Detrás del +15,8% interanual que registró Argentina en febrero hay una operación matemática que vale la pena deshacer. El número es real, pero es el promedio de dos tendencias que van en direcciones opuestas: una cuenca que acelera y un conjunto de provincias que sigue perdiendo terreno mes a mes.
Neuquén produjo 603.793 barriles de petróleo por día en febrero, según el informe del Ministerio de Energía provincial.
Eso representa el 69,1% del total nacional y un crecimiento del 30,36% respecto del mismo mes de 2025. El resto del país —Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Río Negro y las cuencas menores— aportó los 270.207 bbl/d restantes. Shale24 calcula que ese bloque retrocedió alrededor del 7% en términos interanuales para febrero, al comparar el residuo entre la producción nacional y la neuquina para ambos períodos. La brecha entre las dos velocidades ronda los 37 puntos porcentuales.
Los datos por provincia más recientes —correspondientes a enero de 2026, los últimos publicados por la Secretaría de Energía— confirman la dirección. Chubut cerró en ese mes con el equivalente a unos 131.900 bbl/d, su peor arranque de año en 25 años, con una baja del 6,51% respecto a enero de 2025. Santa Cruz registró alrededor de 57.300 bbl/d, una caída del 21,5% interanual y otro mínimo histórico para un primer mes del año. Mendoza cerró en torno a los 54.000 bbl/d, un retroceso del 10,63%.
La explicación es estructural, no coyuntural. Los pozos de la Cuenca del Golfo San Jorge llevan décadas en producción y declinan por su propio peso: de los cerca de 280.000 bbl/d que promediaban en 2012, el conjunto de Chubut y Santa Cruz quedó por debajo de los 200.000 bbl/d en los últimos registros disponibles. La retirada progresiva de YPF de áreas maduras, instrumentada a través del Plan Andes, profundizó esa tendencia: la compañía cedió bloques en Chubut, Santa Cruz y Mendoza para concentrar capital en el shale neuquino. Quienes tomaron esas áreas —Pecom, Quintana, operadoras menores— operan con menos músculo inversor y sobre reservorios que ya dieron su producción más alta hace años.
El Gobierno nacional intentó compensar esa dinámica con una reducción de retenciones para el petróleo convencional, aprobada a comienzos de año. La medida ajusta el esquema de derechos de exportación para productores de cuencas maduras cuando el Brent cotiza por debajo de los u$s 65 por barril, ampliando el margen operativo en escenarios de precios moderados. Pero el efecto sobre los volúmenes de producción, si lo hay, se medirá en meses o años, no en el corto plazo.
Lo que los números de febrero muestran con claridad es que el crecimiento petrolero argentino es, en la práctica, el crecimiento de una sola cuenca. Cuando se habla de Argentina produciendo 874.000 bbl/d, se habla de Vaca Muerta produciendo 585.182 bbl/d de petróleo no convencional —el 96,92% del total neuquino— y de un mapa de cuencas convencionales que sostiene el resto con cada vez menos margen. El +15,8% nacional no miente, pero tampoco cuenta toda la historia.
La pregunta que proyecta ese número hacia adelante es cuánto puede seguir cayendo el convencional antes de que el shale deje de compensarlo. Hoy lo compensa con amplitud. A qué ritmo se acorta ese margen depende de una variable que ninguna política fiscal puede controlar: la curva de declino de los pozos viejos.