En febrero de 2026, Neuquén produjo 603.793 barriles diarios de petróleo, según datos del Ministerio de Energía y Recursos Naturales provincial. La cifra es levemente inferior al récord histórico de enero —610.715 barriles diarios— pero lo que importa no es el mes: es el primer bimestre. Y los primeros dos meses hablan por sí solos.
En ese período, la producción de crudo neuquino creció 31,23% frente a enero-febrero de 2025. No es el resultado de un pico puntual: es la confirmación de una trayectoria que no cede.
El gas cuenta otra historia
La producción de gas de la provincia en febrero fue de 97,79 millones de metros cúbicos diarios, con un alza mensual de 7,14% respecto de enero. Ese salto, sin embargo, tiene una explicación de contexto: en verano la demanda interna cede y las áreas liberan volumen que en invierno va a consumo. La comparación que cuenta es la interanual. Ahí, el gas creció apenas 0,18% en febrero y cerró el acumulado con una caída de 0,55% frente a enero-febrero de 2025.
Mientras el petróleo escala más de 30 puntos interanuales, el gas se mantiene prácticamente estático. Ese desacople no es nuevo, pero los datos de febrero lo confirman con claridad.
La cuenca que se inclina hacia el crudo
El segmento no convencional dominó la producción provincial en febrero: representó el 96,92% del petróleo —585.182 barriles diarios— y el 90,01% del gas. Dentro del gas, el shale aportó el 80,03% del total provincial y el tight gas, el 9,99%.
El impulso mensual en petróleo se vio limitado por la baja en áreas como Loma Campana —el bloque de referencia de YPF y Chevron en Vaca Muerta—, La Angostura Sur I, La Amarga Chica, Rincón de Aranda y Bajo del Toro Norte. En gas, en cambio, traccionaron al alza Sierra Chata, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Aguada Pichana Este y Oeste. Según NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones en la provincia, una baja de 1,25% frente a enero.
Lo que viene
El desacople cobra otro peso cuando se lo pone junto a la infraestructura de evacuación en construcción. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), impulsado por un consorcio de ocho compañías —YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol—, registra un avance de obra del 54% y tiene prevista su primera fase operativa para diciembre de 2026, con una capacidad inicial de 190.000 barriles diarios, según el propio consorcio. La infraestructura existe para el petróleo. Para el gas, la exportación a escala sigue sin fecha firme.
En ese contexto, los primeros dos meses del año consolidan una lectura que el sector viene procesando: Vaca Muerta avanza con fuerza como cuenca de crudo. El gas, por ahora, espera su turno.