Vaca Muerta no alcanza: el desafío de reactivar las cuencas convencionales se discutió en Canadá

Para el sector, este fenómeno podría convertirse en una segunda oportunidad para muchos yacimientos que ya no encajaban en la estrategia de una gran operadora integrada.

Empresas más pequeñas fueguinas y pymes se quedaron con la operación de los pozos maduros que YPF dejó en Tierra del Fuego.

Mientras Vaca Muerta continúa batiendo récords de producción y se consolida como el gran motor energético del país, crece un debate estratégico que empieza a ganar espacio entre gobiernos, empresas y especialistas: ¿puede Argentina construir una potencia energética apoyándose únicamente en la cuenca neuquina?

La discusión estuvo en el centro del encuentro bilateral argentino-canadiense “From Vaca Muerta to Conventional Basins: Unlocking Argentina’s Full Energy Potential”, realizado en Calgary, Canadá, donde funcionarios, empresas y expertos analizaron cómo combinar el desarrollo de los recursos no convencionales con la recuperación de las cuencas maduras y convencionales.

La conclusión fue clara: el futuro energético argentino no pasa solamente por Vaca Muerta. También dependerá de la capacidad para revitalizar y sostener la producción en regiones históricas como el Golfo San Jorge, la Cuenca Austral, Cuyana y el NOA.

Un país cada vez más dependiente de una sola cuenca

Los últimos datos procesados por la consultora Economía & Energía de Nicolás Arceo muestran una realidad contundente. En febrero de 2026, la producción nacional de petróleo alcanzó los 881.000 barriles diarios, con un crecimiento interanual del 15,6%. Sin embargo, casi todo ese aumento provino de Vaca Muerta.

La producción de shale oil neuquino llegó a 590.900 barriles por día, un salto del 33,3% interanual que ya representa el 67% del petróleo argentino. Mientras tanto, las cuencas convencionales continúan perdiendo volumen. La producción de la Cuenca del Golfo San Jorge cayó 7,5%; la Cuyana retrocedió 11%; la Austral disminuyó 5,6% y el NOA registró una caída superior al 20%.

La tendencia se repite en el gas natural. La producción total fue de 140 millones de metros cúbicos diarios, donde el shale gas aportó 78 MMm³/día y explicó más de la mitad del abastecimiento nacional. En contraste, el gas convencional cayó 10,3% interanual y el tight gas retrocedió casi 20%.

La fotografía actual deja tres conclusiones. Neuquén concentra cerca del 70% del gas y el 76% del petróleo nacional; todo el crecimiento incremental proviene de Vaca Muerta; y las cuencas maduras continúan en declino pese a los programas de recuperación. Para muchos especialistas, esta concentración genera una fortaleza, pero también un riesgo estratégico.

YPF se desprendió del 25% de su producción: eran cuencas convencionales

La revitalización de los campos convencionales también está siendo impulsada por el propio proceso de salida de YPF de áreas maduras. A través del denominado Plan Andes, la petrolera estatal avanzó en una de las mayores reestructuraciones de activos de las últimas décadas, con el objetivo de desprenderse de cerca de 55 áreas convencionales que representaban alrededor del 25% de su producción, pero que ofrecían menores márgenes de rentabilidad frente al potencial de Vaca Muerta.

La estrategia busca concentrar el 80% de las inversiones de la compañía en el desarrollo no convencional y en los proyectos de exportación de GNL. Según el último reporte corporativo, de los 48 bloques incluidos en la primera fase del programa, 45 ya fueron transferidos o completaron su proceso de cesión. En paralelo, la segunda etapa comprende otros 16 bloques, de los cuales tres ya cambiaron de manos, incluyendo activos relevantes como los clusters de Manantiales Behr y Malargüe.

