Febrero de 2026 dejó una foto más precisa de Vaca Muerta que el simple conteo de barriles: Neuquén explicó 69,7% del petróleo nacional y, dentro de la provincia, el shale oil pasó a dominar casi por completo la producción. Según la serie oficial de la Secretaría de Energía por yacimiento, el volumen neuquino sumó 2,68 millones de m3 en el mes, de los cuales 2,597 millones correspondieron a shale oil.

El dato operativo relevante no es solo el liderazgo territorial, sino el corrimiento de la mezcla. El shale oil subió 37,4% interanual, mientras la producción convencional neuquina cayó 50,8% y el tight oil retrocedió 30,7%. Traducido a la práctica: el sistema productivo se está concentrando cada vez más en un perfil de desarrollo más técnico, más intensivo en completación y más dependiente de la logística de arena, agua, fractura y evacuación.

La provincia también quedó muy por encima del resto del país. Chubut aportó 13,8% del petróleo del corte, Santa Cruz 6% y Mendoza 5,8%. Esa dispersión deja una conclusión conocida pero cada vez más nítida: el mapa argentino del crudo sigue concentrándose en Neuquén, pero la tracción ya no viene de un mix equilibrado, sino de una base shale mucho más dominante que hace un año.

Para la operación, la señal importa porque redefine prioridades. Cuando el convencional pierde peso a ese ritmo, la planificación deja de depender de una canasta mixta y se ordena alrededor de pozos horizontales, campañas más homogéneas y curvas de producción que exigen disciplina de ejecución. El indicador a seguir en el próximo corte no es solo cuánto sube el total neuquino, sino si el shale oil logra sostener el ritmo mientras el convencional sigue cediendo terreno. Ese desplazamiento también anticipa más presión sobre transporte, insumos y tiempos de completación en el próximo trimestre. Si la brecha se amplía, Vaca Muerta no solo crecerá por volumen: también se volverá operativamente más especializada.