El lado B del boom petrolero: ¿cuánto cayeron las cuencas maduras en 2025?
Más allá del gran presente de Vaca Muerta, una buena parte de la industria atraviesa una dura crisis con caídas de producción significativas.
No todo es color de rosas en la industria petrolera argentina. Más allá del boom de Vaca Muerta y los récords de producción alcanzados en 2025, hay un fenómeno muy preocupante que es la caída ininterrumpida de las cuencas maduras.
La situación no es nueva, acumula varios años y difícilmente se revierta, a pesar de que algunos optimistas creen que la cesión de áreas de YPF a empresas más chicas pueda ayudar al menos a estabilizar esta curva.
Según los números de la consultora Economía & Energía, la cuenca con peores resultados en 2025 en materia petrolera fue la del NOA, la cual registró caídas del 17% interanual y del 37,6% contra el 2023.
En segundo lugar se ubicó la cuyana, que cayó un 9,2% en relación al año pasado y un 14,7% en los últimos dos años. El tercer puesto de las más castigadas fue para la cuenca neuquina (contando sólo en convencional) con una baja del 8,2% y del 13% contra 2023.
La caída del Golfo San Jorge
Finalmente, el Golfo San Jorge retrocedió un 4,2% (y un 9,3% vs 2023) y la Austral un 1,3% (con una merma del 7,3% vs 2023). De esta forma, la cuenca convencional de mayor producción fue la del Golfo San Jorge (183 kbbl/d), le siguió la neuquina (93 kbbl/d), la cuyana (14,6 kbbl/d), la Austral (14,3 kbbl/d) y la del NOA (3,2 kbbl/d).
Por el lado del gas, la caída más fuerte fue en la cuyana (-18,6%), seguida de la neuquina (-13,4%), el Golfo San Jorge (-9,3%) y el NOA (-9%). La excepción fue la cuenca Austral que, gracias a la puesta en marcha del proyecto offshore Fénix, registró un crecimiento del 11,9%.
En consecuencia, esta ocupó el primer lugar de cuencas convencionales con 27,1 MMm3/d, la siguió la cuenca neuquina (14 MMm3/d), la del Golfo San Jorge (9,7 MMm3/d), la del NOA (3,1 MMm3/d) y la Cuyana (0,1 MMm3/d).
La cuestión es que, además del impacto en términos de empleo en cada una de estas regiones, el convencional todavía representa una parte importante de la producción total con un 38% tanto en gas como en crudo.
Retenciones cero
En busca de plaiar la crítica situación de los campos maduros, el Gobierno Nacional oficializó días atrás un nuevo régimen de incentivos fiscales destinado específicamente a la producción de petróleo convencional. La medida había sido anunciada en noviembre del año pasado lleva a cero las retenciones si el barril cae por debajo de los 65 dólares.
Mediante el Decreto 59/2026, se estableció un nuevo esquema de derechos de exportación más flexible para el crudo convencional. La principal novedad de la normativa es la actualización de los valores "piso" y "techo" que disparan el cobro de impuestos a la exportación, diferenciándolos del régimen general que rige desde 2020 (Decreto 488/20).
Bajo el nuevo sistema para el convencional habrá retenciones 0% si el precio internacional del barril (Brent) es igual o inferior a USD 65 (Valor Base). La alícuota será del 8% si el barril supera los USD 80 (Valor de Referencia), y se aplicará un esquema móvil de fórmula variable si el precio fluctúa entre los 65 y 80 dólares. Esto representa una mejora sustancial respecto al esquema anterior, que activaba las retenciones a partir de los 45 dólares por barril.
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