El proceso dio lugar a un nuevo mapa de operadores en las cuencas maduras, con el desembarco de empresas regionales, medianas petroleras y firmas de servicios como PECOM, PCR, Petróleos Sudamericanos, Bentia Energy, Crown Point, Quintana Energy y Terra Ignis, entre otras. Para el sector, este fenómeno podría convertirse en una segunda oportunidad para muchos yacimientos que ya no encajaban en la estrategia de una gran operadora integrada, pero que aún conservan potencial productivo bajo esquemas más ágiles, especializados y con estructuras de costos adaptadas a la realidad de los campos maduros.

Lo que enseña la experiencia internacional

El debate coincide con una tendencia que observan los grandes productores mundiales. Según la consultora internacional Thunder Said Energy, las cuencas shale del planeta producen actualmente unos 12 millones de barriles equivalentes diarios de líquidos y más de 110.000 millones de pies cúbicos diarios de gas.

Sin embargo, el dato más relevante es otro: gran parte de los recursos todavía permanecen bajo tierra. Estados Unidos, líder mundial del shale, apenas habría producido alrededor del 11% de sus recursos totales. Canadá, otro referente global, habría explotado solamente el 3%. Y Argentina se encuentra todavía más atrás.

De acuerdo con las estimaciones de la consultora, menos del 2% de los recursos shale de Vaca Muerta han sido desarrollados hasta el momento. El potencial es enorme. Pero justamente por eso surge una pregunta cada vez más frecuente: si Vaca Muerta tiene décadas de crecimiento por delante, ¿por qué abandonar el resto de las cuencas?

La respuesta aparece en la experiencia canadiense y estadounidense. Las grandes potencias energéticas no construyeron su desarrollo apoyándose en un único activo. Lo hicieron combinando recursos convencionales, shale, infraestructura, tecnología y mercados de exportación.

El renacer de los campos maduros

En Calgary también se puso sobre la mesa otro fenómeno que gana relevancia en distintos países productores: la recuperación de yacimientos maduros. Durante años, muchos de estos activos fueron considerados marginales frente a los gigantescos desarrollos no convencionales.

Sin embargo, nuevas tecnologías, mejoras operativas, digitalización, optimización de costos y sistemas avanzados de recuperación están permitiendo extender la vida útil de campos que parecían agotados. La experiencia canadiense es uno de los casos más observados. Mientras el shale de Montney continúa expandiéndose, numerosas compañías siguen desarrollando activos convencionales gracias a modelos de operación más eficientes y estructuras de costos reducidas. La lógica comienza a replicarse también en Argentina.

La apuesta por revitalizar los yacimientos convencionales también comienza a reflejarse en nuevas inversiones. Un caso emblemático es el de Cerro Dragón, el histórico campo de Chubut operado por Pan American Energy (PAE), donde la compañía anunció que solicitará su incorporación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para ejecutar un proyecto de u$s680 millones orientado a extender la vida productiva del área.

La iniciativa contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, la adecuación de cerca de 220 pozos inyectores y unos 650 pozos productores, con el objetivo de incorporar 24 millones de barriles de producción incremental a lo largo de su vida útil. Se trata de una de las mayores apuestas por recuperación terciaria en Argentina, una técnica utilizada cuando ya se agotaron las etapas de recuperación primaria y secundaria, y que busca aumentar el factor de recobro mediante la inyección de polímeros para movilizar petróleo que permanece atrapado en la roca.

Para Chubut, el proyecto representa una oportunidad para sostener actividad, empleo y regalías en una cuenca que enfrenta el desafío de revertir años de declino productivo.

El caso VELITEC: una pyme que apuesta por los campos maduros

Uno de los ejemplos presentados en Calgary fue el de VELITEC, empresa argentina especializada en servicios petroleros y operación de campos maduros. La compañía participó del encuentro junto a Terra Ignis Energía, la empresa estatal de Tierra del Fuego, para mostrar un modelo de gestión basado en la articulación entre el sector público y privado.

La historia de la firma refleja parte de la transformación que atraviesa la industria energética nacional. Nacida como una pyme cordobesa, comenzó trabajando como contratista en Neuquén, participó en la construcción de gasoductos en Córdoba y luego avanzó hacia la operación directa de activos petroleros.

