- La caja de los ingresos de Mendoza cada recibe menos aporte del petróleo.
-Debacle: el precio internacional apenas encima de lo rentable y menos producción.
En los últimos años Mendoza ve caer sin freno sus regalías.
Al hacer zoom sobre el mapa petrolero nacional, la realidad se desdobla: mientras el petróleo no convencional volvió a marcar hitos productivos en la Patagonia norte, el crudo convencional atraviesa uno de los retrocesos más profundos de las últimas décadas. En 2025, los yacimientos de Mendoza entregaron 10% menos de producción que en 2024.
En concreto, la industria hidrocarburífera argentina cerró el ejercicio 2025 ofreciendo una fotografía tan contundente como asimétrica. Si se observa el número final, el país celebra un nuevo récord histórico de producción total. Sin embargo, el desempeño del resto de las cuencas agudizó el declino que mostraba en los años anteriores. Para Mendoza, el golpe a sus ingresos se agravó con el precio internacional apenas por encima de los costos y menos producción.
El motor que evita que el balance energético argentino caiga en números rojos es, una vez más y con mayor protagonismo que nunca, Vaca Muerta. Pero detrás de la euforia del shale, la Cuenca Cuyana y el resto de las regiones productoras tradicionales enfrentan el desafío urgente de gestionar su madurez geológica ante un flujo de inversiones que parece tener un único destino.
Las cifras de noviembre son elocuentes. La producción de petróleo no convencional en la cuenca neuquina alcanzó los 575,5 mil barriles diarios. Este volumen no solo representa un crecimiento interanual del 31,6%, sino que marca un salto del 69,5% frente al mismo mes de 2023.
La magnitud de este aporte es tal que el avance del shale ha permitido compensar, barril por barril, el fuerte declino del resto de las cuencas, empujando a la Argentina a un superávit productivo. En los despachos oficiales y en las torres corporativas de Buenos Aires, el clima es de optimismo: Vaca Muerta ha demostrado ser la roca madre de la recuperación económica. No obstante, para las provincias que dependen de la extracción convencional, la lectura es mucho más sombría.
La situación en la Cuenca Cuyana, centrada mayoritariamente en la provincia de Mendoza y el sur de San Juan, refleja la cara opuesta de esta moneda energética. Al cierre de 2025, la región experimentó una caída cercana al 10% en su producción. Para Mendoza, la situación se agrava por el impacto en la producción a futuro del plan de desinversión de YPF, que sigue yéndose de la explotación de yacimientos en la provincia.
A diferencia del dinamismo de la roca de esquisto en Neuquén, Cuyo lidia con yacimientos maduros, muchos de ellos con décadas de explotación continua. El "declino natural" —término técnico que suaviza la realidad del agotamiento del recurso— se ha acelerado por la falta de proyectos robustos de recuperación secundaria y terciaria.
Para la economía regional, este retroceso no es solo una estadística en un informe de la Secretaría de Energía; se traduce en una merma directa de regalías provinciales, una contracción en la demanda de servicios petroleros locales y una amenaza latente para el empleo en el sector. La ecuación es compleja: extraer un barril de petróleo pesado en un yacimiento maduro de Mendoza requiere más esfuerzo e inversión marginal que un pozo nuevo en Añelo, y el capital, por naturaleza pragmático, fluye hacia donde la rentabilidad es mayor y más rápida.
El deterioro cuyano no es un caso aislado, sino parte de una tendencia federal. La Cuenca del Golfo San Jorge, otrora líder indiscutida de la producción nacional y cuna del petróleo argentino, no logra revertir su curva descendente.
Más al sur, la Cuenca Austral mostró descensos del orden del 7%. Pero el escenario más crítico se vive en el norte del país: la cuenca del Noroeste (NOA) atraviesa una situación terminal, con una baja del 24,5% interanual en noviembre y un desplome acumulado del 41,9% respecto a 2023. Sin proyectos exploratorios de envergadura en el horizonte, el norte argentino ve cómo su historia petrolera se desvanece aceleradamente.
Es aquí donde radica la paradoja del modelo actual. Sin el aporte extraordinario del shale, el balance petrolero argentino sería claramente deficitario. El récord de producción nacional alcanzado en noviembre es, en los hechos, un récord sostenido exclusivamente por una sola cuenca.
Esto plantea un interrogante estratégico para el 2026: ¿Puede Argentina sostener su seguridad energética apoyándose en un solo pilar? Si bien Vaca Muerta tiene recursos para décadas, la infraestructura de transporte (oleoductos y terminales) se satura, y la dependencia de una única zona geográfica conlleva riesgos logísticos.
Mientras Neuquén planifica cómo evacuar su abundancia, la Cuenca Cuyana reclama políticas diferenciales. La industria necesita incentivos que hagan atractiva la inversión en recuperación terciaria y en la reactivación de pozos maduros. De lo contrario, la brecha entre la Argentina del shale y la Argentina convencional seguirá ensanchándose, consolidando un país petrolero a dos velocidades donde el éxito de uno maquilla, pero no soluciona, el ocaso del otro.