Argentina bate récords petroleros, pero Chubut transita otra etapa productiva

En la primera entrega de esta serie, Vibra News mostró que Chubut produjo 3.943.075 metros cúbicos de petróleo entre enero y julio de 2026, que mantiene el segundo lugar nacional y que su producción viene reduciéndose de manera gradual desde hace varios años. Este segundo informe avanza sobre una pregunta inevitable: cómo puede convivir esa trayectoria con una Argentina que produce más petróleo que nunca. La respuesta está en la concentración del crecimiento en Neuquén y en la diferencia estructural entre Vaca Muerta y las cuencas convencionales maduras.

La primera entrega de esta serie dejó establecidos algunos datos fundamentales. Chubut continúa siendo una de las principales provincias petroleras del país, pero su producción pasó de aproximadamente 8,71 millones de metros cúbicos en 2019 a 7,19 millones en 2025, una disminución acumulada cercana al 17,4%. Al mismo tiempo, entre enero y julio de 2026 produjo 3,94 millones de m³, equivalentes a alrededor del 13,2% de la producción nacional del período.

Ese recorrido adquiere otra dimensión cuando se lo coloca frente al desempeño del país. Argentina produjo 46,12 millones de metros cúbicos en 2025, un incremento del 13,1% respecto de 2024 y el mayor registro de la serie analizada. En los primeros siete meses de 2026 ya acumuló 29,83 millones de m³.

A primera vista parece una contradicción: el país bate récords mientras su segunda provincia productora muestra una trayectoria descendente. En realidad, ambas cosas pueden ocurrir simultáneamente porque el crecimiento argentino está extraordinariamente concentrado en Neuquén.

INFORME 1: Chubut sigue entre las grandes provincias petroleras, pero produce menos que años atrás.

El mapa petrolero argentino cambió en pocos años

En 2019 la relación entre Chubut y Neuquén era completamente distinta a la actual. Chubut producía aproximadamente 8,71 millones de m³, mientras Neuquén se ubicaba en 7,97 millones. Seis años después, la provincia chubutense cerró 2025 con 7,19 millones y Neuquén alcanzó 29,83 millones.

La diferencia no surge de un movimiento menor. Neuquén multiplicó por aproximadamente 3,7 veces su producción entre 2019 y 2025, mientras Chubut redujo la suya en 17,4%. En ese mismo período, el resto del país no acompañó una expansión semejante. El resultado es una transformación profunda en la geografía productiva argentina.

Evolución comparada 2019-2025

La propia serie muestra que, sin Neuquén, la producción argentina de 2025 hubiera sido de aproximadamente 16,3 millones de m³. Ese dato es crucial porque revela que el récord nacional no implica una expansión pareja del conjunto de las cuencas.

Neuquén explica la mayor parte del crecimiento

Durante 2025, Neuquén produjo 29.828.453 m³, contra 23.830.674 m³ en 2024. El aumento fue del 25,2% interanual. Chubut, en cambio, pasó de 7.427.258 a 7.190.654 m³, una reducción del 3,2%. Santa Cruz bajó 6,7%, Mendoza 4,9% y La Pampa 10,3%, mientras Río Negro creció 6,9%.

La comparación provincial deja en evidencia que no existe una única realidad petrolera argentina. En 2025 convivieron provincias convencionales en baja, otras prácticamente estables y una provincia que creció a una velocidad muy superior al promedio.

Producción 2024-2025 y acumulado a julio de 2026

La tabla también ayuda a colocar a Chubut en perspectiva. La provincia sigue segunda y con un volumen claramente superior al de Santa Cruz o Mendoza. El punto no es que Chubut haya dejado de ser relevante, sino que la escala de Neuquén se separó drásticamente del resto.

Dos velocidades dentro de la misma industria

El contraste responde en buena medida a la naturaleza de los recursos explotados. Neuquén atraviesa una fase de expansión masiva del no convencional, con Vaca Muerta como principal motor. Chubut, en cambio, sostiene una producción predominantemente convencional dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge, una de las regiones petroleras históricas del país.

