Según la serie oficial de producción por yacimiento de la Secretaría de Energía, 29 yacimientos petroleros pasaron de registrar producción positiva en enero de 2026 a marcar cero en febrero, una señal que en términos operativos equivale a una interrupción brusca de disponibilidad. El dato no explica la causa, pero sí define la magnitud del quiebre: 8 casos quedaron en Golfo San Jorge y concentraron 955,5 m3/d de producción de enero que desapareció al mes siguiente; en Austral hubo 12 casos, con 84,8 m3/d; en Neuquina, 8 casos y 125,3 m3/d; y en Noroeste, un caso mínimo de 0,54 m3/d.

El ejemplo más limpio es Restinga Ali. La serie muestra que venía en 45,6 m3/d en septiembre, 38,8 en octubre, 34,8 en noviembre, 46,3 en diciembre y 44,9 en enero; en febrero cayó a cero. Ese patrón no permite afirmar una causa única, pero sí exhibe un corte abrupto, compatible con un parate técnico, una intervención de mantenimiento o una restricción física en superficie.

La lectura estructural es más importante que el caso aislado. En cuencas maduras, la producción no cae siempre por grandes derrumbes; muchas veces se erosiona por cierres temporales, ajustes de superficie, limitaciones de transporte o paradas de activos que en la suma pesan poco para una compañía, pero mucho para el mapa operativo de la cuenca. Por eso el dato relevante no es sólo el cero de un yacimiento, sino la simultaneidad de 29 ceros en un mismo mes y la concentración de la pérdida en Golfo San Jorge.

Si la serie de marzo, cuando esté disponible, muestra una recuperación parcial, el episodio quedará como un bache operativo acotado. Si los ceros persisten, la señal cambia de escala: ya no sería un incidente puntual, sino un síntoma de fragilidad más persistente en la base convencional del sistema. Lo que conviene monitorear en la próxima actualización oficial no es únicamente la vuelta de Restinga Ali, sino cuántos de esos 29 yacimientos recuperan producción y si Golfo San Jorge sigue absorbiendo la mayor parte del ajuste.