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 solo el convencional) con una baja del 8,2% y del 13% contra 2023. 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 producción de crudo convencional quedó liderada por el Golfo San Jorge (183 kbbl/d), seguida por la Neuquina (93 kbbl/d), la Cuyana (14,6 kbbl/d), la Austral (14,3 kbbl/d) y el NOA (3,2 kbbl/d).
El factor gas: Fénix como la única excepción
Por el lado del gas, la tendencia es similarmente negativa. La caída más fuerte se dio en la Cuenca Cuyana (-18,6%), seguida de la Neuquina (-13,4%), el Golfo San Jorge (-9,3%) y el NOA (-9%). Sin embargo, hubo un "cisne blanco" en el sur: la Cuenca Austral registró un crecimiento del 11,9%, impulsada exclusivamente por la puesta en marcha del proyecto offshore Fénix.
En consecuencia, la Austral ocupó el primer lugar de cuencas convencionales con 27,1 MMm3/d, seguida por la Neuquina (14 MMm3/d), el Golfo San Jorge (9,7 MMm3/d), el 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.
Salvataje fiscal: El esquema de Retenciones Cero
En busca de paliar la crítica situación de los campos maduros, el Gobierno Nacional oficializó días atrás un nuevo régimen de incentivos fiscales. La medida, instrumentada mediante el Decreto 59/2026, lleva a cero las retenciones si el barril cae por debajo de los 65 dólares.
Esta normativa establece un esquema de derechos de exportación más flexible, diferenciándolo del régimen general del año 2020. Bajo el nuevo sistema para el convencional:
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Retenciones 0%: Si el precio internacional del barril (Brent) es igual o inferior a USD 65 (Valor Base).
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Alícuota del 8%: Si el barril supera los USD 80 (Valor de Referencia).
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Fórmula variable: Se aplica si el precio fluctúa entre los USD 65 y USD 80, permitiendo una transición suave que no asfixie la rentabilidad de las operadoras en campos de alto costo operativo.