El punto de inflexión llegó en 2021, cuando ganó la licitación para operar el campo Loma de la Mina, en Mendoza. Este año dio otro salto relevante al adjudicarse, junto a Terra Ignis, la operación de los pozos maduros que YPF dejó en Tierra del Fuego. La operación comenzó formalmente el 1 de mayo de 2026.

La discusión sobre cuencas convencionales estuvo en el centro del encuentro bilateral argentino-canadiense “From Vaca Muerta to Conventional Basins: Unlocking Argentina’s Full Energy Potential”, realizado en Calgary, Canadá.

Para la compañía, el futuro energético argentino requiere mirar más allá de Vaca Muerta. “Estamos muy orgullosos de haber asumido el desafío de operar campos maduros en Tierra del Fuego. Estos yacimientos, que ya superaron su pico de producción, requieren una combinación de experiencia operativa, creatividad técnica y una fuerte gestión de costos. En VELITEC creemos que los campos maduros tienen un enorme potencial cuando se aplican las tecnologías y prácticas adecuadas”, sostuvo Facundo Araoz, presidente de la empresa.

El ejecutivo remarcó además el mensaje central que atravesó el encuentro de Calgary. “Participar de este evento nos permite mostrarle al mundo que Argentina no solo es Vaca Muerta. Tenemos una gran oportunidad en las cuencas convencionales y maduras, y VELITEC está preparada para ser un socio confiable, ágil y con ADN de PYME, capaz de integrar soluciones completas de superficie y subsuelo”, afirmó.

La experiencia de la compañía también expone una tendencia que empieza a observarse en distintos puntos del país: operadores más pequeños, con estructuras ágiles y especialización técnica, comienzan a encontrar oportunidades donde las grandes petroleras ven activos maduros o de menor escala. El desafío consiste en aplicar tecnología, eficiencia operativa y una gestión precisa de los costos para extraer valor de campos que todavía tienen recursos disponibles.

Una discusión estratégica para la próxima década

La expansión de Vaca Muerta seguirá siendo el principal motor energético argentino durante los próximos años. Los proyectos de exportación de petróleo, el desarrollo de LNG y las nuevas obras de infraestructura apuntan en esa dirección.

Sin embargo, la discusión que comenzó a instalarse en Calgary plantea un desafío más amplio. Argentina posee uno de los mayores recursos shale del mundo, pero también cuenta con una extensa red de cuencas convencionales, infraestructura instalada, conocimiento técnico acumulado durante décadas y miles de trabajadores especializados.

De hecho, el Gobierno comenzó a implementar medidas específicas para intentar revertir el deterioro de las cuencas maduras. A comienzos de 2026, mediante el Decreto 59/2026, actualizó el esquema de derechos de exportación para el petróleo convencional, elevando los umbrales de precios a partir de los cuales se aplican retenciones.

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La norma fijó un Valor Base de u$s65 por barril, por debajo del cual la alícuota es del 0%, y un Valor de Referencia de u$s80, nivel a partir del cual se aplica la tasa máxima del 8%. Hoy, tras la guerra de EEUU a Irán el panorama es otro, con el barril por encima de u$s90, pero el incentivo está presente. La decisión, acordada previamente con las provincias productoras, buscó mejorar la competitividad de los yacimientos maduros y aliviar una ecuación económica que, según advertían las empresas, operaba con márgenes cada vez más ajustados. El objetivo oficial es frenar el declino de la producción convencional y generar condiciones para nuevas inversiones en campos que todavía poseen recursos por desarrollar.

La clave podría no estar en elegir entre Vaca Muerta o las cuencas maduras. La verdadera oportunidad parece ser desarrollar ambas. Porque si el shale neuquino representa el presente y el futuro de las exportaciones energéticas, la recuperación de los campos convencionales podría aportar producción adicional, empleo regional, actividad para las pymes y una mayor diversificación de la matriz productiva.

Y esa, precisamente, fue una de las principales conclusiones que dejó el encuentro en Canadá: para convertirse en una potencia energética, Argentina necesitará mucho más que Vaca Muerta. Necesitará poner en valor todo su mapa energético.