En una formación no convencional en expansión, la incorporación de nuevas perforaciones puede sumar rápidamente volúmenes importantes. En una cuenca madura, una parte significativa del esfuerzo inversor está destinada a mantener producción existente y a reducir la velocidad del declino natural.

Por eso, no resulta técnicamente adecuado comparar únicamente porcentajes de crecimiento entre ambas provincias y extraer de allí conclusiones sobre eficiencia, gestión o inversión. Se trata de modelos productivos diferentes, con etapas geológicas y económicas distintas.

Chubut no es la única provincia convencional que retrocede

Uno de los datos más importantes de esta segunda entrega es precisamente que el comportamiento de Chubut forma parte de una tendencia más amplia entre varias provincias productoras tradicionales.

Santa Cruz produjo 3,85 millones de m³ en 2024 y 3,59 millones en 2025, una baja de 6,7%. Mendoza descendió de 3,23 a 3,07 millones, 4,9% menos. La Pampa pasó de 727.849 a 652.967 m³, una reducción del 10,3%.

Esto permite evitar una lectura excesivamente local. La caída de Chubut no se desarrolla en soledad, sino dentro de un escenario donde varias cuencas convencionales maduras tienen dificultades para acompañar el crecimiento extraordinario del no convencional neuquino.

Río Negro aparece como una excepción parcial, con una mejora de 6,9% entre 2024 y 2025, aunque su escala productiva sigue siendo muy inferior a la de Chubut.

El récord nacional tiene una base geográfica mucho más concentrada

La participación de Neuquén dentro del total argentino pasó de aproximadamente 27% en 2019 a 64,7% en 2025.

En los primeros siete meses de 2026, la concentración aumentó todavía más: Neuquén acumuló 20,91 millones de m³ sobre un total nacional de 29,83 millones, aproximadamente el 70,1%.

Chubut aportó alrededor de 3,94 millones, equivalente a cerca del 13,2%. Entre ambas provincias explicaron más de ocho de cada diez metros cúbicos producidos por la Argentina durante ese período, aunque con una distribución ampliamente favorable a Neuquén.

Ese proceso puede definirse como una reconfiguración del centro de gravedad de la industria petrolera argentina.

El salto nacional no se explica solamente por precios

La transformación también aparece en el frente exportador y ayuda a entender por qué la producción neuquina crece a esa velocidad.

Durante el primer semestre de 2026, las exportaciones del complejo petrolero-petroquímico alcanzaron US$8.116 millones, un aumento interanual del 43,7%. Dentro de ese total, el petróleo representó US$6.781 millones, aproximadamente 83,6% del complejo.

Las exportaciones de petróleo crudo alcanzaron US$4.702 millones entre enero y junio, 48% más que en el mismo período de 2025, y representaron aproximadamente 9,5% de todas las exportaciones argentinas de bienes.

El dato resulta relevante porque muestra que la expansión del sector no se limita a una mayor producción física: está modificando también la estructura exportadora nacional.

Neuquén también domina el petróleo exportado

La concentración es todavía mayor cuando se observa el crudo vendido al exterior.

Entre enero y julio de 2026, Neuquén exportó aproximadamente 7.005.683 m³, equivalentes al 91,4% del volumen de crudo exportado por Argentina durante esos siete meses. Chubut registró 279.906 m³; Tierra del Fuego 199.505; Santa Cruz 110.003; Río Negro 24.579 y otras jurisdicciones 42.542.

En valor, Neuquén alcanzó alrededor de US$3.699,7 millones, mientras Chubut registró US$144,5 millones. El total nacional fue de aproximadamente US$4.014,8 millones.

Estos datos no deben confundirse con producción. Chubut produjo 3,94 millones de m³ entre enero y julio, pero exportó directamente alrededor de 280.000 m³. Una parte importante de su crudo siguió otros destinos dentro del mercado interno. Esta distinción será desarrollada con mayor profundidad en otro capítulo de la serie.

Estados Unidos y Chile concentran los destinos del crudo argentino

El crecimiento exportador también tiene una geografía propia. Entre enero y julio de 2026, Argentina exportó alrededor de US$4.015 millones de crudo a catorce destinos. Estados Unidos concentró aproximadamente US$1.548 millones y Chile US$941,9 millones, de modo que ambos mercados explicaron 62,1% del valor exportado.

