El Trébol, donde la puesta en marcha de una nueva planta de inyección de polímeros permitió revertir meses de caída con una mejora productiva superior al 20% en el segmento EOR. En la misma línea, el área El Tordillo, operada por Crown Point, demuestra que incluso con proyectos de bajo costo basados en la inyección de geles se puede mejorar la eficiencia de barrido y mantener la vigencia de yacimientos que ya han entregado gran parte de su riqueza primaria.
El ranking de noviembre refuerza esta visión técnica, con Manantiales Behr a la cabeza con más de 8.700 barriles por día, seguido por Chachahuén Sur, Diadema, El Trébol y Cerro Dragón, todos activos donde la tecnología de inyección es la clave para frenar el agotamiento natural.
El sustento de este récord nacional, sin embargo, reside en el desempeño extraordinario de la provincia de Neuquén. Por primera vez en la historia, la producción neuquina superó la barrera de los 600.000 barriles por día, cerrando diciembre con un promedio de 601.273 barriles. Este volumen no solo representa casi el 70% del petróleo total del país, sino que explica por qué la Argentina logra compensar la caída de todas sus otras cuencas.
Con un crecimiento interanual del 29% a nivel provincial, el shale oil de Vaca Muerta logra una madurez técnica que permite perforar pozos de mayor rama lateral y productividad. La superación de este techo productivo posiciona a la Argentina ante una nueva instancia de desarrollo masivo de la mano de las mega plataformas exportadoras en marcha como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las distintas instancias de Gas Natural Licuado (GNL).