En volumen, Estados Unidos recibió aproximadamente 3,03 millones de m³ y Chile 1,70 millones. Entre ambos absorbieron 61,7% de los 7,66 millones de m³ exportados por Argentina durante el período.

Este crecimiento de los mercados externos también contribuye a sostener el ciclo expansivo de Vaca Muerta y a explicar por qué la infraestructura de transporte y exportación se convirtió en un componente central del desarrollo neuquino.

El cuello de botella también es diferente

La nueva infraestructura proyectada para Neuquén y Río Negro está diseñada principalmente para evacuar mayores volúmenes hacia mercados internacionales. VMOS —Vaca Muerta Oil Sur— prevé una capacidad inicial de aproximadamente 377.400 barriles diarios, ampliable a 700.000, con salida al Atlántico.

Eso representa una lógica de inversión distinta de la que domina en Chubut. Mientras el desafío de Vaca Muerta es ampliar capacidad para transportar una producción creciente, en la Cuenca del Golfo San Jorge una parte de las inversiones está orientada a extraer de manera más eficiente petróleo remanente y prolongar la vida útil de campos existentes.

Este punto es fundamental para comprender por qué comparar únicamente montos de inversión o crecimiento productivo entre ambas regiones puede conducir a conclusiones simplistas.

El caso de Cerro Dragón muestra esa diferencia

Dentro de Chubut, uno de los proyectos más relevantes es el de recuperación terciaria presentado para Cerro Dragón, con una inversión aproximada de US$680 millones, 22 plantas de inyección de polímeros y nuevas perforaciones. El proyecto apunta a sostener producción y moderar el declino en un yacimiento convencional maduro.

La comparación con VMOS sirve para visualizar dos objetivos distintos. En Neuquén-Río Negro se construye infraestructura para transportar volúmenes crecientes; en Cerro Dragón se propone tecnología para recuperar más petróleo de un campo maduro. No son inversiones equivalentes porque responden a necesidades productivas diferentes.

Por eso, la divergencia entre Neuquén y Chubut no debería leerse automáticamente como una comparación de desempeño empresarial. La geología, la edad de los yacimientos y el tipo de recurso pesan de manera decisiva.

El precio también modifica la fotografía

La diferencia productiva no significa que Chubut carezca de ventajas comerciales. De hecho, el crudo Escalante mantiene una valorización significativa.

Entre enero y julio de 2026, el precio implícito del petróleo exportado desde Chubut se ubicó alrededor de US$516,1 por m³, equivalente a aproximadamente US$82 por barril. Neuquén alcanzó US$528,1 por m³; Río Negro US$493,9; Tierra del Fuego US$457,9 y Santa Cruz US$417,6.

Esto será central en el informe dedicado a precios y regalías, porque permite entender cómo una provincia puede producir menos volumen y, sin embargo, sostener mejor sus ingresos cuando la valorización del crudo mejora.

El crecimiento nacional también modifica la balanza energética

El avance de Vaca Muerta tiene una consecuencia macroeconómica que excede ampliamente a Neuquén.

Durante el primer semestre de 2026, Argentina alcanzó un superávit energético de aproximadamente US$6.987 millones, 87% superior al mismo período del año anterior. Las exportaciones de combustibles y energía sumaron US$8.118 millones, 52% más, mientras las importaciones de combustibles disminuyeron 29%.

Estos números muestran por qué el crecimiento del sector tiene relevancia nacional. El aumento de producción no solamente genera actividad en las provincias productoras: también modifica el balance comercial argentino, reduce necesidades de importación y amplía exportaciones.

Desde la perspectiva de Chubut, esto representa un contexto sectorial favorable, aunque no significa que todas las cuencas estén transitando la misma fase productiva.

La política nacional de exportación también incide

Otro elemento que debe incorporarse a la explicación es el régimen de derechos de exportación para el crudo convencional. El material analizado registra que durante 2026 se modificaron parámetros aplicables a estos derechos, generando mejores condiciones para determinadas exportaciones convencionales.

Este aspecto resulta particularmente relevante para provincias como Chubut, porque el comportamiento futuro del petróleo convencional depende no solamente de geología e inversiones, sino también de precios, costos, condiciones de exportación, regalías y carga tributaria.

Por eso, el escenario productivo provincial debe analizarse dentro de un marco nacional más amplio y no como un sistema aislado.

Argentina crece, pero las provincias no lo hacen todas juntas

La conclusión más importante de esta segunda entrega es que el récord argentino es real, pero no está distribuido territorialmente de manera uniforme.

La producción nacional pasó de aproximadamente 29,5 millones de m³ en 2019 a 46,1 millones en 2025. Neuquén pasó de 7,97 a 29,83 millones. Chubut, durante ese mismo período, pasó de 8,71 a 7,19 millones.

Así, el país creció porque el incremento de Neuquén fue mucho mayor que la reducción registrada en otras jurisdicciones.

Ese dato es básico para cualquier análisis serio del petróleo argentino: el promedio nacional oculta comportamientos provinciales muy diferentes.

Chubut mantiene importancia aunque pierda participación relativa

La pérdida de participación relativa tampoco debe confundirse con irrelevancia económica.

Chubut sigue siendo segunda en producción, mantiene una industria petrolera de gran escala, posee infraestructura histórica, genera regalías significativas y conserva un crudo con una valorización comercial competitiva.

Lo que cambió es el peso relativo.

En una Argentina donde Neuquén pasó a explicar aproximadamente siete de cada diez metros cúbicos producidos durante los primeros siete meses de 2026, es inevitable que el porcentaje correspondiente a Chubut y al resto de las provincias se reduzca incluso aunque mantengan volúmenes importantes.

La discusión correcta no es Chubut contra Vaca Muerta

Desde el punto de vista económico, posiblemente sea más útil abandonar la idea de una competencia directa entre Chubut y Vaca Muerta.

La pregunta relevante para Chubut no es si puede replicar el crecimiento del shale neuquino, sino qué nivel de producción puede sostener su cuenca convencional, a qué costo, con qué tecnología, durante cuánto tiempo y con qué impacto fiscal.

Eso coloca en el centro otras variables: recuperación secundaria y terciaria, precio del Escalante, cantidad de pozos, eficiencia operativa, régimen tributario, inversiones y perspectivas de producción.

Precisamente esas variables permiten analizar la situación sin convertir el dato objetivo del declino en un cuestionamiento automático a una compañía determinada.

Qué agrega este segundo informe

La segunda entrega de la Radiografía Petrolera de Chubut 2026 de Vibra News completa la primera conclusión de la serie.

En el Informe 1 vimos que Chubut mantiene el segundo lugar nacional pero produce menos que años atrás. Ahora sabemos que esa evolución ocurre en un país cuya producción aumentó con fuerza porque Neuquén modificó completamente la escala petrolera argentina.

En 2019, Chubut producía más que Neuquén. En 2025, Neuquén alcanzó 29,83 millones de m³ frente a los 7,19 millones chubutenses. En los primeros siete meses de 2026, Neuquén explicó alrededor del 70% del petróleo nacional, mientras Chubut aportó aproximadamente 13,2%.

Al mismo tiempo, la caída de Chubut no constituye una rareza aislada: Santa Cruz, Mendoza y La Pampa también registraron reducciones en 2025. Esto refuerza la hipótesis de una industria argentina que actualmente combina un núcleo no convencional fuertemente expansivo con diversas cuencas convencionales maduras que enfrentan el desafío de sostener producción.

La pregunta que abre el tercer informe

Hasta aquí, los números parecen conducir a una conclusión sencilla: si Chubut produce menos petróleo, deberían disminuir también sus ingresos hidrocarburíferos. Pero eso no ocurrió de manera lineal.

Durante 2026 apareció una paradoja económica especialmente interesante: la producción chubutense bajó, pero las regalías petroleras lograron sostenerse e incluso mejorar en dólares durante buena parte del período.

Para entender por qué, hay que incorporar una variable que todavía no analizamos en profundidad: el precio.

El Informe 3 de Vibra News abordará cuánto recibió Chubut por regalías, qué ocurrió mes a mes, cuánto representan esos recursos dentro de la recaudación provincial y por qué una menor producción no necesariamente implica menos ingresos.